Расчет бурильной колонны на прочность

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
“Тюменский индустриальный университет”
ИНститут Геологии и нефтегазодобычи

Кафедра “Бурение нефтяных и

газовых скважин”


ПРАКТИЧЕСКАЯ Работа
на тему
«Расчет бурильной колонны на прочность»
по дисциплине: “Технология бурения нефтяных и газовых скважин”
Руководитель Студент гр. БСб(до)зу-15-3
к.т.н, доцент
Паршукова Л.А. И.Е.Попов

2018
Вариант 10

Таблица 1 –Данные для практической работы

Параметр	Единица измерений	Величина параметра
1. Глубина скважины	м	2700
2.Диаметр долота (трехшарошечн.)	мм	190
3.Частота вращения долота (вала ГЗД)	об/мин	350
4. Перепад в долоте, МПа	МПа	6
5.Перепад в ГЗД	МПа	3
6.Условия бурения (норм. - осложненные)	(н) (осл)	н
7.Колонна (одноразмерная /комбиниров.)	(одн.) (ЛБТ)	одн.
8.Плотность промывочной жидкости	кг/м^3	1450
9.Силы трения при подъеме колонны	кН	25
10.Осевая нагрузка на долото	кН	160

Рассчитываем длины УБТ при бурении с ГЗД.

Диаметр бурильных труб должен составлять 60 – 68 %.
Диаметр УБТ – 75 – 85 % от диаметра долота.
Наружный диаметр ЛБТ:
d_лбт.н. = 0,68·190 = 129,2 мм
Принимаем d_лбт.н. = 129 мм, тип Д16-Т с толщиной стенки 11 мм.
Наружный диаметр УБТ:
0,75·190=142,5 мм
Принимаем УБТ – диаметром 147 мм с толщиной стенки 36 мм
Внутренний диаметр стальных труб ЛБТ
d_в = d_н - 2δ_ст = 129 – 2·11 = 107 мм
Внутренний диаметр стальных труб УБТ
d_в = d_н - 2δ_ст = 146 – 2·36 = 74 мм
Диаметр турбобура:
d_тб = 0,9·Dо = 0,9·190 = 171 мм
Принимаем диаметр турбобура равным 172 мм, и условно выбираем турбобур 3ТСШ1-172. Длина турбобура L_тб = 2,54 м, вес турбобура
G_тб = mg = 3530·9,81 = 34,6 кН.
Период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя:

где t_n - шаг зубьев на периферийном венце, t_n =32 мм,

R- радиус долота, R=95 мм,
n– частота вращения долота, необходимая для объемного разрушения породы, n=350 об/мин.,
Е – модуль упругости, Е=2,1·10¹¹ Па,
F – площадь поперечного сечения тела динамически активного участка вала ГЗД, F=38·10^-4 м²
 - угол наклона оси шарошки к оси долота, sin  = 0,8
К_n - коэффициент, который учитывает изменение частоты вращения вала ГЗД, К_n =4
G_д - динамическая нагрузка на долото, кН
G_д = 0,15·G
G_д =0,15·160 = 24 кН
G_ст - статическая нагрузка на долото, кН
G_ст =(0,75…0,85)·G
G_ст = 0,85·160 = 136 кН
с – скорость звука в материале, с=5100 м/с.

Длину УБТ можно определить:

,
где с - скорость звука в материале УБТ (для стальных труб с  5100 м/с);
Т_д - период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя [1], с;
l₁ - длина бурильного инструмента от забоя до УБТ, l₁ =26 м [1];
l₂ - длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры ГЗД, l₂=2,8 м;
м
Принимаем длину УБТ: l_у =28 м.

Определяем длину стальных труб в колонне с применением ЛБТ

Длину стальных труб, необходимых для обеспечения осевой нагрузки на долото (при колонне, составленной из разных по диаметру труб или из различных типов труб, например, из ПК и Д16-Т), рассчитывают по формуле:
,
где G, G_у, G_з - соответственно осевая нагрузка на долото, вес УВТ и забойного двигателя с присоединенными к его валу элементами, кН;
b - учитывает Архимедову силу;
;
₁, _пк - соответственно плотности промывочной жидкости и труб ПК;
_пк = 7800 кг/м³

q_пк - вес одного метра труб ПК в воздухе с учетом замковых соединений, кН. q_пк = 0,389 кН/м
G_у = q_у·l_у.
q_у - вес 1 метра УБТ, q_у = 1,56 кН/м
G_у = 1,56·28 = 43,7 кН
G_з = 34,6 кН
G = 160 кН
м
Принимаем длину стальных труб: l_ст = 315 м
Длина ЛБТ
lлбт = 2700 – (26+28+315) = 2331 м
Принимаем длину ЛБТ: l_ЛБТ = 2331м.

Рассчитываем колонну на прочность при турбинном бурении

Расчет ведется от воздействия на колонну растягивающих усилий, а действие остальных нагрузок учитывается коэффициентом запаса прочности.
Определяем растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны (из труб ПК и Д16-Т) при наиболее тяжелых условиях для колонны, когда колонна поднимается из искривленной скважины с относительно большой скоростью при циркуляции жидкости (буровые насосы включены) в скважине:
,
где К_д - коэффициент динамичности при подъеме или спуске колонны, К_д=1,3;
F_тл - площадь поперечного сечения тела ЛБТ, м²;
;
F_тл = 0,785·(0,129² – 0,107²) = 0,004 м²
d_нл, d_вл - наружный и внутренний диаметры ЛБТ (Д 16-Т), м;
q_у - вес 1 м УБТ, Н;
q_л, l_л - вес 1 м и длина ЛБТ соответственно, Н/м и м;
b_л - величина b для ЛБТ;
Р_т, Р_д - соответственно перепад в турбобуре и долоте Па;
F_в - площадь поперечного сечения канала труб, м²;
G_тр - величина сил трения колонны о стенки скважины (силы сопротивления, которые определяются расчетным или опытным путем), Н.
Определяем _р по формуле:


Определяем мощность, расходуемую на вращение колонны,
,
где С_n – коэффициент, учитывающий влияние величины зенитного угла скважины на N_в [1];
ρ_ж - плотность промывочной жидкости, Н/м³;
n - частота вращения колонны, об/мин;
D_c - диаметр скважины, м;
L_к, l_у - длина бурильных труб и УБТ, соответственно, м;
l_н, l_ну - наружный диаметр бурильных труб и УБТ, м.
кВт
Находим вращающий момент на трение долота о стенки скважины:
;

Рассчитываем сумму вращающих моментов на вращение колонны (М_в) и на М_о:
,
где - в единицах 1/с;
Н*м
Определяем напряжение  по формуле:

_МПа
_рез=
и проверяем условие:

_рез = 304 < 356 МПа, следовательно прочность колонны от действия на нее статических усилий (при оговоренных вначале условиях) достаточна, но фактический К_р (К_рф) больше [К_р], К_рф = 516/304  1,7.
Делаем вывод о том, что надо взять трубы группы прочности "Е", колонна будет работоспособна.