Файл: Элияшевский, И. В. Типовые задачи и расчеты в бурении учеб. пособие.pdf

iVA= 46,4-10-*-0,3-10-19,0-40 = 10,6 л. с.;

iV== 13,6 + 10,6 = 23,2 л. с.

Здесь D и d — соответственно наружный и внутренний диаметры бурильных труб в см.

Следовательно,

т = 71 620 4 0 •15о .2 = 530 кгс/см2.

Тогда

(Ув— Y 12502 + 4 • 5302 = 1640 кгс/см2.

Коэффициент запаса прочности равен

<?6. к = (6000-150) 10,7 + 150-97 = 77150 кг = 77,15 т.

Расчет низа колонны труб ЛБТ на прочность при роторном способе бурения

Коэффициент запаса прочности труб ЛБТ в нижней части колонны определяют из выражения

Я = - ^ > 1 ,2 5 ,

где сгт — предел текучести материала труб ЛБТ; ан — рриведенные напряжения, возникающие в нижней части колонны труб ЛБТ

<*н = У <^3+ 4т2.

Значения букв, входящих в формулу, приведены в задаче 16.

°из — 2000 ;

_ 1.1Дд- А ,

/

D3 = 136 мм (см. табл. 13 приложения).

Здесь D — 11,4 см — наружный диаметр высаженного конца бу­ рильной трубы (см. табл. 13 приложения); d = 8,0 см — внутрен­ ний диаметр высаженного конца бурильной трубы (см. табл. 13 приложения).

Тогда

Величину касательных напряжений в нижней части труб ЛБТ определим по формуле

т = 71 620 —^ — К„.

N x. в = 18,8 •10~5■1,3 -0,1142 • 150 • 401*7 = 2,5 кВт = 3,38 л. с.

Nr—10,6 л. с.

N —3,38 + 1 0 , 6 1 4 л. с.

г = 71 620 40*156 2 = 320 кгс/см2.

ан= |/4 2 2 + 4 • 3202 = 640 кгс/см2.

Коэффициент запаса прочности труб ЛБТ в нижней части колонны равен

СТт 3300 = 5,16,

СГН 640

что достаточно.

П р и м е ч а н и е . При компоновке бурильной колонны в нижнюю часть ЛБТ должны быть включены утяжеленные бурильные трубы. Вес УБТ должен на 25% превышать осевую нагрузку на долото, заданную ГТН.

При бурении скважин разрешается устанавливать над УБТ стальные трубы. В этом случае общий вес УБТ и стальных труб должен на 25% превышать осе­ вую нагрузку на долото.

УПРОЩЕННЫЙ МЕТОД РАСЧЕТА КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ ПРИ РОТОРНОМ СПОСОБЕ БУРЕНИЯ

Задача 18. Скважину глубиной Н = 3000 м бурят роторным спо­ собом с использованием бурильных труб с высаженными внутрь концами и навинченными замками диаметром D = 114 мм стали

34

группы прочности К с толщиной стенки 6 = 9 мм; длина 146-мм УБТ 1у — 150 м; осевая нагрузка на долото G = 10 тс; мощность, передаваемая ротору для вращения бурильных труб, N — 300 л. с.; скорость вращения стола ротора пр = 170 об/мин; скважина вер­ тикальная, бурение проводится в неосложненных условиях; удель­ ный вес глинистого раствора угл р = 1,25 гс/см3; удельный вес ма­ териала труб ум = 7,85 гс/см3; коэффициент запаса прочности труб принимаем равным К — 1,4.

Решение.

Упрощенный метод расчета верхней части колонны бурильных труб на прочность при роторном способе бурения

Определим коэффициент запаса прочности труб на устье

где пт — предел текучести материала труб. Для труб, изготовлен­ ных из стали группы прочности К, сгт = 5000 кгс/см2; ств — при - веденные напряжения, возникающие в верхней части колонны труб

°гв = 1/°р + 4т2.

Растягивающие напряжения на устье скважины приблизительно могут быть определены по формуле

„ __ 1л (Ум У г л . р )

Так как коэффициент запаса прочности принимается равным 1,4 без учета потерь веса колонны в жидкости, то угл р = 0, и формула имеет следующий вид:

•EiYm

10 ’

где Ь х — длина колонны бурильных труб от устья до места соедине­ ния с УБТ.

L± = L — Iу>

0Р = -----— = 2240 кгс/см2.

Касательные напряжения можно определить по формуле

N

т = 71 620- ПрТУкр Кл.

35

В данной формуле N = 300 л. с. — мощность, передаваемая ро­ тору для вращения бурильной колонны; ТУкр — полярный момент сопротивления гладкой части бурильных труб в см3.

Здесь D и d — соответственно наружный и внутренний диаметры бурильных труб в см.

П р и м е ч а н и е . В данной формуле коэффициент динамичности Kg = 1, так как мощность привода ротора должна быть всегда больше суммарной мощ­ ности, расходуемой на холостое вращение бурильных труб, и мощности, затрачи­ ваемой на преодоления сопротивлений при работе долота.

Тогда

Приведенные напряжения, возникающие в верхней части колонны бурильных труб, равны

ов = V 22402 + 4 • 8642 = 2830 кгс/см2.

Коэффициент запаса прочности равен

5000 = 1,78,

2830

что достаточно.

Вес колонны равен

Qo. к 1пд„р + lyQy

(?б. к = 2850-26,4+ 150.97 = 89790 к г^ 8 9 ,8 т.

Здесь qnp — 26,4 кг — приведенный вес 1 м бурильной трубы (см. табл. 9 приложения); qy = 97 кг — вес 1 м УБТ (см. табл. 10 приложения).

Упрощенный метод расчета низа колонны бурильных труб на прочность при роторном способе бурения

Коэффициент запаса прочности труб в нижней части колонны равен

где от — предел текучести материала труб. Для стали группы проч­ ности К, от = 5000 кгс/см2; он — приведенные напряжения, возни­ кающие в нижней части колонны бурильных труб и определяемые

36

Значения букв, входящих в формулу, приведены в задаче 16.

Для упрощения расчета касательные напряжения можно принять одинаковыми по длине всей колонны.

В нашем примере т = 864 кгс/см2, тогда

ан = /2 7 4 2 + 4 • 8б42= 1740 кгс/см2.

Коэффициент запаса прочности равен

Х= От 5000 = 2,88,

(Ун 1740

что достаточно.

РАСЧЕТ КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ ПРИ БУРЕНИИ С ПРОДУВКОЙ ВОЗДУХОМ (ГАЗОМ)

Задача 19. Рассчитать на прочность бурильную колонну для ро­ торного способа бурения с продувкой воздухом скважины глубиной

Н = 2000 м.

Данные для расчета: бурильные трубы типа ТБПВ диаметром D — 146 мм из стали группы прочности Д с толщиной стенки б = = 8 мм; длина 203-мм УБТ 1у — 100 м; диаметр долота Dn = 269 мм;

скорость вращения стола ротора пр — 118 об/мин; мощность, пере­ даваемая ротору для вращения бурильных труб, N = 250 л. с.

Решение.

37