Файл: Курсовой проект защищен с оценкой Иркутск 2023 г. Министерство науки и высшего образования рф федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Иркутский национальный исследовательский технический университет.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.02.2024
Просмотров: 135
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
 =  =  = 42 428,2  |
3. Общая длина УБТ для одно-, двух- и трехразмерных конструкций подбирают таким образом, чтобы их суммарный вес в буровом растворе с учетом веса забойного двигателя на 25% превышал максимально допустимую осевую нагрузку на долото.
По формуле 3.36 находим расчетную длину колонны утяжеленных бурильных труб Lубт.
| Lубт =  , м | (3.36) |
| где | Lубт – расчетная длина колонны УБТ, м; Рдол – максимально допустимая нагрузка на долото, Н, (табл. 3) ; Gтб – вес забойного двигателя (турбобура), Н; qубт – масса 1 м УБТ, кг, (табл. 2); ρ  бр- плотность бурового раствора, кг/м3; ρ ст - плотность материала УБТ (стали), кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/сек2, g = 9,81 м/сек2.  |
| Lубт = =  = 118 м |
После определения расчетной длины колонны УБТ с учетом длины одной трубы УБТ по формуле 3.37 определяем расчетное количество труб УБТ.
| Nубт.р. =  , шт. | (3.37) |
| где | Nубт.р. – расчетное количество труб УБТ, шт.; Lубт – расчетная длина колонны УБТ, м; L1убт. – длина одной трубы УБТ, м. , (табл. 2). |
| Nубт.р. =  = 9,8 шт. |
Принимаем фактическое количество труб УБТ, кратное целому числу, равное N = 10 шт.
Фактическая длина колонны труб УБТ Lубт.ф. согласно принятому фактическому количеству труб УБТ определится по формуле 3.38.
| Lубт.ф. = L1убт. * N , м | (3.38) |
| где | Lубт.ф. – фактическая длина колонны труб УБТ, м.; L1убт. – длина одной трубы УБТ, м.; N – фактическое количество труб УБТ, шт. |
| Lубт.ф. = L1убт. * N = 12 * 10 = 120 м |
Фактический вес колонны труб УБТ корректируется с учетом фактической длины колонны УБТ и определяется по формуле 3.39.
| Gубт = qубт * g* Lубт, Н | (3.39) |
| где | Gубт – вес колонны труб УБТ, Н; qубт – масса 1 м УБТ, кг, (табл. 2); g – ускорение свободного падения, м/сек2, Lубт.ф. – фактическая длина колонны труб УБТ, м. |
| Gубт = qубт * g* Lубт = 145 * 9,81* 120 = 170 694 Н |
Расчет бурильной колонны
Бурение с забойным двигателем
Для бурения с забойным двигателем бурильную колонну рассчитывают исходя из следующих положений:
– в вертикальной скважине за расчетное принимают подвешенное состояние колонны с работающим забойным двигателем;
– колонну рассчитывают на статическую нагрузку от продольного усилия растяжения, возникающего от суммарного действия веса турбобура и элементов бурильной колонны, расположенных ниже рассматриваемого сечения и перепада давления в турбобуре и долоте;
– секции труб рассчитывают, начиная с нижней секции.
Расчет секции труб начинаем по формуле 3.40 с определения расчетного диаметра бурильных труб с учетом того, что соотношение диаметра бурильных труб и диаметра УБТ должно быть не менее 0,75, при меньшей величине соотношения в верхней части УБТ включают одну или несколько секций УБТ меньшего диаметра.
| Dбт = 0,75* dубт, мм | (3.40) |
| где | Dбт – расчетный диаметр бурильных труб, мм; 0,75 – коэффициент; dубт – диаметр УБТ, мм. |
| Dбт = 0,75 * dубт = 0,75* 178 = 133,5 мм |
По техническим характеристикам (Табл.2) выбираем ближайший стандартный размер бурильных труб = 140 мм с высаженными внутрь концами и навинченными замками.
Расчет секций бурильных труб производится по схеме снизу – вверх.
Первая (самая нижняя) секция бурильных труб, наиболее сильно подверженную действию переменных нагрузок, как при бурении с забойными двигателями, так и для роторного способа бурения, комплектуется из бурильных труб группы прочности Д с наибольшей толщиной стенки, так как они лучше приспособлены к таким условиям.
Длина первой (самой нижней) секции бурильных труб принимается равной 500 м.
Длину остальных секций (кроме первой) рассчитывают на основе условия, что в самом верхнем сечении этой секции нагрузка растяжения на бурильные трубы не должна превосходить допустимого значения.
Допустимую нагрузку растяжения Qдоп определяют по выражению 3.41:
| Qдоп =  , Н | (3.41) |
| где | Qдоп – допустимая нагрузка растяжения, Н; Qпред – предельная нагрузка, соответствующая пределу текучести в теле трубы Н; Кзап – коэффициент запаса прочности. |
Рекомендуемые коэффициенты запаса прочности
при расчете колонны различные нагрузки, включая нагрузки на растяжение при бурении роторным способом и применением забойных двигателей:Бурение роторным способом……………………………..1,50
Бурение с использованием забойных двигателей ………1,40
Предельная нагрузка растяжения Qпред определяется по формуле 3.42 исходя из произведения предела текучести материала бурильных труб σтек (МПа) и площади сечения бурильной трубы Fтр. (м2).
| Qпред = σтек * Fтр. , Н | (3.42) |
| где | Qдоп - допустимая нагрузка растяжения, Н; σтек – предел текучести материала бурильных труб, МПа; Fтр. – площадь сечения бурильной трубы, м2. |
Допустимую нагрузку растяжения на бурильные трубы Qдоп с учетом коэффициента запаса прочности определяем по формуле (3.43):
| Qдоп =  , (Н) | 3.43) |
| где | Qдоп - допустимая нагрузка растяжения, Н; Qпред – предельная нагрузка растяжения, соответствующая пределу текучести в теле трубы Н; Кзап – коэффициент запаса прочности; σтек – предел текучести материала бурильных труб, МПа. Fтр. – площадь сечения бурильной трубы, м2. |
Прочностные показатели (предел текучести
тек) стальных бурильных труб различных групп (марок) сталей приведены в табл. 3.11.Таблица 3.11. – Прочностные показатели стальных труб различной группы прочности сталей
| Группа прочности | Д | К | Е | М | Л | Р | Т |
| Предел текучести, тек МПа | 380 | 500 | 550 | 650 | 750 | 900 | 1000 |
тек – предел текучести, отражающий предельную нагрузку растяжения, приходящуюся на единицу площади, МПа или
При расчете второй секции бурильных труб группа стали берется «Д», а толщина стенки бурильной трубы минимальной.
Допустимую нагрузку растяжения на бурильные трубы второй секции Qдоп2 с учетом коэффициента запаса прочности определяем по формуле (3.43):
| Qдоп2 =  , Н | 3.43) |
| где | Qдоп2 - допустимая нагрузка растяжения второй секции, Н; Qпред2 – предельная нагрузка растяжения, соответствующая пределу текучести в теле трубы Н; Кзап – коэффициент запаса прочности, Кзап =1,5; σтек – предел текучести материала бурильных труб, Па, σтек = 380 000 000 Па; Fтр. – площадь сечения бурильной трубы второй секции, м2. |
| Qдоп2 =  |
По формуле 3.44 определяем длину второй секции бурильных труб.
| L2 =  | (3.44) |
| где | L2 – длина второй секции бурильных труб, м; Qдоп2 - допустимая нагрузка на бурильную трубу второй секции, Н; 1,15 – коэффициент запаса прочности; qтб – масса турбобура, кг; qубт - масса 1 метра УБТ, кг; Lубт – длина колонны УБТ, м; q1 – масса 1 м бурильной трубы первой секции, кг; L1 – длина первой секции бурильных труб (принимаем L1 = 500 м), м; ρ бр- плотность бурового раствора, кг/м3; ρ ст - плотность материала УБТ (стали), кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/сек2, Рд – перепад давления в буровом долоте, МПа; Ртб - перепад давления в турбобуре, МПа; Fп.с.. – площадь поперечного сечения проходного канала бурильной трубы первой секции, м2; q2 – масса 1 м бурильной трубы второй секции, кг; 106 – коэффициент перевода единиц измерения из МПа в Па. |