 |
Проектирование бурильной колонны
|
|
|
|
Министерство образования российской федерации
Государственное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
Методические указания
по курсу "Технология бурения нефтяник и газовых скважин" студентам специальности 0908 "Бурение нефтяных и газовых скважин" для расчетов бурильной колонны на прочность на практических занятиях
Тюмень 2003
Утверждено редакционно-издательским советом
Тюменского государственного нефтегазового университета
Составитель: Кулябин Геннадий Андреевич, д.т.н., профессор
Ó Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2003
Проектирование бурильной колонны
1.1. Введение.
1.1.1. В этих указаниях предложены некоторые методы расчета длины УБТ и стальных труб составной колонны (в верхней части которой расположены ЛБТ), метод расчета колонны при бурении с ГЗД с определением растягивающих напряжений, а также один из вариантов статического расчета колонны на прочность при роторном бурении и расчеты на выносливость. Кратко изложена методика проектирования компоновки бурильной колонны.
1.1.2. Основные положения методики проектирования бурильной колонны.
1.1.2.1. Определяют наружный диаметр колонны из условий возможных минимумов потерь напора в гидравлическом тракте скважины и гидроудара в ее затрубном пространстве при СПО.
1.1.2.2. Выбирается тип бурильных труб. При этом предусматривается снижение механического и коррозионного износа труб в процессе их эксплуатации, эффективное проведение всех технологических операций по углублению скважины и по ликвидации осложнений и аварий с бурильным инструментом.
|
|
|
1.1.2.3. Обосновывают число секций бурильной колонны и место размещения в колонне секций с разными диаметральными размерами и свойствами труб для достижения максимально возможных в конкретных условиях проходки на долото и механической скорости проходки путем управления динамикой работы колонны в скважине.
1.1.2.4. Далее обосновывают целесообразность и необходимость включения в нижнюю часть колонны различных элементов (амортизаторов, разделителей, специальных переводников, центраторов и др.), позволяющих успешно управлять динамикой всего бурильного инструмента, процессом углубления скважины, а также траекторией оси скважины согласно заданному профилю.
1.1.2.5. Рассчитывают длины секций, участков колонны и других ее элементов.
1.1.2.6. Выбирают методику расчета бурильной колонны на прочность, обосновывают необходимость определенного вида расчета колонны на прочность и производят необходимые расчеты колонны на прочность или устойчивость.
1.1.3. Основные данные о трубах приведены в приложениях 1, 2.
1.2. Расчет длины УБТ при бурении с ГЗД. Длину УБТ можно определить как:
, (1.1)
где: с - скорость звука в материале УБТ (для стальных труб с @ 5100 м/с);
Тд - период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя [1], с;
l1 - длина бурильного инструмента от забоя до УВТ, м;
l2 - длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры ГЗД, м;
Если величина периода Т (Тн) определяется при предполагаемом недеформируемом забое, то
. (1.2)
1.3. К расчету УВТ при роторном бурении. В этом случае модно применить формулу:
. (1.3)
Другие методы расчета l у можно брать из источников [2, 3, 4].
1.4. Определение длины стальных труб в колонне с применением ЛБТ.
|
|
|
1.4.1. 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), расчитывают по формуле:
, (1.4)
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;
;
r 1, r пк - соответственно плотности промывочной жидкости и труб ПК;
q пк - вес одного метра труб ПК в воздухе с учетом замковых соединений, кН.
При определении G следует учитывать, что G должна, быть выше нагрузки на породы на величину гидравлического усилия под долотом:
, (1.5)
где: V н - скорость истечения промывочной жидкости из насадок долота, м/с;
F н - общая площадь насадок долота, м2;
- размерность r 1 в кг/м3.
Для бурения скважин в условиях Среднего Приобья D G £ 25 МПа и легко измеряется на буровой.
1.4.2. При применении других труб вместо ПК (ТБПВ) очевидна замена l пк, q пк параметрами для соответствующих труб. Можно учесть также, что до 30...40 кН осевой нагрузки G можно обеспечивать за счет труб Д16-Т (ЛБТ).
1.5. Расчет колонны на прочность при турбинном бурении.
Расчет ведется от воздействия на колонну растягивающих усилий, а действие остальных нагрузок учитывается коэффициентом запаса прочности.
1.5.1. 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:
, (1.6)
где: Кд - коэффициент динамичности при подъеме или спуске колонны;
F тл - площадь поперечного сечения тела ЛБТ, 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;
Рт, Рд - 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.
1.5.2. После расчета s р проверяем выполнение условия:
|
|
|
, (1.7)
где: s т - предел текучести рассчитываемых на прочность труб (в нашем примере - для ЛБТ), МПа или Па;
Кз - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении с забойными двигателями; Кз = 1,3…1,6 в зависимости от условий проводки скважины и типа труб [2, 5].
В нашем примере можно принять Кз = 1,5 и s т = 274 МПа (для труб диаметром 129, 147 и 170 мм). Если условие (1.7) не выполняется или фактический Кз велик, то компоновку колонны следует перепроектировать.
1.6. О расчете бурильной колонны на прочность при СПО с клиновым захватом и на устойчивость от воздействия внутреннего давления.
1.6.1. Первый расчет производится, когда длина ЛБТ более 4000 м, а длина стальных труб не выше 3500 м [2]:
, (1.8)
где: Ск - коэффициент, учитывающий условия охвата колонны клиньями захвата; при наличии в захвате четырех плашек Ск = 0,7, а при более равномерном и полном охвате тела трубы Ск = 1.
1.6.2. Для разных целей, например, для получения информации о характере оси изогнутой бурильной колонны при проводке скважины в заданном направлении или незапланированном (произвольном) искривлении ее оси производят расчеты колонны на устойчивость [2, стр. 134...139; 4 и др.].
1.6.3. В определенных условиях необходимо проверить прочность колонны от воздействия на нее внутреннего давления. Данные о прочности труб Д16-Т от воздействия этого вида давления приведены в работе [2, табл. 1.5.4].
1.7. Примечания.
1.7.1. Второй вариант расчета бурильной колонны при бурении с ГЗД по допускаемой глубине ее спуска или допускаемой длине секций колонны, составленной из нескольких разных по каким-либо параметрам секций, можно реализовать согласно рекомендациям работ [2; 4; 5].
1.7.2. При выполнении задания 1.5 студенту необходимо получить данные к своему варианту (табл. 1.1), определить параметры Тд, Тн, l1, l2, G з [1, 6], наружный диаметр труб, принять толщину стенки трубы и тип труб, найти [ 2 ] диаметр УБТ, вес 1 м УБТ и бурильных труб, принять K з и s т.
1.7.3. Согласно диаметрам долот данных в табл. 1.1. лучшие варианты сочетаний: УБТ 178 и УБТ 146 (q у = 1560 н/м и 960 н/м), диаметры ГЗД-195 и 172 мм; диаметры ЛБТ-147,129 и 114 мм (с q л = 165, = 122, = 112 Н/м и s т = 274 МПа); диаметры стальных труб 127 и 114 мм.
|
|
|
Если приняты трубы П размером 127х9 мм, то q п = 305 Н/м, при трубах 114´10мм (типа П) q п = 297 Н/м. Пределы текучести для этих труб группы прочности "Д" - s т = 379 МПа, для группы прочности "Е" - s т = 516 МПа. Для ГЗД диаметром 172 мм Gз = 19...35 кН, а для диаметров 195 мм - G з = 40... 48 к (до 51 кН)
При расчетах l у можно принять l1 = 26 м (если ГЗД из 3-х секций), а l2 = 2,8 м.
1.8. Расчет бурильной колонны на прочность и выносливость при роторном бурении.
1.8.1. Расчеты производятся в нескольких вариантах [2, 3, 7]. Ниже рассмотрим наиболее принятые. Другие методы расчета приводятся в работах [2, 3, 4, 7 и др.], в том числе и расчеты для УБТ [2, стр. 147,148].
Таблица 1.1
Данные к расчету элементов компоновки бурильной колонны и расчету ее прочность при бурении с ГЗД.
|
Параметр |
Един. измер. | Величина параметра | ||||||||||||||
| Номер варианта | ||||||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | ||
| 1. Глубина скважины | м | 2000 | 2200 | 2400 | 2600 | 2100 | 3000 | 2500 | 2300 | 2500 | 2700 | 2000 | 2400 | 2800 | ||
| 2.Диаметр долота (трехшарошечн.) | мм | 215,9 | 190,3 | 215,9 | 190 | 215,9 | 215,9 | 190 | 190 | 215,9 | 190 | 215,9 | 215,9 | 190 | ||
| 3.Частота вра-щения долота (вала ГЗД) | об/мин | 400 | 450 | 380 | 450 | 500 | 350 | 400 | 500 | 450 | 350 | 500 | 350 | 300 | ||
| 4. Перепад в долоте, МПа | МПа | 5 | 4 | 3 | 6 | 4 | 5 | 3 | 5 | 7 | 6 | 4 | 3 | 6 | ||
| 5.Перепад в ГЗД | МПа | 6 | 5 | 5 | 5 | 6 | 4 | 4 | 6 | 3 | 3 | 6 | 4 | 3 | ||
| 6.Условия бурения (норм. - осложненные) | (н) (осл) | н | н | осл. | осл. |
осл. | н | н | осл. | осл. | н |
осл. | н | н | ||
| 7.Колонна (одноразмерная /комбиниров.) | (одн.) (ЛБТ) | ЛБТ | одн. | одн. | ЛБТ |
ЛБТ | одн. | одн. | ЛБТ | ЛБТ | одн. |
ЛБТ | ЛБТ | одн. | ||
продолжение табл. 1.1.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | ||||
| 8.Плотность промывочной жидкости | кг/м3 | 1200 | 1100 | 1250 | 1300 | 1000 |
1400 | 1300 |
1200 | 1300 | 1450 |
1100 | 1200 |
1350 | ||||
| 9.Силы трения при подъеме колонны | кН | 10 | 15 | 20 | 30 |
20 | 20 | 40 | 30 |
30 | 25 | 20 |
40 | 10 | ||||
| 10.Осевая нагрузка на долото | кН | 100 | 120 | 130 | 140 |
110 | 150 | 140 | 130 |
140 | 160 | 130 |
140 | 170 | ||||
продолжение табл. 1.1.
| Номер варианта | |||||||||||
| 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 |
| 2200 | 2700 | 2900 | 2300 | 2500 | 2700 | 3000 | 2150 | 2350 | 2550 | 2450 | 9250 |
| 215,9 | 215,9 | 190 | 215,9 | 215,9 | 215,9 | 190 | 215,9 | 190 | 190 | 215,9 | 215,9 |
| 450 | 140 | 250 | 350 | 400 | 250 | 150 | 420 | 380 | 350 | 400 | 480 |
| 5 | 4 | 3 | 6 | 4 | 3 | 3 | 7 | 6,5 | 5,5 | 4,5 | 3,5 |
| 5 | 3 | 2 | 4 | 5 | 3 | 2 | 4 | 5 | 5 | 6 | 6 |
| осл. | осл. | н | н | осл. | н | осл. | н | осл. | н | н | осл. |
| ЛБТ | одн. | ЛБТ | одн. | ЛБТ | ЛБТ | ЛБТ | одн. | ЛБТ | одн. | ЛБТ | ЛБТ |
| 1150 | 1450 | 1500 | 1200 | 1250 | 1300 | 1500 | 1180 | 1250 | 1350 | 1300 | 1200 |
| 50 | 25 | 30 | 40 | 35 | 20 | 30 | 40 | 45 | 35 | 50 | 45 |
| 120 | 150 | 180 | 130 | 140 | 160 | 180 | 130 | 140 | 150 | 150 | 120 |
|
|
|
1.8.2. Производят [2] статический расчет с учетом растягивающих и касательных напряжений, т.е. рассчитывают результирующее напряжение (G рез)
, (1.9)
где: s р - растягивающее напряжение в рассматриваемом сечении колонны, которое можно рассчитать по вышеприведенной формуле (1.6), исключая из нее G з и Рп, МПа или Па;
t - постоянные касательные напряжения от суммы моментов, появляющихся при вращении бурильного инструмента, МПa, или Па.
1.8.3. Проверяют условие:
, (1.10)
где: Кр - коэффициент запаса прочности для колонны при роторном бурении;
Кр = 1,40...2,2 в зависимости от условий работы бурильного инструмента (колонны); Кр - учитывает запас прочности от действия на колонну статических напряжений.
1.8.4. Пример расчета бурильной колонны на прочность от действия на нее статических напряжений при роторном бурении.
1.8.4.1. Дано: глубина скважины 2000 м; диаметр долота D д = 215,9 мм, подъем колонны производят с вращением ее ротором при включенных буровых насосах (промывочную жидкость подают в скважину); частота вращения колонны n = 80 об/мин, колонна состоит из УБТ 176 мм длиной l у = 80 м и из труб ПК 127х10 мм, плотность промывочной жидкости r 1 = 1400 кг/м3, Рд = 8 МПа,
G тр = 30 кН, коэффициент динамичности Кд = 1,3, зенитный угол скважины 20°, Кр = 1,45 [2, табл.4.2]. Очевидно наибольшие усилия приложены к колонне в приустьевой зоне, поэтому произведем расчет для верхнего сечения колонны.
1.8.4.2. Рассчитываем; l пк = 200 - 80 = 1920м, b = 1 - 1400/7800 = 0,82, Далее рассчитываем или находим [2, приложение 1] Fт = 36,8×10-2 м2, F в = 89,9×10-2 м2, q пк - 325 Н/м; q у = 1560 Н/м, принимаем трубы ПК группы прочности "Е", для которых s т = 516 МПа, W кр = 200×10-6 м3 (момент сопротивления колонны на кручение).
1.8.4.3. Определяем s р по формуле (1.6):
1.8.4.4. Определяем мощность, расходуемую на вращение колонны,
, (1.11)
где: С n - коэффициент учитывающий влияние величины зенитного угла скважины на N в (табл. 1.2);
g ж - удельный вес промывочной жидкости, Н/м3;
n - частота вращения колонны, об/мин;
Dc - 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;
.
Таблица 1.2.
Величина Cn
| Величина зенитного угла, град | 3…5 | 6…9 | 10…16 | 17…25 | 25…35 |
| С n ×10-8 | 22,6…28,8 | 30,8…34,3 | 35,2…40,3 | 41,5…46,6 | 47,5…52,2 |
1.8.4.5. Находим вращающий момент на трение долота о стенки скважины:
;
.
1.8.4.6. Рассчитываем сумму вращающих моментов на вращение колонны (Мв) и на Мо:
, (1.12)
где: 
- в единицах 1/с;
.
1.8.4.7. Определяем напряжение t по формуле:
1.8.4.8. Находим s рез:
и проверяем условие:
s рез = 255 < 356 МПа, следовательно прочность колонны от действия на нее статических усилий (при оговоренных вначале условиях) достаточна, но фактический Кр (Крф) больше [ Кр ], Крф = 516/255» 2.
1.8.4.9. Можно сделать предварительный выход о том, что можно взять трубы того же размера, но группы прочности "Д" (вместо "Е"), для которых
s т / Кр = 378/1,45 = 260 МПа, т.е. в том случае колонна будет работоспособна и дешевле.
Но необходимо сделать еще расчет на выносливость и тогда сделать окончательный вывод о необходимости и возможности применения принятой компоновки колонны для данных выше условий.
1.8.4.10. При расчетах s рез по формуле (1.9) необходимо принять во внимание, что s рез могут быть велики как во время подъема вращающейся колонны при включенных буровых насосах, так и в процессе углубления скважины. В последнем случае s р снижаются на величину осевой нагрузки на долото и на усилие Рд × Fв, но к мощности на холостое вращение колонны (N в) добавится мощность, расходуемая на работу долота по углублению забоя.
1.8.5. Примеры расчета колонны при роторном бурении на выносливость для рассмотренных в п.1.8.4. случаев.
1.8.5.1. Дано: диаметр скважины равен диаметру долота, т.е. D с = 215,9 мм; трубы ПК 127´10 мм; l п 1 = 12м, s р = 250 МПа; предел выносливости s -1 = 90 МПа, s в = 689 МПа.
1.8.5.2. Рассчитывают колонну на выносливость согласно условию:
(1.13)
где: Кр.в - коэффициент запаса прочности для колонны на выносливость;
Кр.в = 1,5 [2]
s в - предел прочности материала бурильных труб;
s -1 - предел выносливости трубы при симметричном нагружении колонны от изгибающих усилий [2, табл.4.3];
s и - изгибающие переменные напряжения в бурильных трубах, МПа;
s в, s -1 в МПа.
1.8.5.3. Рассчитываем s и и фактическую величину Кр.в (Кр.в.ф):
(1.14)
Е - модуль упругости (Юнга), Па;
Тогда при l п1 = 12 м (и допускаемом коэффициенте запаса на выносливость колонны [ Кр.в ] = 1,5) находим:
т.е. менять компоновку колонны, как было отмечено в. п.1.8.4.8 нецелесообразно (l п1 - длина полуволны в колонне).
1.8.5.4. Проверим запас прочности колонны на выносливость для случая, когда искривленный участок скважины расположен в ее верхней части:
; (1.15)
.
1.8.5.5. Рассчитаем запас прочности колонны в сечении над УБТ:
(1.16)
1.8.5.6. Выводы. Принятая компоновка бурильной колонны работоспособна, но при условии, что искривленный участок скважины расположен ниже. Если положение такого участка при проектировании профиля скважины изменить нельзя, то следует применить более прочные трубы.
Соотношение Кр.в.ф £ [ Кр.в ] сохраняется, если искривленный участок скважины расположен ниже устья скважины не менее чем на 750 м.
Приложение 1
Геометрические характеристики и данные о массе бурильных труб.
| Наружный диаметр трубы, мм | Толщина стенки трубы, мм | Площадь поперечного сечения трубы, см2 | Осевой момент инерции поперечн. сечения трубы,см4 | Осевой момент сопротивления, см3 |
Масса кг/м | |||||||||||||
|
Тела |
Канала | Гладкой части трубы | Высажен-ного конца в основной плоскости резьбы | Трубы | Приведенная 1м трубы в соответствии с ее длиной | |||||||||||||
| 6 | 8 | 11,5 | ||||||||||||||||
| Для труб первого - четвертого типов | ||||||||||||||||||
|
114,9 | 9 | 29,8 | 72,8 | 415,7 | 72,7 | 106,2 | 23,3 | 29,0 | 27,6 | 26,4 | ||||||||
| 10 | 32,6 | 69,8 | 449,7 | 78,7 | 11,5 | 25,7 | 31,4 | 30,0 | 18,7 | |||||||||
| 11 | 35,7 | 66,9 | 481,6 | 84,3 | 113,8 | 28,0 | 33,5 | 32,2 | 31,0 | |||||||||
| 127 | 9 | 33,4 | 93,3 | 584,1 | 92,0 | 138,4 | 26,2 | 32,0 | 30,6 | 29,3 | ||||||||
| 10 | 36,8 | 89,9 | 633,5 | 99,8 | 146,2 | 28,9 | 34,6 | 33,3 | 32,0 | |||||||||
|
139,7 | 9 | 36,9 | 116,3 | 792,8 | 113,5 | 181,5 | 39,0 | 38,0 | 35,8 | 33,8 | ||||||||
| 10 | 40,7 | 112,5 | 851,9 | 123,4 | 192,6 | 32,0 | 40,9 | 38,8 | 36.8 | |||||||||
| 11 | 44,5 | 108,8 | 927,6 | 132,8 | 266,8 | 35,0 | 43,9 | 41,8 | 39,8 | |||||||||
| 163,3 | 9 | 45,0 | 177,3 | 1433,3 | 170,3 | 277,5 | 35,3 | 46,0 | 43,4 | 41,1 | ||||||||
| 10 | 49,7 | 172,6 | 1564,0 | 185,9 | 296,6 | 39,0 | 49,6 | 47,1 | 44,7 | |||||||||
| Для труб типа П | ||||||||||||||||||
| 114,3 | 9 | 23,8 | 72,8 | 415,7 | 72,7 | - | 23,3 | - | 27,5 | 26,2 | ||||||||
| 10 | 32,8 | 69,8 | 449,7 | 78,8 | - | 25,7 | - | 29,8 | 28,5 | |||||||||
| 127 | 9 | 33,4 | 93,3 | 584,1 | 92,0 | - | 23,3 | - | 31, | 29,8 | ||||||||
| 10 | 36,8 | 89,8 | 633,5 | 99,8 | - | 28,9 | - | 34,0 | 32,4 | |||||||||
Примечания. 1. Длина труб ПК - 12,7 м. 2. Для труб ПК 127х9 - приведенная масса 1 м разна 31,7 кг. 3. Данные о допускаемых нагрузках и крутящих моментах для стальных труб приведены в работе [2, приложение 2].
Приложение 2
Характеристика трубД16-Т (dн = 114…170 мм)
|
Параметры | Наружный диаметр, мм | ||||||||
| 114 | 129 | 147 | 170 | ||||||
| Толщина стенки труб, мм | |||||||||
| 10 | 9 | 11 | 11 | 13 | 17 | 11 | |||
| Площадь сечения, см2 - тела трубы - канала трубы | 32,6 69,4 | 33,9 96,6 | 40,8 90,0 |
47,0 122,7 | 54,7 114,9 |
69,5 100,2 | 54,9 171,9 | ||
| Допустимые величины: | |||||||||
| растягивающей нагрузки, кН | 1170 | 1210 | 1460 | 1290 | 1500 | 1910 | 1510 | ||
| внутреннего давления, МПа | 38,5 | 30,7 | 37,5 | 33,0 | 39,0 | 50
| 28,5 | ||
| крутящего момента, Н×м | 21500 | 26180 | 30500 | 40900 | 46350 | 55800 | 56400 | ||
Литература
1. Кулябин Г.Л. Методические указания по курсу "Технология бурения глубоких скважин" для проектирования режима бурения с забойными двигателями и самостоятельной работы студентов специальности 0908. Часть I -Тюменский индустриальный институт: Тюмень, 1990. - 30 с.
2. Трубы нефтяного сортамента. Справочник. 3-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1987. - 488с. (авторы А.Е. Сароян, Н.Д. Щербюк, Н.В. Якубовский и др.).
3. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. Т.1. - М.: Недра, 1985. - 414 с.: ил.
4. Гречин E.Г. Методические указания и контрольные задания по курсу "Технология бурения глубоких скважин", раздел - "расчет бурильных колонн" для студентов III, IV, V курсов очного и заочного обучения спец. 0908 "Бурение нефтяных и газовых скважин" - Тюмень, 1985. - 47 с.
5. Штамбург В.Ф., Фаин Г.М. Данелянц С.М., Шеина А.А. Бурильные трубы из алюминиевых сплавов. - М.: Недра, 1980. - 240 c.
6. Северинчик Н.А. Машины и оборудование для бурения скважин. - М.: Недра, 1986. - 368 с.: ил.
7. Сароян А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. - М.: Недра, 1979. - 231 с.
Содержание стр.
| 1. Проектирование бурильной колонны……………………………………… | 3 |
| 1.1. Введение…………………………………………………………………… | 3 |
| 1.2. Расчет длины УБТ при бурении с ГЗД………………………………….. | 4 |
| 1.3. К расчету УБТ при роторном бурении…………………………………... | 4 |
| 1.4. Определение длины стальных труб в колонне с применением ЛБТ…... | 4 |
| 1.5. Расчет колонны на прочность при турбинном бурении………………… | 5 |
| 1.6. О расчете бурильной колонны на прочность при СПО с клиновым захватом, на устойчивость и от воздействия внутреннего давления……….. | 6 |
| 1.7. Примечания………………………………………………………………... | 7 |
| 1.8. Расчет бурильной колонны на прочность и выносливость при роторном бурении……………………………………………………………… | 7 |
| Приложения 1, 2………………………………………………………………... | 15 |
| Литература……………………………………………………………………… | 17 |
Методические указания по курсу "Технология бурения нефтяных и газовых скважин" студентам специальности 0908 "Бурение нефтяных и газовых скважин" для расчетов бурильной колонны на прочность на практических занятиях
Составитель: Кулябин Г.А. д.т.н., профессор
Подписано к печати Объем 1,1 п. л.
Формат 60/90 1/16 Заказ
Тираж Бесплатно
Электрография кафедры "Бурение нефтяных и газовых скважин"
Компьютерная верстка "Лаборатория информационных технологий" ИНиГ
Институт нефти и газа ТюмГНГУ, 2003
625039, Тюмень, 50-лет Октября, 38
|
|
|
