Расчет колонны бурильных труб

Проектировочный расчет КБТ заключается в выборе рационального варианта из множества допустимых компоновок. В начале процесса проектирования формируют технологические операции, выполняемые с помощью бурильных труб.

Расчет КБТ для бурения под эксплуатационную колонну производят для роторного бурения, так как в КБТ возникают такие же напряжения, как и при турбинном, но и еще и касательные напряжения, возникающие от крутящего момента, создаваемого ротором. Трубы, рассчитанные для роторного способа бурения, соответствует и турбинному способу.

В соответствие с таблицей 1''Инструкции по расчету бурильных колонн'' ВНИИТ нефть, Куйбышев 1986 г., для всей бурильной колонны могут быть использованные с наружным диаметром 127 мм. С учетом не осложненных условий бурения итого, что часть нагрузки на долото создает колонн стальных труб, для компоновки бурильной колонны могут быть использованы трубы типа ТБПВ (ГОСТ 631-75, тип 2). Предположим, что в нашем распоряжении имеются трубы указанного типа с наружным диаметром 127 мм, толщиной стенки 9-10 мм, группа прочности ''Д'' и ''Е'', а также трубы типа ТБВК (ГОСТ 631-75, тип 3) тех же размеров и групп прочности. Тогда в соответствие с выбранными критериями оптимальности или выбранной цели проектирования бурильные трубы, которые предполагают использовать располагаются в определенном порядке, при их последовательном переборе производится построение бурильных колонн.

Таблица 2.11

Порядковый номер БТ	Тип БТ	Наружный диаметр, мм	Толщина стенок, мм	Группа прочности материала	Тип замкового соединения
	ТБПВ			Д	ЗП-127
	ТБПВ			Е	ЗП-127
	ТБПВ			Д	ЗП-127
	ТБПВ			Е	ЗП-127
	ТБВК			Д	ЗУК-155
	ТБВК			Е	ЗУК-155
	ТБВК			Д	ЗУК-155
	ТБВК			Е	ЗУК-155

Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию длиной не менее 250-300м из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к КБТ), первую над УБТ секцию КБТ длиной 250м скомпонуем из БТ №3. Эти трубы соответствуют конструкции скважины по диаметру тела и замкового соединения.

Допускается наружное избыточное давление в соответствие с приложением 11, инструкция 1986 г. и условием

Р_н=Р_кр/n (2.34)

Где: Р_кр – критическое наружное значение;

n – нормативный коэффициент запаса прочности

Р_кр=4.54кгс/мм² (44.50МПа)

Р_н=4.54/1.15=3.95кгс/мм² (38.7МПа)для данной трубы,

что выше действующего наружного избыточного давление 2.9кгс/мм² (28.4МПа)

Так как длина первой секции задано (250м), проверим выполнение условий статической прочности в верхнем сечении секции, для случая отрыва долота от забоя

Q_бi=q_i*l_i*(1-γ_ж/γ_i) (2.35)

где: q_i – приведенный вес 1м трубы i-й секции, Н/м (кгс/м);

l_i – длина i-й секции БТ, м;

γ_i – приведенная плотность (приведенный удельный вес) трубы i-й секции, г/см³ (гс/см³)

Q_б1=33.0*250*(1-1.2/7.85)=6989кгс (68491Н)

Q_к=кQ_кн(α_i*sinα_i+cosα_i) (2.36)

К – коэффициент, учитывающий влияния сил трения, и сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции. Устанавливается по данным номеров конкретных условий бурения. При проектировочных расчетах, ориентировочно можно принимать к=1.15

Q_кн=(Q₀+Q_i)*(1-γ_ж/γ₀)=(22607,6+41)*(1-1.2/7.85)=19186.4кгс (18803.4Н)

Q_кн - общий вес КНБК

Q_к=1.15*19186.4*(0.3* sin20°+cos20°)=22997.7кгс (225383.2Н)

Q_р=(к*Q_б1*(α_i*sinα_i+cosα_i)+ рF_к+Q_к) (2.38)

F_к – площадь поперечного сечения канала трубы m–й секции БТ, мм², выбираем из приложения 1, инструкции 1986г., F_к=8992мм²

Q_р=1.15*6989*(0.3*sin20°+cos20°)+0.75*8992+22997.7=38119кгс (373565.7Н)

P_р=Q_р/F

F – площадь поперечного сечения трубы m–й секции, мм², выбираем из приложения 1, инструкции 1986г., F=3676мм²

P_р=38119/3676=10.37кгс/мм² (101.62Н)

Допустимое напряжение

[σ]=σ_т/n (2.39)

n – нормативный коэффициент запаса прочности или запас прочности, выбираем из таблицы 2, инструкции 1986г., n=1.5

σ_т – предел текучести при растяжении, выбираем из приложения 13, инструкции 1986г., кгс/мм², σ_т=38 кгс/мм² (372МПа)

[σ]=38/1.5=25.3 кгс/мм² (248МПа)

Фактический запас прочности составляет

n=σ_т/σ_р=38/9.88=3.85 (2.40)

Согласно приложению 18 инструкции найденное растягивающее усилие Q_р существенно меньше допустимой растягивающей нагрузки для замкового соединения ЗП-127, по формуле

(2.41)

Q_Т1 – осевое усилие, вызывающее в опасном сечении ниппеля (на расстоянии 24ммм от упорного уступа) напряжения равные пределу текучести материала (при этом учитывают как осевые, так и окружные напряжения), кН (тс);

n₁ – коэффициент запаса прочности ниппеля;

η - коэффициент запаса герметичности соединения;

R – минимальное значения усилия сжатия торца муфты и упорного уступа ниппеля, обеспечивающего герметичность соединения, кН (тс).

Для замковых соединений запасы прочности (коэффициенты запаса) ниппеля n₁, муфты n₂, а также запаса герметичности соединения η можно принять равными n.

Коэффициенты трения в резьбе для отечественных ЗС, по данным ВНИИБТ, составляют c=0.10 (резьбовая смазка с металлическим наполнителем, например, Р-146) и c=0.13 (графитовая смазка)

В связи с тем, что численное значения выражения (0.3* sin20°+cos20°), характеризующее влияние сил сопротивления на наклонном участке, оказалось больше единицы (1.0423), расчет данной секции только по собственному весу на рассматриваемом наклонном участке, а также на устье скважины в процессе подъема БК на требуется.

Проверим для 1-й секции выполнение условий статической прочности на верхней границе искривленного участка при подъеме БК.

Длина искривленного участка

l_н=0.017453*R*α=0.017453*570*20°=198.96м (2.42.)

Принимаем l_н=200м, тогда на искривленном участке будет находится не вся 1-ая секция длиной 250м. Получаем:

Q_К1=(к*Q_кн*(α*sinα_i+cosα_i)+рF_к (2.43)

Q_К1=1.15*19186.4*(0.3* sin20°+cos20°)+0.75*8992=29741.7кгс (291471.5Н)

Q_К1 – усилие обусловленное всеми силами сопротивления колонны и перепадом давления в долоте на предыдущих участках

μ_ - значения угла α при котором происходит переход прилипания колонны от нижней до верхней стенки скважины. При получении значения ψ⁽⁺⁾, величина α_ определяется из трансцендентного уравнения приложения 28, инструкции. Тогда α_=0.25(рад)

для искривленного участка при наборе угла наклона

Нормальное напряжение растяжения

σ_Р1=Q_Р1/F₁=29734.67/3676=8.09кгс/мм² (79.22МПа) (2.46)

Первая критическая нагрузка, соответствует начальному приложению бурильных труб по середине между замками стенки скважины

(2.47)

S - длина бурильной трубы между замками, м;

J₁=π/64*(D₁⁴-d₁⁴)=3.14/64*(12.7⁴-10.7⁴)=633.5см⁴

где: d₁ – внутренний диаметр бурильной трубы, мм;

D₁ – наружной диаметр бурильной трубы, мм;

Вторая критическая нагрузка, соответствует начальному приложению бурильной трубы между замками и стенки скважины

Т_С2=3*Т_С1=3*30191.554=90574.662кгс (887629.59Н) (2.49)

 

Таким образом Т_С1<Q_Р1, поэтому

(2.50)

M_{u max} – наибольший изгибающий момент, Н*м;

Напряжение изгибающего момента

σ_{u max}=M_{u max}/W_u=859.39/99.77=8.61кгс/мм² (84.43МПа) (2.51)

W_u – осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, см³.

Нагружение при роторном бурении (растяжение, изгиб, кручение)

в напряжениях, при расчете бурильной колонны для наклонно направленных скважин допускается использовать приближенные формулы

σ_Э1=1.08σ_Р1+Q_{u max}=1.08*8.09+8.61=17.34кгс/мм² (169.86МПа) (2.52)

σ_Р1 – напряжение растяжения, МПа (кгс/мм²)

σ_Р1=Q_Р1/F=29734.67/3676=8.09кгс/мм² (79.23МПа) (2.53)

σ_Э1σ/[σ]=25.3кгс/мм² (2.54)

 

Фактический запас прочности составляет

n=σ_Т/σ_Э1=38/17.34=2.19 (2.55)

Найденное значение Q_Р1 также существенно меньше допустимого для замкового соединения осевой растягивающей нагрузки. Таким образом, БТ №3 удовлетворяет всем условиям и принимается для компоновки 1-й секции КБТ

Для компоновки второй секции рассмотрим БТ №2 сформированной последовательности. Эта труба удовлетворяет технологическим требованиям по диаметру тела и замкового соединения ЗП-127

Допустимое избыточное наружное давление составляет

Р_КР1=5.392.9кгс/мм² (5282МПа)

Р_Н1=(5.39/1.15)=4.69кгс/мм² (45.96МПа)

что выше действующего наружного давления 2.9 кгс/мм² (28.4МПа)

Определим наибольшую допустимую длину 2-й секции (первое приближение) БТ №2 по формуле:

Максимально допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы m-й секции, Н (кгс)

(2.56)

(2.57)

к_τ - коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы. Для роторного способа бурения можно принимать к_τ=1.04

l₂=2718.67, что больше необходимой длины 2-й секции.

 

 

Расстояние по стволу скважины от забоя до устья

(2.58)

Находим длину 2-й секции

l₂=2151-(148+250)=1753м

Проверим далее, требуется ли корректировка (уменьшение) длины 2-й секции с целью удовлетворения условия прочности на участках повышенной напряженности. Для этого, во-первых, проверим выполнение условий статической прочности 2-й секции на верхней границы искривленного участка для момента окончания бурения наклонного участка и отрыва долота от забоя.

Длина части второй секции на наклонном участке

(l₂)_н=2551-(148+250)=2153м

Далее выполняется расчет по формулам



угол _α=0.27(рад)

для искривленного участка при наборе угла наклона

Таким образом Т_С1<Q_P2

n=1.5 - нормативный коэффициент запаса прочности или запас прочности.

Таким образом σ_Э2=n[σ]. Фактический запас статической прочности составляет

n=σ_Т/σ_Э2=55/33.03=1.67

σ_Т=5.5Мпа (кгс/мм²) – придел текучести при растяжении, выбирается из приложения 13 инструкций.

Усилие Q_P2 здесь существенно меньше допускаемого значения осевой растягивающей нагрузки на замковое соединение ЗП-127.

Проверим выполнения условий статической прочности для 2-й секции на устье свежины

(Q_Б2)_В=q_i*l_i*(1-γ_ж/γ_i)=30.4*60*(1-1.2/7.85)=1545.17кгс (15142.8Н) (2.66)

Q_К=(Q_Р)_U

Q_Р=к*(Q_Б2)_В+pF_K+Q_K=1.15*1545.17+0.75*9331+55535.36=64310.56кгс(2.67) (630245.63Н)

Q_Р=64310.56/3336=19.27кгс/мм² (188.92МПа)

Фактический запас статической прочности на устье скважины

n=55/30.22=2.85

Усилие Q_Р здесь также существенно меньше допустимого для замковых соединений ЗП-127 значение P_max=202.2тс (1984кН).

Таким образом, БТ №2 удовлетворяет всем условиям и принимается для компоновки 2-й секции КБТ.

Определим наибольшие допустимые глубины спуска секций в клиновом захвате. Для 1-й секции при коэффициенте охвата с=0.9 в соответствии с приложением 15 инструкции получаем:

Осевая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы, зажатой в клиновом захвате, достигает предела текучести, Н (кгс)

(2.68)

Q¹_тк – предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата равном единице, Н (кгс)

(2.69)

n – нормативный коэффициент запаса прочности (по текучести) бурильных труб в клиновом захвате составляет, 1.10 (при σ_т=637МПа (65кгс/ммм²)) и 1.15 (при σ_т=637МПа)

l_к1=2620м, что значительно больше принятой длины этой секции l₁=250м

Для 2-й секции аналогично

Q^с_тк=154900*0.9=139410кгс (1366220Н)

что больше длины этой секции l₂=2413м

Таким образом, вся бурильная колонна длиной 2811м может быть спущена с использованием клинового захвата ПКР-560.

Момент свинчивания замковых соединений ЗП-127 рассчитывается для графитовой смазки (c=0.13) с использованием приложения 18 инструкции

(2.70)

А=А₁+А₂=10.12+8.96=19.08мм

А₁,А₂,А – параметры резьбы (р), торца муфты (т), находящегося в контакте с упорном уступом ниппеля, и ЗС в целом, зависящие от геометрических размеров и коэффициентов трения f_р, f_т (обычно принимается f_р=f_т=0), мм;

Q_зт – усилие затяжки, кН (тс);

n₁, n₂ – относительные жесткости на растяжение-сжатия ниппеля и муфты или коэффициенты распределения внешней нагрузки

В итоге проектировочного расчета получена следующая конструкция бурильной колонны (бурение производится ротором с частотой вращения колонны 60об/мин).

Таблица 2.12

Конструкция бурильной колонны

№№ пп	Тип трубы	Размеры, мм	Группа прочности	Длина секции, м
	УБТ2	178*8
	УБТ	146*74
	ТБПВ	127*10	Д
	ТБПВ	127*9	Е

Таблица 2.13

⇐ Предыдущая1234567Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: