 |
Расчёт бурильной колонны
|
|
|
|
Проектировочный расчет бурильных колонн заключается в выборе наиболее рационального варианта компоновки бурильной колоны из множества возможных вариантов. Возможные критерии выбора: минимизация веса колонны, стоимости применяемых труб, уменьшение количества секций до заданного. Целью данного расчета является определение нагрузок, действующих на бурильную колонну, длины, веса, размера, типа бурильных труб, проверка на усталостную прочность, расчет замковых соединений.
Расчет УБТ
По справочнику бурового мастера под общей редакцией В.П. Овчинникова, С.И. Грачева, А.А. Фролова определяем диаметры УБТ, стальных труб, ЛБТ.
Наружный диаметр dн.ст.тр, м, стальных труб
, (8)
Наружный диаметр dн.ЛБТ, м, легкосплавных бурильных труб
, (9)
Наружный диаметр dн. УБТ, м, утяжеленных бурильных труб
, (10)
Интервал 0 –467 м.:
мм,
Принимаем 
мм., тип ТBПК с толщиной стенки 9,2 мм
мм,
Принимаем 
мм., тип Д16-Т с толщиной стенки 11 мм
мм,
Принимаем УБТ диаметром 178 мм.
Внутренние диаметры стальных труб, ЛБТ, УБТ соответственно равны: dв.ст.тр. = 108,6 мм, dВ.ЛБТ = 125 мм, dВ.УБТ = 80 мм
Аналогично производим расчеты для других интервалов и данные представим в табл. 11.
Таблица 11. – Результаты расчетов
| Интервал, м | Тип (шифр) труб | Наружный диаметр, мм | Марка материала | Толщина стенки, мм | |
| от | до | ||||
| УБТ ЛБТ ТБПК | Д Д16Т Д | 9,2 | |||
| УБТ ЛБТ ТБПК | Д Д16Т Д | 9,2 | |||
| УБТ ЛБТ ТБПК | Д Д16Т Д | 9,2 | |||
| УБТ ЛБТ ТБПК | Д Д16Т Д | 9,2 |
Проверяем достаточность жёсткости 1-й ступени согласно формуле:
, (11)
где D0, d0- наружный и внутренний диаметры УБТ, м;
D0k, t0k – наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, м
|
|
|
При бурении под эксплуатационную колонну:
1,05>0,871
При бурении под кондуктор:
0,828>0.725
Расчет длины УБТ
Длину УБТ определяем из условия придания нижней части бурильной колонны необходимых динамических свойств по формуле:
, (12)
где с = 5100 м/с - скорость распространения звука в материале труб;
l1 – длина бурильного инструмента от забоя до УБТ,
l2 – длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры ГЗД, l2=2,8 м.,
Тд -период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя
, (13)
где 
- шаг зубьев на периферийном венце,
R- радиус долота,
n– частота вращения долота, необходимая для объемного разрушения породы,
Е – модуль упругости, Е=2,1×10 
МПа,
F – площадь поперечного сечения тела динамически активного участка вала ГЗД,
- угол наклона оси шарошки к оси долота, 
- коэффициент, который учитывает изменение частоты вращения вала ГЗД,
- жёсткость пары зубец – порода для периферийного венца, =5× 
Н/м.
- средний радиус шарошки по периферийному венцу,
с – скорость звука в материале, с=5100 м/с,
- динамическая нагрузка на долото, Кн
=0,15 
, (14)
- статическая нагрузка на долото, кН
, (15)
Длина труб УБТ
, (16)
где l1 – длина бурильного инструмента от забоя до УБТ,
l2 – длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры ГЗД, l2=1,5 м.,
Длина стальных труб
, (17)
где 
- осевая нагрузка на долото, вес УБТ и забойного двигателя, кН
в – коэффициент учитывающий Архимедову силу
, (18)
где 
-плотность промывочной жидкости в затрубном пространстве, кг/м3
- плотность материала труб В, =7800 кг/м3
, (19)
где Qmin - минимальный расход, который необходим для очистки забоя от выбуренной породы,
Fкп - площадь кольцевого пространства,
- вес 1м. стальных труб в воздухе с учетом замковых соединений, Н/м
= mст · g, (20)
где 
- вес 1 метра УБТ, Н/м
= mу · g, (21)
Длина ЛБТ:
, (22)
Интервал 0-467 метров:
|
|
|
=4, F = 0,0052 м2, R = 0,14765 м, tп = 0,034 м, rп = 0,068 м,
= 
кН.
кН.
с.
l1= 0,4+0,4+8,21=9,01 м.,
l2=1,5 м.,
м,
На данном интервале принимаем длину УБТ: lу ≈ 12 м.
кг/м3.
Vм = 60 м/ч = 0,016 м/с,
Qmin = 0,049 м3/с,
Fкп = 0,089 м2.
= 1,65 кН/м.
кН.
= mст · g = 32,2 · 9,81 = 0,315 кН/м.
кН.
м.
Принимаем длину стальных труб: lст = 262,5 м, nст=21
Длина ЛБТ
м.
Принимаем длину ЛБТ: lЛБТ = 187,5 м, nлбт=15.
Остальные интервалы рассчитываются по вышеприведенной методике. Результаты сводятся в табл. 12.
Таблица 12. – Результаты расчетов
| Интервал, м |  , м
|  ,м
|  , м
| |
| 0-450 (0-467) | 262,5 | 187,5 | ||
| 450-1140 (467-1208) | 162,5 | 1012,5 | ||
| 1140-2280 (1208-2429) | 312,5 | |||
| 2280-2550 (2429-2709) |
Определение растягивающих напряжений 
, МПа, в верхнем сечении колонны при циркуляции жидкости определяется по формуле
, (23)
где КД - коэффициент динамичности при подъеме или спуске колонны
КД = 1,3;
FТЛ - площадь поперечного сечения тела ЛБТ, м2
, (24)
где dнл, dвл – соответственно наружный и внутренний диаметры ЛБТ, мм
Fв - площадь поперечного сечения канала труб, м2:
, (25)
где РТ, РД – соответственно перепады в турбобуре и долоте, МПа;
РТ = 4 МПа; РД = 4,0 МПа,
bл - величина b для ЛБТ
м3,
,
м2,
МПа.
проверяется выполнение условия:
, (26)
где 
- предел текучести рассчитываемых на прочность труб,
= 274 МПа;
Кз - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении с забойным двигателем, Кз = 1,3-1,8 в зависимости от условий проводки скважины и типа труб; Кз = 1,6
МПа < 
.
Условие выполняется, принимается данная компоновка.
Сводная компоновка бурильных труб представлена в таблице 13.
Таблица 13. – Параметры компоновок бурильной колонны
| Интервал по стволу, м | Длина секции, м | Тип секции | Диаметр, мм | Марка стали | Толщина стенки, мм | Интервал установки секции (снизу вверх), м | Масса, т | ||
| от (верх) | до (низ) | секции | нарастающий | ||||||
| Бурение под кондуктор | |||||||||
| 0-467 (бурение) | УБТ | Д | 44,0 | 1,98 | 1,98 | ||||
| 187,5 | ЛБТ | Д-16-Т | 11,0 | 267,5 | 3,1 | 5,08 | |||
| 262,5 | ТБПК | Д | 9,2 | 267,5 | 8,3 | 13,38 | |||
| Бурение под эксплуатационную колонну | |||||||||
| 467-2709 (бурение) | УБТ | Д | 44,0 | 1,98 | 1,98 | ||||
| ЛБТ | Д-16-Т | 11,0 | 38,2 | 40,2 | |||||
| ТБПК | Д | 9,2 | 11,8 |
|
|
|
