Расчеты обсадных колонн, бурильных труб

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

расчеты обсадных колонн, бурильных труб

Введение

бурильная колонна обсадная расчет

В данном курсовом проекте проведены расчеты обсадных колонн, бурильных труб согласно методике расчета Куйбышевского ВНИИТнефть. Подобран тип буровой установки в зависимости отмаксимальных весов обсадных и бурильных колонн. В соответствии с выбранным типом буровой установки и соответствующим буровым насосов просчитана гидравлическая программа бурения. Выбран тип ротора, из существующего ряда, для бурения скважин глубиной 4000м. Проведена модернизация узла ротора для повышения его надежной работы.

1. Роторы. Назначение, основные параметры, устройство

При роторном бурении долото приводится во вращение вращательным механизмом - ротором - через бурильную колонну, выполняющую роль промежуточной трансмиссии между долотом и ротором.

Ротор служит также для поддерживания бурильной или обсадной колонны на весу при помощи элеватора или пневматических клиньев. Для выполнения перечисленных работ ротор должен обеспечивать необходимую частоту вращения бурильной колонны и легко менять направление вращения, грузоподъемность его должна несколько превышать вес наиболее тяжелой колонны.

Состоит из литого стального корпуса 2, во внутренней полости которого на упорном шариковом подшипнике размещен стол 1 с укрепленным с помощью горячей посадки зубчатым коническим венцом. Последний входит в закрепление с конической звездочкой, посаженной на валу 8, вращающемся на двух подшипниках. В нижней части устанавливается вспомогательная опора, закрепленная гайкой. Верхняя часть стола ротора закрывается кольцевым кожухом, ограждающим периферическую часть вращающего стола. На консольной части роторного вала смонтировано цепное колесо 9, через которое подводится мощность к ротору.

Диаметр отверстия в столе ротора определяет максимальный размер долота, которое может быть пропущено через него. В связи с этим выпускают роторы с различными диаметрами проходного отверстия (400-760 мм). В центральное отверстие вставляют вкладыши, в которые вводят зажимы 12 для ведущей трубы. Перемещение вкладышей ротора и зажимов в осевом направлении предупреждается запорами, а закрепление стола осуществляется защелкой.



Рисунок 1 - Ротор буровой установки

Для смазки трущихся деталей и отвода тепла, образующегося при работе зубчатых передач и подшипников, в станину ротора заливается масло.

В некоторых районах при бурении глубоких скважин роторным способом, особенно в осложненных условиях, иногда применяют индивидуальный привод ротора ПИРШ4-2А, укомплектованный двумя электродвигателями мощностью 320 кВт, трехвальной коробкой перемены передач и ротором. Мощность от коробки передач к ротору отбирается при помощи специальных полужестких муфт. Ротор может работать при четырех скоростях вращения: 70, 140, 220 и 320 об/мин.

В других случаях отечественные буровые установки предусматривают отбор мощности от двигателей лебедки с помощью цепной или карданной передачи. При первом варианте мощность ротора отбирается с одного из валов лебедки, выполняющего при этом функции трансмиссии, при втором варианте - непосредственно от двигателя лебедки с помощью карданной передачи.

В процессе роторного бурения часть мощности расходуется на привод поверхностного оборудования, вращение бурильной колонны и разрушение горной породы долотом. Рассчитать требуемую мощность на осуществление перечисленных работ очень трудно, так как затрата мощности зависит от очень многих факторов: диаметра бурильной колонны и скважины, длины бурильной колонны, свойств промывочной жидкости и т.д. поэтому можно сделать только ориентировочные расчеты, показывающие, что с ростом глубины скважины бесполезная затрата мощности возрастает и, следовательно, проводимая к долоту мощность уменьшается.

На условия работы ротора влияют и изменения нагрузки на долото. При увеличении нагрузки, возможно, такое сочетание, когда величина вращающего момента, передаваемого бурильной колонной, окажется недостаточной для преодоления сопротивления, встречаемого долотом со стороны горной породы. В результате долото начинает вращаться с меньшей

частотой и даже может на некоторое время оказаться в заторможенном состоянии. В бурильной колонне при этом кинетическая энергия вращения переходит в потенциальную энергию кручения, которая после достижения определенного значения преодолевает сопротивление породы, и происходит обратный процесс - превращение потенциальной энергии кручения в кинетическую энергию вращения.

Такой переход видов энергии из одного состояния в другое приводит к возникновению упругих колебаний, и, если их частота совпадает с частотой вынужденных колебаний колонны, возникающих вследствие неравномерной подачи долота, то наступает резонанс, передающийся через ведущую трубу ротору. Последний при создании таких условий его эксплуатации испытывает большие динамические нагрузки, приводящие к интенсивным вибрациям ротора, его фундамента, вышки; все это сопровождается нарастанием шума в буровой, а иногда даже авариями.

Как видно, вращение бурильной колонны, необходимое при роторном бурении, приводит к значительному осложнению процесса проходки скважины. Этим и объясняется вытеснение роторного бурения в ряде районов бурением с забойными двигателями.

2. Расчет обсадных колонн

На рисунке 2 показана схема конструкции обсадных колонн.

Рисунок 2 - Схема конструкции обсадных колонн

2.1 Расчет эксплуатационной колонны

Диаметр эксплуатационной колонны D_эксп=178мм.

Расстояние от устья скважины:

- до башмака колонны L=4000м;

- до башмака предыдущей колонны L₀=2500м;

-до уровня жидкости в колонне H=1000м (при испытании на герметичность);

-до уровня жидкости в колонне H=1500м (при освоении скважины).

Удельный вес:

- цементного раствора за колонной г_ц=18500H/м³ ;

-испытательной жидкости г_ж=10000 Н/м³;

- бурового раствора за колонной г_р=14000 H/м³;

- жидкости в колонне г_в=11000H/м³ (при освоении);

- жидкости в колонне г_в=8500H/м³ (в период ввода в эксплуатацию);

- жидкости в колонне г_в=9500H/м³ (при окончании эксплуатации).

Эксплуатационный объект расположен в интервале 3900- 4000м.

Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n₁=1,20.

Для наглядности приведем порядок построения эпюр внутренних и наружных давлений, а также избыточных давлений.

2.1.1 Построение эпюр внутренних давлений

2.1.1.1Определяем внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию по формуле (2.1):

при /2.1,с.74/

при z=0;

при z=L

Строим эпюру АВ (рисунок 7)

2.1.1.2 Внутреннее давление по окончании эксплуатации определяем по формуле (2.2):

p_вz=0 при ;

при /2.2, с.74/

при z=0;

при z=L

Строим эпюру CD (рисунок 7)



Рисунок 3 - Эпюра внутренних давлений

2.1.2 Построение эпюр наружных давлений

2.1.2.1 Определяем наружное давление для незацементированной зоны по формуле (2.3):

при /2.3,с.76/

при z=0;

при z=h=2450м;

2.1.2.2 Определяем наружное давление для зацементированной зоны:

- в интервале, закрепленной предыдущей колонной, по формуле (2.4):

при /2.4,с.76/

при z=h;

при z=L₀=2500м;

.

- в интервале открытого ствола с учетом пластового давления

z=L=4000м; p_нL=60 МПа.

Строим эпюру ABCD (рисунок 8).

2.1.2.3 Определяем наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины по формулам (2.5) и (2.6)на момент окончания цементирования:

при /2.5,с.77/

при z=0;

при z=h=2450м;

при /2.6, с.77/

при z=L=4000м;

Строим эпюру ABE (рисунок 8).

Рисунок 4 - Эпюра наружных давлений

2.1.3 Построение эпюр избыточных наружных давлений

2.1.3.1 Определяем избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формулам (2.7) и (2.8):

при /2.7,с.77/

при z=0

при z=h

при /2.8, с77/

при z=L

2.1.3.2 Определяем избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня:

- в незацементированной зоне - по формулам (2.9) и (2.10):

при /2.9, с.77/

при z=0

при z=H=1000м

при /2.10, с.79/

при

z=h

- в зацементированной зоне - по формуле (2.11):

при /2.11, с.79/

при z=L₀

при z=L

2.1.3.3 Определяем избыточное давление наружное давление при освоении скважины:

- в незацементированной зоне - по формулам (2.9) и (2.10):

при z=0 при

при z=H=1500м при

при z=h

- в зацементированной зоне - по формуле (2.11):

при z=L₀

при z=L

Строим эпюру ABCDE (рисунок 9).

2.1.3.4 Определяем избыточное наружное давление по окончании эксплуатации:

- в незацементированной зоне - по формулам (2.9) и (2.10):

при z=0 при

при z=H=1500м при

при

z=h

- в зацементированной зоне - по формуле (2.11), где p_Hz в зоне эксплуатационного объекта принимаем по давлению гидростатического столба воды с удельным весом г_ГС=1,1*10⁴ Н/м³:

при z=L₀

при z=L

Строим эпюру ABC'D'E (рисунок 9)

Рисунок 5 - Эпюра наружных избыточных давлений

2.1.4 Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера

2.1.4.1 Избыточное внутреннее давление при испытании на герметичность в один прием без пакера определяем:

- в незацементированной зоне - по формуле (2.12):

при /2.12, с.80/

при z=0 p_ву=28,6 МПа (p_ву=26 МПа по п.2.2.1)

при z=h

- в зацементированной зоне - по формуле (2.13)

/2.12, с.80/

при z=L₀

при z=L

Строим эпюру ABCD (рисунок 6).

Рисунок 6- Эпюра внутренних избыточных давлений

Расчет избыточных наружных давлений производим по обобщенным значениям п. 2.2.3.3 (эпюра АВС'D'E) для стадий освоения и окончания эксплуатации скважины, а внутренних для процесса испытания колонны на герметичность п.2.2.4.1 (эпюра ABCD):

p_HИL=35 МПаp_HИL*n₁=(35*1,2)МПа=32,4 МПа.

По прил.2 /1, с.111/ находим, что этому давлению соответствуют трубы группы прочности Д с толщиной стенки д=11,5 мм, для которых p_кр=36,9 МПа.

Длина 1-ой секции l₁=1500м. Вес ее Q₁=(1500*0,473)=709,5 кН [q₁=0,473 /прил.12, с.150/].

По эпюре (рисунок 9) определяем расчетное давление p_ниzна уровне верхнего конца I-ой секции на глубине L₁=2500м; p_ниz=26,05МПа. Этому давлению при n₁=1,0 соответствуют трубы группы прочности Дcд=10,4 мм, для которых p_кр=31,7 МПа. Определяем значение p'_кр2 для труб 2-ой секции по формуле /2.38, с./ для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса I-ой секции:

Этому значению соответствует глубина спуска 2-ой секции, равная =2800м, следовательно, уточненная длина I-ой секции

=(4000-2800)м=1200м, а вес ее кН.

Для 3-й секции выбираем трубы группы прочности Дcд=9,2 мм, p_кр=25,9 МПа. Это давление имеет место на глубине L₂=2000м. Следовательно, длина 2-й секции l₂=м, а вес ее

кН.

Определим величину по формуле 2.38 /1, с. / для условий двухосного нагружения с учетом значений растягивающих нагрузок от веса двух первых секций .

Для полученного значения находим уточненную глубину спуска 3-й секции м и уточненную длину 2-й секции м, а вес ее кН.

Длину 3-й секции выбираем из расчета на растяжение по формуле /2.49, с.1/, /прил.5, с.136/; .

кН.

Вес трех секций

Определяем внутреннее давление для 3-й секции. Давление на уровне верхней трубы, расположенной на глубине L₃=(4000-1200-1000-332)=1468м, составляет p_ви1468=24 МПа.

По приложении 4/1, с.126/ p_т=34,3 МПа для д=9,2 мм, запас прочности n₂= p_т/ p_виz=34,3/24=1,37.

4-ю секцию составляем из групп прочности Д с д=11,5 мм q=0,473кН

Вес четырех секций

Определяем внутреннее давление для 4-й секции. Давление на уровне верхней трубы, расположенной на глубине L₄=(4000-1200-1000-332-360)=1108м, составляет p_ви1108=24 МПа.

По приложении 4 /1, с.126/ p_т=42,9 МПа для д=8,6 мм, запас прочности n₂= p_т/ p_виz=42,9/24=1,79.

5-ю секцию составляем из групп прочности Д с д=12,7 мм q=0,266кН

Для 5-й секции достаточно длина 1108м, вес ее кН.

Запас прочности на внутреннее давление для 6-й секции достаточен.

Общий вес колонны

Таблица 1- Конструкция промежуточной колонны-1 d=178мм

Номер секции	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина секции, мм	Вес секции, кН
1 2 3 4 5	Д Д Д Д Д	11,5 10,4 9,2 11,5 12,7	1200 1000 332 360 1108	567,3 430 127,82 170,28 570,62
Всего		4000	1866,02

Примечание: Счет секций ведется снизу вверх.

2.2 Расчет промежуточной колонны

Диаметр эксплуатационной колонны D_пром=245 мм.

Расстояние от устья скважины:

- до башмака колонны L=2500м;

- до башмака предыдущей колонны L₀=650м;

-до уровня жидкости в колонне H=1000м (при испытании на герметичность);

-до уровня жидкости в колонне H=1500м (при освоении скважины).

Удельный вес:

- цементного раствора за колонной г_ц=18500H/м³ ;

-испытательной жидкости г_ж=10000 Н/м³;

- бурового раствора за колонной г_р=14000 H/м³;

- жидкости в колонне г_в=11000H/м³ (при освоении);

- жидкости в колонне г_в=8500H/м³ (в период ввода в эксплуатацию);

- жидкости в колонне г_в=9500H/м³ (при окончании эксплуатации).

Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n₁=1,20.

Для наглядности приведем порядок построения эпюр внутренних и наружных давлений, а также избыточных давлений.

2.2.1 Построение эпюр внутренних давлений

2.2.1.1Определяем внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию по формуле (2.1):

при /2.3,с.74/

при z=0;

при z=L

Строим эпюру АВ (рисунок 10)

2.2.1.2 Внутреннее давление по окончании эксплуатации определяем по формуле (2.2):

p_вz=0 при ;

при /2.2, с.74/

при z=0;

при z=L

Строим эпюру CD (рисунок 7)

Рисунок 7 - Эпюра внутренних давлений

2.2.2 Построение эпюр наружных давлений

2.2.2.1 Определяем наружное давление для незацементированной зоны по формуле (2.3):

при /2.3,с.76/

при z=0;

при z=h=600м;

2.2.2.2 Определяем наружное давление для зацементированной зоны:

- в интервале, закрепленной предыдущей колонной, по формуле (2.4):

при /2.4,с.76/

при z=h;

при z=L₀=650м;

.

- в интервале открытого ствола с учетом пластового давления

z=L=2500м; p_нL=35,55МПа.

Строим эпюру ABCD (рисунок 11).

2.2.2.3 Определяем наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины по формулам (2.5) и (2.6)на момент окончания цементирования:

при /2.5,с.77/

при z=0;

при z=h=600м;

при /2.6, с.77/

при z=L=2500м;

Строим эпюру ABE (рисунок 11).

Рисунок 8 - Эпюра наружных давлений

2.2.3 Построение эпюр избыточных наружных давлений

2.2.3.1 Определяем избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формулам (2.7) и (2.8):

при /2.7,с.77/

при z=0

при z=h

при /2.8, с77/

при z=L

2.2.3.2 Определяем избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня:

- в незацементированной зоне - по формулам (2.9) и (2.10):

при /2.9, с.77/

при z=0

при z=H=1000м

при /2.10, с.79/

при z=Н

- в зацементированной зоне - по формуле (2.11):

при /2.11, с.79/

при z=L

2.2.3.3 Определяем избыточное давление наружное давление при освоении скважины:

- в незацементированной зоне - по формулам (2.9) и (2.10):

при z=0 при

при z=h=600м при

при z=H=1500

- в зацементированной зоне - по формуле (2.11):

при z=L₀

при z=L

Строим эпюру ABCDE (рисунок 12).

2.2.3.4 Определяем избыточное наружное давление по окончании эксплуатации:

- в незацементированной зоне - по формулам (2.9) и (2.10):

при z=0 при

при z=h=600м при

при z=H

- в зацементированной зоне - по формуле (2.11), где p_Hz в зоне эксплуатационного объекта принимаем по давлению гидростатического столба воды с удельным весом г_ГС=1,1*10⁴ Н/м³:

при z=L₀

при z=L

Строим эпюру ABC'D'E (рисунок 12)

Рисунок 9 - Эпюра наружных избыточных давлений

2.2.4 Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера

2.2.4.1 Избыточное внутреннее давление при испытании на герметичность в один прием без пакера определяем:

- в незацементированной зоне - по формуле (2.12):

при /2.12, с.80/

при z=0 p_ву=17,87 МПа (p_ву=16,25 МПа по п.2.2.1)

при z=h

- в зацементированной зоне - по формуле (2.13)

/2.12, с.80/

при z=L₀

при z=L

Строим эпюру ABCD (рисунок 13).

Рисунок 10- Эпюра внутренних избыточных давлений

Расчет избыточных наружных давлений производим по обобщенным значениям п. 2.3.3.3 (эпюра АВС'D'E) для стадий освоения и окончания эксплуатации скважины, а внутренних для процесса испытания колонны на герметичность п.2.3.4.1 (эпюра ABCD):

p_HИL=27,5 МПаp_HИL*n₁=(27,5*1,2)МПа=33МПа.

По прил.2 /1, с.111/ находим, что этому давлению соответствуют трубы группы прочности Е с толщиной стенки д=13,8 мм, для которых p_кр=39,2 МПа.

Длина 1-ой секции l₁=1500м. Вес ее Q₁=(1500*0,789)=1183,5 кН [q₁=0,789 /прил.12, с.150/].

По эпюре (рисунок 12) определяем расчетное давление p_ниzна уровне верхнего конца I-ой секции на глубине L₁=1000м; p_ниz=16МПа. Этому давлению при n₁=1,0 соответствуют трубы группы прочности Еcд=10,0 мм, для которых p_кр=18,9 МПа. Определяем значение p'_кр2 для труб 2-ой секции по формуле /2.38, с./ для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса I-ой секции:

Этому значению соответствует глубина спуска 2-ой секции, равная =800м, следовательно, уточненная длина I-ойсекции

=(2500-800)м=1700м, а вес ее кН.

Для 3-й секции выбираем трубы группы прочности Дcд=10,0 мм, p_кр=16,2 МПа. Это давление имеет место на глубине L₂=700м. Следовательно, длина 2-й секции l₂=м, а вес ее

кН.

Определим величину по формуле 2.38 /1, с. / для условий двухосного нагружения с учетом значений растягивающих нагрузок от веса двух первых секций .

Для полученного значения находим уточненную глубину спуска 3-й секции м и уточненную длину 2-й секции м, а вес ее кН.

Длину 3-й секции выбираем из расчета на растяжение по формуле /2.49, с.1/, /прил.5, с.136/; .

кН.

Вес трех секций

Определяем внутреннее давление для 3-й секции. Давление на уровне верхней трубы, расположенной на глубине L₃=(2500-1700-300-190)=310м, составляет p_ви310=16 МПа.

По приложении 4/1, с.126/ p_т=27,2 МПа для д=10,0 мм, запас прочности n₃= p_т/ p_виz=27,2/16=1,7.

4-ю секцию составляем из групп прочности Д с д=11,1 мм q₄=0,644кН

Вес четырех секций

Определяем внутреннее давление для 4-й секции. Давление на уровне верхней трубы составляет p_ви=17,875 МПа.

По приложении 4 /1, с.126/ p_т=30,1 МПа для д=11,1 мм, запас прочности n₃= p_т/ p_виz=30,1/17,875=1,68.

Для 4-й секции достаточно длина 310м, вес ее кН.

Общий вес колонны

Таблица 2- Конструкция промежуточной колонны-2 d=245мм

Номер секции	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина секции, мм	Вес секции, кН
1 2 3 4	E E Д Д	11,5 10,4 9,2 11,5	1700 300 190 310	1341,3 175,8 111,34 199,64
Всего		2500	1828,08

Примечание: Счет секций ведется снизу вверх.

3. Расчет конструкции бурильных колонн

Исходные данные

Показатель	Значение показателя
Вид технологической операции Интервал К началу проведения операции спущена промежуточная колонна диаметром, мм Бурение ведется под эксплуатационную колонну диаметром, мм Способ бурения Частота вращения колонны , об/мин Диаметр долота, мм Плотность бурового раствора Нагрузка на долото, т Условия бурения	Бурение 2500-4000 245 178 Роторный 80 219 1,7 5 Нормальное

3.1 Расчет УБТ

Расчет производится в соответствии с разделом 5 /2. с.66/. Необходимо определить типы утяжеленных бурильных труб и длины ступеней компоновки УБТ.

Согласно п. 6.5 /2, с.46/ для неосложненных условий бурения выбираем по таблице 3 /2, с.46/ для 1-й ступени УБТС.2 с наружным диаметром D_УБТ=178мм. По п.6.6 /2, с.46/ эти трубы имеют необходимую жесткость при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 178 мм.

Диаметр нижней секции бурильной колонны согласно таблице 1 /2, с.31/ необходимо принять 127 мм.

Существует плавный переход D_УБТ и D_БК

Данное соотношение не выполняется. Принимаем D_УБТ=159мм.

Длина основного УБТ находится исходя из нагрузки на долото, осуществляемого весом УБТ, увеличенного на 0,25.

3.2 Расчет конструкции бурильной трубы

Будем использовать трубы типа ТБВ (ГОСТ 631-75, тип 1) диаметром 127 мм с толщинами стенок 8,9,10 групп прочности Д,К,Е,Л.

В соответствии с . п7.6 /2, с.68/ сформируем последовательность труб.

Начинаем перебор последовательности с бурильной трубы под порядковым номером 1 (БТ №1).

Производим проверку соответствия этой БТ требованиям п. 7.8. /2, с.45/

Устанавливаем следующее:

- наружный диаметр соответствует зафиксированным в п.7.7 /2, с.44/ значениям;

- наружный диаметр замкового соединения (155мм) не ограничивает применение данной трубы;

- БТ №1 не соответствует условиям по п.3.36 /2, с.29/ для компоновки 1-ой секции (над УБТ) КБТ.

Из представленной последовательности условиям п. 3.36 соответствует только БТ №9, которая удовлетворяет также требованиям п.7.8., предварительным к наружным диаметрам тела трубы и замкового соединения.

Проверяем бурильную трубу №9 на соответствие расчетных запасов прочности по усталости нормативным значениям по следующим формулам:

Таблица 3 - Последовательность труб

Порядковый номер	Тип БТ	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности материала	Тип замкового соединения
1	ТБВ	127	8	Д	ЗУ- 155
2	ТБВ	127	8	К	ЗУ- 155
3	ТБВ	127	8	Е	ЗУ- 155
4	ТБВ	127	8	Л	ЗУ- 155
5	ТБВ	127	9	Д	ЗУ- 155
6	ТБВ	127	9	К	ЗУ- 155
7	ТБВ	127	9	Е	ЗУ- 155
8	ТБВ	127	9	Л	ЗУ- 155
9	ТБВ	127	10	Д	ЗУ- 155
10	ТБВ	127	10	К	ЗУ- 155
11	ТБВ	127	10	Е	ЗУ- 155
12	ТБВ	127	10	Л	ЗУ- 155
13	ТБВ	127	10	М	ЗУ- 155

Примечания: 1. Ограничения на длину (250м) существует только для комплекта №9 ТБВ. Эти трубы вводятся в колонну в соответствии с рекомендациями.

1. Минимально допустимую длину секции принимаем равной 500м.

Длина полуволны при вращении колонны:

Длина полуволны в нейтральном сечении:

Стрела прогиба бурильной колонны:

Радиус кривизны бурильной колонны

Крутящий изгибающий момент

Изгибающее напряжение в теле трубы

Амплитуда переменного напряжения

Коэффициент запаса прочности на выносливость

Что больше нормативного значения n=1,50

Предельное (соответствует пределу текучести материала) избыточное внутреннее давление рассчитываем по формуле

Проверяем условие прочности

Таким образом, бурильная труба №9 удовлетворяет всем требованиям п.7.8. /2, с. 45/.

В связи с тем, что длина секции бурильных труб №9 задана и равна 250м, проверим эту секцию на статическую прочность в верхнем сечении по формулам:

Растягивающая нагрузка

Крутящий момент

где =974 кгс/мм²- коэффициент пересчета

N- число оборотов вращения

N=N_в.к+N_в.дол

-переводной коэффициент

с=6,9 для мягких пород

Касательное напряжение

Для компоновки 2-й секции рассмотрим бурильную трубу №1. Эта труба соответствует условиям:

- по наружному диаметру тела трубы и замкового соединения;

- по избыточному внутреннему давлению.

По формулам соответственно получаем:

Проверяем условие прочности

Заметим, что труба №1 имеет наименьшее допускаемое внутреннее избыточное давление из двух труб, представленных для проектирования. В связи с тем, что это допускаемое давление выше действующего давления и, кроме того, все остальные трубы соответствуют по диаметру тела и замкового соединения необходимым условием, в дальнейшем расчете по п.7.8. остается проверять трубы только на сопротивление усталости.

Длина полуволны при вращении колонны:



Длина полуволны в нейтральном сечении:

Длина полуволн для секций

Стрела прогиба бурильной колонны:

Радиус кривизны бурильной колонны

Крутящий изгибающий момент



Изгибающее напряжение в теле трубы

Амплитуда переменного напряжения

Коэффициент запаса прочности на выносливость

Что больше нормативного значения n=1,50

Определяем наибольшую допустимую длину 2-й секции БТ №1 по формуле:

Общая длина скомпонованной части БК равна



Для дальнейшей компоновки бурильной колонны (секция 3-ая) рассмотрим БТ №13.

Длина полуволны при вращении колонны:

Длина полуволны в нейтральном сечении:

Длина полуволн для секций

Стрела прогиба бурильной колонны:

Радиус кривизны бурильной колонны



Крутящий изгибающий момент

Изгибающее напряжение в теле трубы

Амплитуда переменного напряжения

Коэффициент запаса прочности на выносливость

Что больше нормативного значения n=1,50

Определяем наибольшую допустимую длину 2-й секции БТ №13 по формуле:

Для 3-й секции достаточна длина 1198 м

Общая длина скомпонованной части БК равна

Таким образом, в результате проведенного проектировочного расчета бурильная колонна скомпонована полностью.

Таблица 4- Конструкция бурильной колонны (секция указана снизу - вверх)

№	Тип трубы	Размеры, мм	Группа прочности	Длина секции
1	УБТ	159	-	165
2	ТБВ	127*10	Д	250
3	ТБВ	127*8	Д	2387
4	ТБВ	127*10	М	1198

4. Выбор бурового оборудования

Наибольшую нагрузку БУ будет испытывать при спуске D=178-мм промежуточной колонны.

Максимальная вертикальная нагрузка от веса промежуточной колонны: Q_max=1866,02кН.

Для бурения данной скважины наиболее рационально использовать установку БУ Уралмаш 4000/250 ЭК-БМ предназначенную для бурения скважин с условной глубиной бурения 4000 м в районах с умеренным климатом при температуре от -45⁰С до +45⁰С, при разработке месторождений с содержанием сероводорода до 6%. Установка имеет электрический привод, обеспечивающий плавное регулирование параметров основных рабочих органов.

Основные технические характеристики установки: допускаемая нагрузка на крюке 2500 кН; высота вышки 45,3 м; мощность на входном валу лебедки 900 кВт; число струн талевой системы 10.

В комплект БУ Уралмаш 4000/250 ЭК-БМ входит насос буровой НБТ -600-1 с подачей Q=26л/с, и давлением p_н.с=25 Мпа, ротор Р 700 с диаметром отверстия в столе ротора=700 мм.

5. Гидравлический расчет скважин при бурении

Под гидравлической программой бурения понимается алгоритм вычисления соотношений: диаметров втулок насоса, возможных перепадов давления в насосе, чисел двойных ходов насоса, диаметров бурильной колонны (наружного и внутреннего) и скважины при определенной конструкции циркуляционной системы в сочетании с реологическими параметрами бурового раствора в зависимости от глубины скважины и производительности насоса.

5.1 Определение перепада давления бурильных трубах

Число Рейнольдса (Re) характеризует тип течения бурового раствора: турбулентный, квадратичный, ламинарный. Определим значение числа Рейнольдса согласно теории подобия:

где - плотность бурового раствора; -скорость течения бурового раствора в бурильных трубах; - внутренний диаметр бурильных труб; -структурная вязкость бурового раствора; - динамическое напряжение сдвига бурового раствора.

Скорость течения бурового раствора в бурильных трубах:

где Q- производительность бурового насоса.



Следовательно, режим течения жидкости в трубах турбулентный.

-коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном течении жидкости.

Потери давления в бурильных трубах:

5.2 Определение перепада давленияв кольцевом пространстве

Число Рейнольдса в кольцевом пространстве между стенкой скважины и наружным диаметром бурильных труб определяем по формуле

где - плотность бурового раствора; - наружный диаметр скважины и бурильных труб; - средняя скорость течения жидкости в кольцевом пространстве:

Следовательно, режим течения жидкости в кольцевом пространстве ламинарный. При ламинарном течении жидкости коэффициент гидравлических сопротивлений определяем по формуле:

Потери давления в кольцевом пространстве определим по формуле:

5.3 Определение потерь давления в УБТ

Так как режим течения жидкости УБТ турбулентный, то коэффициент гидравлических сопротивлений , тогда потери давления в УБТ

определим следующим образом:

5.4 Определение потерь давления в бурильных замках

Потери давления в замковых соединениях могут быть определены через эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле:

где l_экв - эквивалентная длина замкового соединения: k*d=28,8*0,107=2,94; k- эквивалентная длина, выраженная в долях внутреннего диаметра труб. Значения k принимаем равным 28,8; L- глубина скважины; Q- производительность насоса; среднее расстояние между замками;n- количество замков.

5.5 Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота

Потери давления определяем по формуле:

где F - площадь долота равная

5.6 Потери давления в обвязке буровой установки

Потери давления в элементах обвязки - ведущей трубе, вертлюге, буровом шланге, системе манифольда (подводящие трубы) определяем по методу эквивалентных длин составных элементов обвязки. Эквивалентная длина ведущей трубы:

Где - действительная длина ведущей трубы. Существует справочные таблицы зависимости диаметра ведущей трубы и ее длины. Принимаем для диаметра трубы в 168мм длину трубы 14м; d-внутренний диаметр бурильной трубы, равный 10,7 см; d_внтр- внутренний диаметр ведущей трубы, равный 100мм.

Тогда эквивалентная длина ведущей трубы:

Эквивалентная длина вертлюга:

, - фактическая длина и внутренний диаметр вертлюга.

Определяем эквивалентная длина бурового шланга:

, - фактическая длина и внутренний диаметр бурового шланга.

Эквивалентная длина подводящей линии от буровых насосов до вертлюга (стояк с отводом):

, - фактическая длина и внутренний диаметр стояка.

Суммарная эквивалентная длина всех элементов обвязки:



Суммарные потери в обвязке буровой установки:

Общий перепад давления в циркуляционной системе равен сумме составляющих перепадов давления:

Переводим данное значение в МПа, получаем 15,37 МПа.

Соотношение выполняется. ()

6. Патентный обзор

Авторское свидетельство №2003118299/03

Формула полезной модели.

Изобретение относится к буровой технике, преимущественно, для глубокого бурения. Устройство для передачи вращения бурильной колонне в роторе буровой установки включает последовательно размещенные в граненом отверстии стола ротора корпус, вкладыши, клинья с плашками, соединенные с приводом посредством подвесок с державками и направляющих планок, зажим ведущей трубы и упоры с охватывающим направляющие планки запорным механизмом со щеколдой и пружинным фиксатором. Верхняя часть направляющих планок выполнена с головкой, которая в продольной радиальной плоскости устройства и перпендикулярной к ней плоскости имеет, соответственно, Г- и Т-образную форму. Наружная поверхность направляющих планок по всей длине ниже головки имеет выпуклую форму. Верхние торцы упоров установлены с возможностью взаимодействия с нижним торцом головки направляющих планок, нижние их торцы - с зажимом ведущей трубы и со столом ротора, а боковая внутренняя стенка упоров и щеколда - с боковыми стенками направляющих планок. Повышаются надежность и безопасность работы. Устройство удобно в эксплуатации.

Авторское свидетельство № 2003118300/03

Формула полезной модели.

Изобретение относится к буровой технике, в частности к области глубокого бурения. Устройство для захвата бурильных и обсадных труб в роторе буровой установки включает трубозахват с вкладышами и установленными в их наклонных пазах клиньями, взаимодействующими с приводом посредством подроторного кольца с пазами, подвесок с державками и соединенных с ними пальцами направляющих планок, размещенных в

проходном отверстии стола ротора. Наружные поверхности направляющих планок выполнены круглой формы и установлены с возможностью взаимодействия со стенками проходного отверстия стола ротора. Верхняя часть направляющих планок выполнена с Т-образной головкой, соединительные пальцы которых с державками снабжены пружинными фиксаторами. Расстояние между смежными направляющими планками ниже Т-образных головок больше ширины клиньев, нижняя часть направляющих планок выполнена с выступами на боковых поверхностях, а стенки пазов в подроторном кольце - с ответными проточками. Устройство имеет высокую надежность в работе, безопасность и удобно в эксплуатации. Увеличивается грузоподъемность при сохранении его габаритов.

Авторское свидетельство № 2003118302/03

Формула полезной модели.

Изобретение относится к области глубокого бурения и может быть использовано в устройствах для вращения бурильных, ведущих и обсадных труб в роторе буровой установки. Устройство для вращения колонны труб в роторе буровой установки включает механизм передачи крутящего момента, содержащий размещенные в граненом отверстии ротора корпус, вкладыши с выполненными на их внутренней поверхности наклонными пазами с плоским дном под клинья и зажим ведущей трубы. Корпус, вкладыши с клиньями и зажим ведущей трубы снабжены шлицевыми соединениями, расположенными на уровне граненого отверстия ротора с возможностью взаимодействия между собой, причем шлицевое соединение между вкладышами и клиньями образовано плоским дном и боковыми ограничительными стенками наклонных пазов вкладышей и ответной поверхностью клиньев.

Авторское свидетельство № 2003118303/03

Формула полезной модели.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам для захвата ведущей трубы в процессе бурения скважин. Устройство для захвата ведущей трубы в роторе буровой установки включает корпус со шлицевыми соединениями с вкладышами, выполненными с опорными поверхностями под клинья с плашками, соединенные с приводом посредством подвесок с державками и направляющих планок, центратор и зажим ведущей трубы с конусной опорной поверхностью корпуса и поворотными вставками, охватывающими грани ведущей трубы. Верхняя часть корпуса зажима ведущей трубы расположена заподлицо с верхним торцом корпуса устройства и выполнена крестообразной формы с расположением крестообразных выступов по осям стыка вкладышей соосно поворотным вставкам, а вкладыши выполнены с пазами ответной формы. Крестообразные выступы в поперечном их сечении имеют форму двухзаходного клина с плоской вершиной, обращенной вниз, при этом угол б клина у основании определяется по формуле: а=2(р±30'), где р - максимальный угол отклонения ведущей трубы от оси проходного отверстия устройства, а заходный угол клина при вершине равен 30-40°, при этом крестообразные выступы расположены на уровне шлицевых соединений вкладышей с корпусом устройства и с гарантированным зазором между их нижним торцом и дном пазов под них во вкладышах. Устройство обеспечивает надежность, безопасность и удобно в эксплуатации.

Авторское свидетельство №2004107113/03

Формула полезной модели.

Изобретение относится к буровой технике, в частности к области глубокого бурения. Предназначено для вращения бурильного инструмента, проведения ловильных и вспомогательных работ, а также поддержания колонны бурильных или обсадных труб при спуско-подъемных операциях в процессе бурения нефтяных и газовых скважин.

Состоит из литого стального корпуса 2, во внутренней полости которого на упорном шариковом подшипнике размещен стол 1 с укрепленным с помощью горячей посадки зубчатым коническим венцом. Последний входит в закрепление с конической звездочкой, посаженной на валу 8, вращающемся на двух подшипниках. В нижней части устанавливается вспомогательная опора, закрепленная гайкой. Верхняя часть стола ротора закрывается кольцевым кожухом, ограждающим периферическую часть вращающего стола. На консольной части роторного вала смонтировано цепное колесо 9, через которое подводится мощность к ротору.

7. Техническое предложение

Модернизированным узлом в курсовом проекте являются подшипники ведущего вала.

Цель модернизации повышение долговечности в условиях работы при высоких нагрузках.

Модернизация заключается в замене ролико-подшипников качения на радиально-упорные шариковые подшипникина основе авторского свидетельства №2004107113/03. Данная модернизация позволила повысить долговечность работы в условиях при высоких нагрузках. Соответственно частота ремонта ротора уменьшится, что является большим плюсом с точки зрения технико-экономического обоснования модернизации.

Список использованной литературы

1. Даниленко О.Д. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Руководящий документ/ О.Д. Даниленко, К.Н. Джафаров и др. - М,1997. - 194с.

2. Вавилов В.М. Инструкция по расчету бурильных труб. Руководящий документ/ В.М. Вавилов, О.Д. Даниленко и др. - М, 1997. - 156с.

3. Абубакиров В.Ф. Буровое оборудование. Справочник, в 2 томах /В.Ф. Абубакиров, И.Л. Архангельский, Ю.Г. Буримов и др. - М. Недра, 2003.- 494с.

4. Басарыгин Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учеб.пособие для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.И. Проселков - М. ООО «Недра - Бизнесцентр» 2002.- 632с.

5. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник для нач. проф.образования / Ю.В. Вадецкий. - М.Издательский центр «Академия», 2003.- 352с.

6. Ильский А.Л. Расчет и конструирование бурового оборудования: учеб.пособие для вузов /А.Л. Ильский, Ю.В. Миронов, А.Г. Чернобыльский - М. Недра 1985.- 452с.

7. ОАО «Уралмаш». Каталог бурового оборудования. - Екатеринбург 2005.

8. Патенты.www.fips.ru

9. Абубакиров В.Ф. Буровое оборудование. Справочник, в 2 томах /В.Ф. Абубакиров, И.Л. Архангельский, Ю.Г. Буримов и др. - М. Недра, 2003.- 494с.

10. Тетельман В.В. Нефтегазовое дело: учеб.пособие для вузов/ В.В. Тетельман, В.А. Язев - M. Издательский дом ООО «Интеллект», 2009.-800 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru