Расчет бурильной колонны

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.»

Институт Урбанистики, архитектуры и строительства

Кафедра «Теплогазоснабжение и нефтегазовое дело»

Направление: 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Профиль: «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»

Пояснительная записка к курсовой работе

По дисциплине: «Оборудование и инструмент для строительства скважин»

На тему: «Расчёт бурильной колонны»

Выполнил: студент 3 курса

Солодко Каролина Николаевна

Принял: к.т.н., доцент Катков Д.С.

Саратов 2022 г



ФГБОУ ВО «Саратовский государственный технический

университет имени Гагарина Ю.А.»

Институт_УРБАС_

Кафедра «Теплогазоснабжение и нефтегазовое дело»

Задание № 12

По курсовой работе студенту _Солодко К.Н._курса _3_, группы _б3-НФГД-31_

Тема работы: «Расчет бурильной колонны».

Исходные данные к работе:

№ варианта	Категория пород по твердости	Глубина скважины (по вертикали), м	Длина вертикального участка, м	Зенитный угол, град	Радиус искривления, м	Диаметр долота, мм	Нагрузка на долото, кН	Диаметр бурильных труб, мм	Плотность бурового раствора, кг/м	Диаметр предыдущей обсадной колонны/толщина стенки, мм
8	VIII	1900	150	23	573	215,9	120	127	1350	245/9

Данные выбираются по методике в соответствии с последней цифрой номера зачетной книжки.

Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):

Реферат

Содержание

Введение

Анализ исходных данных.

Расчет профиля скважины.

Расчет бурильной колонны на статическую прочность при бурении с использованием гидравлического забойного двигателя.

Расчет бурильной колонны на статическую прочность при роторном способе бурения.

Расчет бурильной колонны на внутреннее давление.

Расчет бурильной колонны на выносливость.

Расчет допускаемой нагрузки на крюке буровой установки.

Заключение

Список использованных источников

Состав графической части:

Расчетный трехинтервальный профиль наклонно направленной скважины.

Эпюры продольных сил и изгибающих напряжений в колонне бурильных труб

при отрыве долота от забоя и циркуляции бурового раствора.

Эпюры продольных сил, крутящих и изгибающих моментов в колонне бурильных труб при роторном способе бурения скважины.

Графическая часть выполняется в соответствии с требованиями СПДС и ЕСКД в электронном виде на листе формата А1, и распечатанном на листе формата А3.

Дата выдачи задания______07.02.2022г._____

Руководитель ___

____________________ к.т.н., доцент Д.С. Катков

Задание к исполнению принял ___________ /____________________

Ф.И.О. студента



РЕФЕРАТ

Пояснительная записка содержит 39 страниц, 3 рисунка, 8 источников используемой литературы.

БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА, БУРЕНИЕ, ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬ, РОТОРНОЕ БУРЕНИЕ, БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ, НЕФТЬ, ДОПУСКАЕМАЯ НАГРУЗКА, ВНУТРЕННЕЕ ДАВЛЕНИЕ, ЭПЮРА, ОБСАДНАЯ КОЛОННА

Для определения оптимальных параметров бурильной колонны обычно рассчитывают давления и нагрузки, действующие на колонну. Результатом этих расчётов является построение эпюр и определение оптимальных параметров, для сооружения и дальнейшей эксплуатации бурильной колонны.

В работе отражены общие сведения об объекте и строение, а также значения всех необходимых параметров для расчёта.

Целью выполнения курсовой работы является углубление и закрепление знаний, полученных при изучении теоретического курса и навыков приобретённых в ходе практических занятий.



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

2. РАСЧЁТ ПРОФИЛЯ СКВАЖИНЫ

3. РАСЧЁТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

3.1 Расчёт на статическую прочность

3.1.1 Расчёт бурильной колонны при бурении с использованием гидравлического забойного двигателя

3.1.2 Расчёт бурильной колонны при роторном способе бурения

3.1.3 Расчёт на внутреннее давление

3.2 Расчёт на выносливость

3.2.1 Случай 1. Вращение бурильных труб на искривлённом участке профиля

3.3 Расчёт допускаемой нагрузки на крюке. Выбор класса буровой установки (методика ВНИИБТ)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

3.2.2 Случай 2. Вращение бурильных труб, потерявших продольную устойчивость в условиях ограничения стенок скважины

3.3 Расчёт допускаемой нагрузки на крюке. Выбор класса буровой установки (методика ВНИИБТ)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ



ВВЕДЕНИЕ

Забой скважины - поверхность горной породы в стволе скважины, до которой в данный момент она пробурена (фактический забой) или должна быть пробурена (проектный забой).

Траектория скважины - линия, соединяющая забой с устьем и условно принимаемая за ось ствола.

Под проектированием профиля скважины понимается определение параметров и визуализация пространственного положения оси ствола.

Профили подразделяются на плоские (плоскостные), расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию. Ось скважины в общем случае представляет собой пространственную кривую.

При бурении все скважины по различным причинам в той или иной мере отклоняются от первоначально заданного направления. Этот процесс называется искривлением. Непреднамеренное искривление называется естественным, а искривление скважин с помощью различных технологических и технических приемов - искусственным.

Горизонтальная скважина (ГС) (скважина с горизонтальным окончанием) - это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Горизонтальный участок (ГУ) - часть горизонтальной скважины, расположенная в продуктивном пласте.

Профили скважин классифицируют по количеству интервалов ствола.

За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления.



1. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

Для проведения расчётов курсовой работы предоставлены следующие исходные данные:

1. Категория пород по твёрдости

2. Глубина скважины (по вертикали)

3. Длина вертикального участка

4. Зенитный угол

5. Радиус искривления

6. Диаметр долота

7. Нагрузка на долото

8. Диаметр бурильных труб

9. Плотность бурового раствора

10. Диаметр предыдущей обсаженной колонны/ толщина стенки

На основании этих данных будет проведено исследование бурильной колонны на статическую прочность при бурении с использованием гидравлического забойного двигателя, исследование её на статическую прочность при роторном способе бурения, стойкость бурильной колонны на внутреннее давление, на выносливость и проведён расчёт допускаемой нагрузки на крюке буровой установки. Также в данной работе необходимо на основании исходных данных произвести выбор оборудования для бурения, будет проведён выбор винтового забойного двигателя, выбор бурильной колонны, произведём расчёт необходимого количества бурильных колонн для нашей скважины.



2. РАСЧЁТ ПРОФИЛЯ СКВАЖИНЫ

Интенсивность искривления ствола скважины (град. / 10 м):

,

где R радиус искривления, м;

1.

Отклонение забоя от вертикали:

,

где: L глубина скважины (по вертикали), м;

Н длина вертикального участка, м;

б зенитный угол в радианах;

a, h проекции искривлённого участка профиля, м;

;

;

;

м;

.

Протяжённость криволинейного участка набора кривизны (II), м:



;

,

Протяжённость наклонного прямолинейного участка (III), м:

,

Полная длина ствола скважины, м:

.

Далее вычерчиваем в масштабе профиль скважины с нанесением основных размеров и положения обсадных колонн (рис. 1).

Рисунок 1 - Расчётный трёхинтервальный профиль наклонно направленной скважины



3. РАСЧЁТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Вес погонного метра УБТ, Н:

qУБТ = mg;

где: m масса 1 м трубы, кг (Приложение 2) [7];

g ускорение свободного падения;

qУБТ = 145,40 9,83 = 1429,28 Н.

Внутренний диаметр бурильных труб, м: d = D - 2 д;

где: D диаметр бурильных труб, м;

д толщина стенки бурильных труб, м;

d = 0,127 - 2 0,009 = 0,11 м.

Вес погонного метра бурильных труб (с учётом замков):

q = mбт g,

где: mбт, кг/м - масса 1 м трубы - принимается по условному диаметру и толщине стенки (Приложение 6) [7];

q = 26,20 9,83 = 257,55 Н.

Коэффициент Архимеда (выталкивающей силы):

,

где: см плотность материала труб кг/м3;

с плотность бурового раствора, кг/м3;



= .

Длина участка стабилизации (с постоянным зенитным углом б), м:

= .

Геометрические характеристики сечения бурильных труб

Площадь сечения (по металлу), м2:

,

где: внутренний диаметр бурильных труб, м;

D диаметр бурильных труб;

.

Площадь проходного сечения, м2

,

.

Осевой момент сопротивления, м3:



,

Полярный момент сопротивления, м3:

,

Осевой момент инерции, м4:

;

.

Полярный момент инерции, м4:

;

,

3.1 Расчёт на статическую прочность

3.1.1 Расчёт бурильной колонны при бурении с использованием гидравлического забойного двигателя

Определяем перепад давления PЗД забойного гидравлического двигателя по справочным данным. Марка забойного двигателя Д5-195 подбираем из каталога. [6] Сила тяжести, кг:



GЗД = mзд g,

где mзд масса забойного двигателя, которая определяется по каталогу забойных двигателей;

GЗД = 1080 9,83 = 10616,40 кг.

Осевое гидравлическое усилие на корпусе забойного двигателя (направленное вниз и растягивающее колонну труб), Н:

;

= 6700000 = 62488,12 Н.

Расчетная длина УБТ, м:

,

где G нагрузка на долото даётся по заданию;

.

Число УБТ:

,

где l0 длина одной УБТ (приложение 2) [7];



= 5.

Фактическая длина УБТ, м:

;

= 5 12 = 60 м.

Длина колонны бурильных труб (пренебрегая длиной забойного двигателя), м:

;

- 60 = 1976,92 м.

Сила тяжести УБТ, Н:

;

= 1429,28 60 = 84214,20 Н.

Сила тяжести бурильных труб, Н:

;

= 257,551976,92 = 509426,40 Н.

Забойное (гидростатическое) давление в нижнем сечении бурильных

Труб, Па:



;

= 26310793,16 Па.

Выталкивающая (архимедова) сила, действующая на бурильные трубы в продольном направлении, Н:

,

где с плотность бурового раствора, кг/м:

= 26310793,16 0,00333 = 87738,08 кг/м.

Коэффициент трения при поступательном движении труб:

в открытом стволе (металл о горную породу) - участок профиля III: f3=0,4; внутри обсадной колонны (металл по металлу) - участок профиля II: f2=0,2. Продольное усилие в нижнем сечении бурильных труб, Н:

,

где Fтр .КНБК - сила трения КНБК;

;

Н;

,



Суммарная поперечная сила, прижимающая бурильную колонну к стенке скважины на участке стабилизации, Н:

; (28)

163350,88 Н.

Суммарная сила трения на участке стабилизации, Н:

;

= 0,4 163350,88 = 65340,35 Н.

Продольное усилие в начале участка стабилизации, Н:

;

= 491674,73 Н.

Поперечная прижимающая сила на участке искривления профиля (сила реакции стенки скважины), Н:

,,

где б зенитный угол, который берём в радиана;

1966669,89 Н.



Сила трения на участке искривления:

;

0,2 39333,98 Н.

Продольное усилие в сечении изгиба, Н:

;

588476,68 Н.

Суммарное продольное (вертикальное) усилие от веса бурильной колонны в жидкости (включая забойный двигатель), Н:

;

.

Суммарная сила трения на невертикальных участках профиля, Н:

;

39333,98 + 65340,35 = 104674,33 Н.

Продольное усилие в верхнем сечении колонны (без учёта высоты положения стола ротора относительно уровня земли), Н:

;

627108,58 Н.



Далее делаем построение эпюры продольных сил и построение схемы действия силовых факторов при расчете колонны для случая бурения забойным гидродвигателем (рис. 2).

Рисунок 2 - Эпюры продольных сил и изгибающих напряжений в колонне бурильных труб при отрыве долота от забоя и циркуляции бурового раствора (способ бурения с использованием гидравлического забойного двигателя)

Изгибающий момент (как стержня, упругая линия которого совпадает с искривлённым участком профиля скважины), Нм;

,

где: EI - жёсткость сечения на изгиб;

I - осевой момент инерции, м4;

Е - Модуль упругости E (для стали), Па;

с * - радиус кривизны упругой оси, с * = R, м;



2139,50 Нм.

Напряжение изгиба, Па:

;

Па.

Нормальное напряжение, Па:

- в сечении изгиба

,

199743959,30 Па.

- в верхнем сечении

;

188056597,70 Па.

Для сравнения определим растягивающее напряжение в верхнем сечении от веса бурильной колонны без учёта КНБК (которое не зависит от сечения труб), Па: скважина бурильный колонна двигатель

,

148480096,46 Па.

Опасное сечение соответствует сечению колонны (верхнему или изогнутому), в котором возникает максимальное нормальное напряжение (растягивающее или суммарное растягивающее и изгибающее).

Требуемый предел текучести материала бурильных труб, Па:

- в сечении изгиба

,

где kст коэффициент запаса статической прочности;

kст = 1,3;

199743959,30 = 259667147,09 Па.

- в верхнем сечении

;

188056597,70 =244473577,01 Па.

Группу прочности материала труб Д принимаю в зависимости от требуемого предела текучести материала труб по большему напряжению

199743959,30 Па.

Допускаемая растягивающая нагрузка в верхнем сечении, соответствующая пределу текучести материала труб, Н:

;

815241,01 Н.

Допускаемое усилие для ликвидации прихвата, Н:



;

.

«Водоизмещение» бурильной колонны:

По аналогии с теорией плавающих тел можем определить «водоизмещение» бурильной колонны - вес жидкости, взятой в объёме погруженной части труб, Н:

,

где плотность материала труб;

Н.

3.1.2 Расчёт бурильной колонны при роторном способе бурения

Длина и число УБТ (с учётом наклонного расположения УБТ в скважине и длины одной трубы ):

расчётная длина, м:

;

.

число УБТ:

;

11.



фактическая длина, м:

;

,

Сила тяжести УБТ, Н:

;

132 =188665,22 Н.

Определение продольных и поперечных нагрузок

Забойное (гидростатическое) давление в нижнем сечении бурильных труб, Па:

;

25491591,48 Па.

Выталкивающая (Архимедова) сила, действующая на бурильные трубы в продольном направлении, Н:

;

,

Продольное усилие в нижнем сечении бурильных труб, Н:

;

61118,51 Н. 

Суммарная поперечная сила на участке стабилизации, Н:

;

= 188041,86 Н.

Продольное усилие в начале участка стабилизации, Н:

;

Н.

Поперечная сила на участке искривления (реакция стенки скважины), Н:

, (57)

где б - зенитный угол в радианах;

.

Отрицательное значение поперечной силы означает, что колонна прижимается к верхней стенке скважины.

Продольное усилие в сечении изгиба, Н:

.



Продольное усилие в верхнем сечении колонны, Н:

;

,

Определение крутящих моментов

Крутящий момент на долоте (в нижнем сечении бурильной колонны), Нм:

,

удельный момент горных пород, которые принимаем в зависимости от группы твёрдости горных пород и типа долота (Приложение 10) [7];

= 6 Нм;

= 720000 Нм.

Мощность холостого вращения труб на вертикальном участке ствола скважины (эмпирическая зависимость), Вт:

,

где:

n = 160 об/мин;

D - диаметр бурильной трубы, м;

d диаметр скважины, м;



,

Момент сил сопротивления вращению бурильной колонны на вертикальном участке, Нм:

;

.

Коэффициент трения при вращении колонны:

в открытом стволе - участок профиля III:

;

.

внутри обсадной колонны - участок профиля II:

;

.

Момент сил трения на невертикальных участках профиля, Нм:

- на участке стабилизации

;

.



- на участке искривления

;

.

Момент внутренних потерь при вращении колонны вокруг собственной искривлённой оси (на участке профиля II) Нм:

.

.

;,

;

= 474,26

Суммарный момент сопротивления вращению колонны на невертикальных (наклонных) участках профиля, Нм:

;

,

Крутящий момент, Нм:

в сечении изгиба



;

.

в верхнем сечении (момент на столе ротора)

;

.

Далее делаем построение эпюры продольных сил, крутящих и изгибающих моментов и определяем координаты нейтрального сечения ; Строим схему действия сил и моментов при роторном способе бурения (рис. 3).

Рисунок 3 - Эпюры продольных сил, крутящих и изгибающих моментов в колонне бурильных труб при роторном способе бурения скважины

Мощность ротора, Вт:



,

КПД процесса передачи вращения долоту:

;

,

Средний крутящий момент по длине колонны бурильных труб, Нм:

;

.

Угол закручивания колонны бурильных труб (угол взаимного поворота верхнего и нижнего сечений), град:

;

.

Относительный угол закручивания, град:

;

,

Угол сдвига цилиндрической поверхности бурильных труб, град:



;

.

Определение напряжений и выбор материала труб

Нормальное напряжение, Па:

- в сечении изгиба

;

.

- в верхнем сечении

;

.

Касательное напряжение, Па:

- в сечении изгиба

;

,

- в верхнем сечении



;

.

Эквивалентное напряжение (напряжение одноосного растяжения, равноопасное с рассматриваемым сложным напряжённым состоянием материала), Па:

- в сечении изгиба

;

.

Требуемый предел текучести материала бурильных труб, Па:

- в сечении изгиба

,

где коэффициент запаса статической прочности;

,

- в верхнем сечении

);

,

Окончательный выбор механических свойств бурильных труб производится из сравнения требуемых пределов текучести материала, рассчитанных для условий роторного бурения и бурения с использованием гидравлического забойного двигателя.

3.1.3 Расчёт на внутреннее давление

Тангенциальное напряжение, Па:

;

Па.

Радиальное напряжение, Па: ,

где r - внутренний радиус трубы, м;

, r=d/2,

где d - внутренний диаметр трубы, м (Приложение 4) [7],

r = 0,109/2 = 0,05 м.

Наибольшее гидростатическое давление, Па:

,

где: GT - предел текучести материала труб, Па;

наружный диаметр трубы, м (приложение 4) [7];

- номинальная толщина стенки, м;



Па.

Эквивалентное напряжение, Па:

.

.

Предельное внутреннее давление жидкости, соответствующее пределу текучести материала труб, Па:

,

где д - номинальная толщина стенки трубы, м; с - коэффициент, учитывающий допускаемое по ГОСТ отклонение толщины стенки от номинального значения (12,5% по толщине стенки и 1% по диаметру);

с = 0,875; ,

Коэффициент запаса прочности трубы на внутреннее давление:

;

где Др(0) - избыточное внутреннее гидродинамическое давление жидкости в верхнем сечении колонны (поскольку на устье скважины перепад давления в бурильных трубах и затрубье максимальный);



.

Избыточное давление в верхнем сечении Па:

,

где: - потери давления соответственно в долоте, забойном двигателе, бурильной колонне и кольцевом пространстве, Па.

Па.

Перепад давления на долоте, Па:

,

ц - коэффициент скорости (для конических насадок ц = 0,95);

.

Скорость истечения жидкости из насадки, м/с:

,

где: zн - число насадок (zн =3 для шарошечных долот);

d0 - диаметр выходного отверстия насадки (выбирается по марке долота), м;

е - коэффициент сжатия струи в выходном сечении, е ? 1;

Q - требуемы расход бурового раствора, м3/с;

Q = 30 м3/с;

В конечном результате в качестве требуемого расхода жидкости Q выбирается максимальное в заданных условиях бурения значение из вышеуказанного ряда: Qкп, Qзаб, QЗД.

м/с.

Расход жидкости восходящего потока, м3/с:

,

где - cкорость восходящего потока. При типовых расчётах режима прямои? промывки вертикальных скважин можно принять :

= 1 м/с при бурении под эксплуатационную колонну;

0,02 м3/с.

Cкорость восходящего потока м/с:

,

где ?, ?, ?0 - соответственно плотность (кг/м3), пластическая вязкость (Па·с) и динамическое напряжение сдвига (Па) бурового раствора.

В отсутствии данных о показателях свои?ств бурового раствора можно ориентировочно принять: ?=1100 кг/м3; ?=0,015 Па·с; ?0=3 Па;



м/с.

Площадь проходного сечения кольцевого пространства между стенками скважины и бурильными трубами (в гладкои? части), м2:

;

где D - диаметр бурильных труб, м;

DД - диаметр долота, м;

м2.

Расход жидкости требуемыи? для очистки забоя, м3/с:

;

где a - коэффициент, имеющии? размерность скорости и принимаемыи? для бурения гидравлическими двигателями равным 0,7 м/с;

м3/с.

Потери давления в забойном двигателе, Па:

;

.



Потери давления по глубине скважины, Па:

;

где k - коэффициент гидравлических потерь, зависящий от глубины скважины;

,

Допускаемый расход при бурении заданного интервала, м3/с:

;

где kk - коэффициент гидравлических потерь в заданной точке интервала;

м3/с.

Потери давления в бурильной колонне, Па:

;

.

Потери давления в кольцевом пространстве, Па:



;

.

Коэффициент гидравлического сопротивления:

,

где: - эквивалентная шероховатость стенок гидроканала (можно принять равнои? 0,05 мм);

Re - число Реи?нольдса, принимается в бурильных трубах Re = 21600, в кольцевом пространстве Re = 6450;

;

.

,

.

Гидравлическии? радиус сечения , м:

- для труб определяется

;

.

- для кольцевого пространства определяется



;

где: D - диаметр бурильных труб, м;

DД - диаметр долота, м;

.

Скорости течения бурового раствора для труб и кольцевого пространств, м/с:

;

;

.

3.2 Расчёт на выносливость

3.2.1 Случай 1. Вращение бурильных труб на искривлённом участке профиля

Период цикла (время одного оборота), рад/с:

;

где n (об/сек) принимается согласно приложению 10 [7];



.

Время нахождения труб на участке искривления (под нагрузкой от кручения), с:

;

.

Число циклов переменных напряжений:

;

.

Среднее эквивалентное напряжение цикла, Па:

;

где - коэффициент эквивалентности средних напряжений растяжения и кручения вследствие увеличения длины бурильной колонны в процессе бурения интервала; в первом приближении можно принять

= 0,90;

.



Амплитуда переменных напряжений (постоянная величина), Па:

;

.

Минимальное напряжение цикла, Па:

;

.

Максимальное напряжение цикла, Па:

;

.

Коэффициент асимметрии цикла:

.

Предел прочности материала труб выбираем по выбранной группе прочности по приложению 8.

Предел выносливости гладкого образца (диаметром 10 мм) при симметричном цикле на воздухе, Па:

,



где предел прочности материала труб (выбирается для труб выбранной группы прочности), Па;

90000000 = 405000000 Па;

Тип среды бурового раствора принимаем коррозионный (агрессивный) тип среды, что характерно для большинства типов применяемых буровых растворов.

Способ упрочнения бурильной трубы - поверхностная закалка.

Коэффициент снижения предела выносливости:

,

где: эффективный коэффициент концентрации напряжений (в зоне перехода «тело трубы - замок»), определяемый с учетом типа бурильных труб (приложения 8 и 13) [7];

коэффициент влияния шероховатости поверхности и рабочей среды (приложение 12) [7];

Коэффициент влияния абсолютных размеров (Приложение 11) [7];

Коэффициент поверхностного упрочнения (Приложение 14) [7];

,

Предел прочности детали (бурильной трубы):

;



.

Коэффициент запаса усталостной прочности:

;

где коэффициент чувствительности материала к асимметрии цикла (Приложение 15) [7];

.

3.2.2 Случай 2. Вращение бурильных труб, потерявших продольную устойчивость в условиях ограничения стенок скважины

Длина полуволны (формула Саркисова), м:

;

где z - координата, отсчитываемая от нейтрального сечения:

z>0 для растянутых сечений колонны; для сжатых cечений колонны;

угловая скорость;

1,50 м.

,



где 1,1 - коэффициент, учитывающий возможное увеличение диаметра скважины относительно номинального диаметра долота;

0,06.

Поскольку длина полуволны достигает наименьшего (опасного) значения в нижних сечениях колонны, испытывающих во время бурения сжатие или незначительное растяжение, то расчёт производят для сечений, близких к нейтральному (z=0). В этом случае

;

.

Проекция спиралевидной кривой на продольную плоскость

xy - синусоида вида:

; (125)

.

Изгибающий момент, :

, (126)



где с* - радиус кривизны упругой линии (синусоиды);

.

Для синусоидальной кривой (125):

;

.

Радиус кривизны достигает минимального значения при х=L/2 (на контакте трубы со стенкой скважины):

;

.

Подставляя найденное значение радиуса кривизны в выражение (126), получаем:

;

.



Тогда напряжения изгиба труб, потерявших продольную устойчивость при вращении бурильной колонны, составляют:

;

.

В общем случае коэффициент запаса усталостной прочности вращающейся колонны, подверженной напряжениям изгиба, определяется по формуле (121). Минимально возможный коэффициент запаса усталостной прочности вращающихся труб спиралевидной формы соответствует случаю 2 и составляет:

;

.

3.3 Расчёт допускаемой нагрузки на крюке. Выбор класса буровой установки (методика ВНИИБТ)

Приведённый вес (в воздухе) погонного метра обсадных колонн Н: промежуточной

;



где , масса погонного метра гладкой части обсадных труб, кг;

, масса муфт обсадных труб, кг (Приложение 18) [7];

,

.

Нагрузка от веса бурильной колонны, Н:

.

где диаметры и глубины спуска промежуточной и эксплуатационной колонны, м (Приложения 16, 17) [7];

,

Нагрузка от веса обсадных колонн Н:

промежуточной ; (135)

.

эксплуатационной ; (136)

Н.

Максимальная нагрузка на крюке при работе с бурильной колонной, Н:



,

где: коэффициент запаса допускаемой нагрузки на крюке для бурильной колонны; ;

коэффициент запаса допускаемой нагрузки на крюке для обсадной колонны; ;

.

Максимальная нагрузка на крюке при работе с обсадными колоннами, Н: промежуточной ;

.

эксплуатационной .

.

Допускаемая нагрузка на крюке

Принимаем наибольшей из трёх рассчитанных выше величин (); = Н.

По полученным данным принимаем 4 класс буровой установки. При этом классе допускаемая нагрузка на крюке равна 1600кН; условная глубина бурения равна 2500 м; расчётная мощность от 440 до 550 кВт; диаметр отверстия в стволе ротора не менее 520 мм; расчётная мощностьпривода ротора не более 300 кВт.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе мы ознакомились с назначениями и характеристиками эксплуатационных и промежуточных скважин, ознакомились с типами обсадных колонн. Произвели расчёт профиля скважины глубиной 1900 м; расчёт бурильной колонны на статическую прочность при бурении с использованием гидравлического забойного двигателя; расчёт бурильной колонны на статическую прочность при роторном способе бурения; расчёт бурильной колонны на внутреннее давление; расчёт бурильной колонны на выносливость;расчёт допускаемой нагрузки на крюке буровой установки. Построили расчётный трехинтервальный профиль наклонно направленной скважины; эпюры продольных сил и изгибающих напряжений в колонне бурильных труб при отрыве долота от забоя и циркуляции бурового раствора; эпюры продольных сил, крутящих и изгибающих моментов в колонне бурильных труб при роторном способе бурения скважины. Марку забойного двигателя Д5-195 и 4 класс буровой установки был и выбраны с учётом полученных данных.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.Балденко, Ф. Д. Расчеты бурового оборудования: учебное пособие / Ф.Д.Балденко. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. - 428 с.

2. Баграмов, Р.А. Буровые машины и комплексы: учебник для вузов/ Р.А. Баграмов. - М.: Недра, 1988. - 501с.: ил.

3. Трубы нефтяного сортамента: Справочник / под общей ред. А.Е. Сарояна. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - 488с.

4. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. В 5 томах. Т.1: учебник для студентов вузов / С. В. Сенюшкин, А. Н. Попов, С. А. Оганов [и др.] ; под редакцией В. П. Овчинникова. -- 2-е изд. -- Тюмень : Тюменский индустриальный университет, 2017. -- 576 c. -- ISBN 978-5-9961-1328-6, 978-5-9961-1329-3. -- Текст : электронный // Электронно-библиотечная система IPR BOOKS

5. ГОСТ 16293-89. Установки буровые комплектные для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения [Текст]. Введ. с 01.01.90. - Москва: Изд-во стандартов, 1990. - 5 с.

6. Каталог забойных двигателей / ООО "ВНИИБТ-БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ"

7. Катков, Д. С. Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине «Оборудование и инструмент для строительства скважин» для студентов всех форм обучения направления 21.03.01 - нефтегазовое дело профиль «эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» / Д.С. Катков. - Саратов: СГТУ, 2021. - 70 с.

8. Каталог Буровые долота / ООО "Волгобурмаш»

Размещено на Allbest.ru