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), рассчитывают 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;

;

r₁, r_пк - соответственно плотности промывочной жидкости и труб ПК;

q_пк - вес одного метратруб ПК в воздухе с учетомзамковых 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 r₁ в кг/м³.

Для бурения скважин в условиях Среднего Приобья DG £ 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 напряженияв верхнемсечении колонны (из труб ПК и Д16-Т) при наиболее тяжелых условиях для колонны, когда колонна поднимается из искривленной скважины с относительно большой скоростьюпри циркуляции жидкости (буровые насосы включены) вскважине:

, (1.6)

где: К_д - 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;

Р_т, Р_д - 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;

К_з - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении с забойными двигателями; К_з = 1,3…1,6 в зависимости от условий проводки скважины и типа труб.

В нашем примере можно принять К_з = 1,5 и s_т = 274 МПа (для труб диаметром 129, 147 и 170 мм). Если условие (1.7) не выполняется или фактический К_з 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 4000м, а длина стальных труб не выше 3500 м:

, (1.8)

где: С_к - коэффициент, учитывающий условия охвата колонны клиньями захвата; при наличии в захвате четырех плашек С_к = 0,7, а при более равномерном и полном охвате тела трубы С_к = 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.

1.6.3. В определенных условиях необходимо проверить прочность колонны от воздействия на нее внутреннего давления.

1.7. Согласно диаметрам долот данных в табл. 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 127х9мм, то q_п = 305Н/м,при трубах 114´10мм (типа П) q_п = 297 Н/м. Пределы текучести для этих труб группы прочности "Д" - s_т = 379 МПа, длягруппы прочности "Е" - s_т = 516 МПа. Для ГЗД диаметром 172мм G_з = 19...35 кН, а для диаметров 195мм - 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.

Таблица 1

Данные к расчету элементов компоновки бурильной колонны и расчету ее прочность при бурении с ГЗД.

продолжение табл. 1

продолжение табл. 1

1.8.2. Производят 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 Р_п, МПа или Па;

t - постоянные касательные напряжения от суммы моментов, появляющихся при вращении бурильного инструмента, МПa, или Па.

σ_изг - напряжение изгиба, Па
I - осевой момент инерции, м⁴
E - модуль Юнга, Па
K₂ - кривизна скважины, град/м
d_н - наружный диаметр ВЗД, м
I₀ - осевой момент в опасном сечении, м⁴

1.8.3. Проверяют условие:

, (1.10)

где: К_р - коэффициент запаса прочности для колонны при роторном бурении;
К_р = 1,40...2,2 в зависимости от условий работы бурильного инструмента (колонны); К_р - 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 = 215,9мм, подъем колонны производят с вращениемее ротором при включенных буровых насосах (промывочную жидкость подают в скважину); частота вращения колонны n = 80 об/мин, колонна состоит из УБТ 176мм длиной l_у = 80 м и из труб ПК 127х10 мм, плотность промывочной жидкости r₁ = 1400 кг/м³, Р_д = 8 МПа, G_тр = 30 кН, коэффициент динамичности К_д = 1,3, зенитный угол скважины 20°, К_р = 1,45. 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 рассчитываемили находим, приложение 1] F_т = 36,8×10^-2м², 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;

D_c - 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;