Выбор, расчет бурильного инструмента роторным и ГЗД способами

Колонна бурильных труб в процессе проводки скважины подвергается действию различных по характеру и величине статических и динамических нагрузок.

До продуктивного горизонта используем ГЗД с применением ЕВС. Вскрываем продуктивный пласт ротором.

При бурении ротором необходимо увеличить жесткость низа бурильной колонны за счет установки УБТ. В процессе роторного бурения на колонну труб кроме осевых сил растяжения и сжатия действуют следующие дополнительные силы: изгибающий момент от действия центробежных сил при вращении колонны, крутящий момент необходимы для непрерывного вращения колонны, с целью передачи энергии долоту, разрушающему породу и т.д.

При бурении ротором необходимо увеличить жесткость низа бурильной колонны за счет установки УБТ.

Определяем необходимую длину УБТ , м

где - длина УБТ;

– нагрузка на долото = 120 кН;

– вес 1 метра УБТ = 134 кг;

– плотность бурового раствора;

плотность металла труб = 7,85;

м

Принимаем длину УБТ 120 метров.

Проверим верхнюю часть бурильной колонны на прочность. Здесь действует наибольшее растягивающее усилие и напряжение кручения.

Условия прочности для верхней части бурильной колонны с учетом установки УБТ, записывается так:

,

где наибольшее напряжение растяжение;

– растягивающая нагрузка, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести = 380 МПа;

– напряжение кручения;

k – коэффициент запаса прочности бурильных труб – 1,15

Определим наибольшие напряжения растяжения , МПа

где – наибольшее напряжение растяжения;

– вес на крюке в воздухе;

F – площадь поперечного сечения бурильных труб.

Определим вес на крюке

где КП – коэффициент прихватов = 1,25

– вес на крюке;

– вес 1 метра бурильных труб = 26,2 кг;

L – длина скважина;

- длина УБТ;

– вес 1 метра УБТ;

– плотность бурового раствора;

плотность металла труб.

Определим площадь поперечного сечения бурильных труб

где площадь поперечного сечения бурильных труб;

наружный диаметр бурильных труб;

внутренний диаметр бурильных труб.

Определим напряжение кручения, , МПа

где – скорость вращения стола ротора на определенной скорости;

– полярный момент сопротивления бурильных труб вращения;

– коэффициент динамичности (1,5 – 2)

N – общая мощность;

– напряжение кручения.

Определим полярный момент сопротивления бурильных труб вращения;

где – полярный момент сопротивления бурильных труб вращения;

наружный диаметр бурильных труб;

внутренний диаметр бурильных труб.

Определим мощность затрачиваемую на холостом вращении

буровой колонны N_х и наразбуриваемой горной породы долотом N_д, кВт

где N – общая мощность;

– мощность, затрачиваемая на разрушение горной породы;

– мощность, затрачиваемая на холостое вращение бурильной колонны.

Определим мощность, затрачиваемая на разрушение горной породы долотом;

где – нагрузка на долото;

– диаметр долота;

– мощность, затрачиваемая на разрушение горной породы;

k – коэффициент крепости пород;

n – частота вращения бурильной колонны = 65;

Определим мощность, затрачиваемую на холостое вращение бурильной колонны

где – мощность, затрачиваемая на холостое вращение бурильной колонны;

n – частота вращения бурильной колонны = 65;

наружный диаметр бурильных труб;

– плотность бурового раствора;

L – длина скважина.

Полученные значения подставляем в формулу и проверяем, соблюдается ли условие прочности в верхней части бурильной колонны.

168,8

Сталь марки «Д» для труб 165 - 100 м удовлетворяет условию прочности буровой колоны на растяжение в верхней части

Проверим нижнюю часть бурильной колонны на прочность. Здесь действуют наибольшие растягивающие усилия и напряжения кручения.

где – общее напряжение;

– напряжение сжатия;

– напряжение изгиба.

δ₁ - направление изгиба в резьбовом соединении, в резьбовом соединении нижней части бурильной колоны мПа

где f- возможная стрела прогиба бурильного замка, см;

I – экваториальный момент инерции площади поперечного сечения тела трубы;

W – осевой момент сопротивления вращению высаженного конца бурильных труб;

l – длина полуволны, возникающая в нижней части бурильной колонны от действия центробежных сил и нагрузки на долото.

Определим возможную стрелу прогиба бурильного замка

где f – возможная стрела прогиба бурильного замка;

– диаметр долота;

– диаметр замка

Определим экваториальный момент инерции площади поперечного сечения тела трубы

где I – экваториальный момент инерции площади поперечного сечения тела трубы;

наружный диаметр бурильных труб;

внутренний диаметр бурильных труб.

Определим осевой момент сопротивления вращению высаженного

конца бурильных труб, см³;

где W – осевой момент сопротивления вращению высаженного конца бурильных труб;

наружный диаметр бурильных труб;

внутренний диаметр бурильных труб.

Определимдлину полуволны, возникающая в нижней части бурильной колонны от действия центробежных сил и нагрузки на долото, см.

где I – экваториальный момент инерции площади поперечного сечения тела трубы;

– угловая скорость бурильной колонны;

- вес 1 метра бурильной трубы;

Определим угловую скорость

где n – частота вращения бурильной колонны = 65;

– угловая скорость.

Определим напряжения сжатия σ_сж, МПа

где – напряжение сжатия;

– нагрузка на долото;

– вес 1 метра УБТ;

- длина УБТ;

площадь поперечного сечения бурильных труб.

Определим напряжение кручения , МПа

где – напряжение кручения;

– скорость вращения стола ротора на определенной скорости;

– полярный момент сопротивления бурильных труб вращения;

– коэффициент динамичности;

N – общая мощность;

Определим общую мощность, кВт

где N – общая мощность;

– мощность, затрачиваемая на разрушение горной породы;

– мощность, затрачиваемая на холостое вращение бурильной колонны.

Определим мощность, затрачиваемую на разрушение горной породы, кВт

где – нагрузка на долото;

– диаметр долота;

– мощность, затрачиваемая на разрушение горной породы;

k – коэффициент крепости пород;

n – частота вращения бурильной колонны = 65;

Определим мощность, затрачиваемую на холостое вращение бурильной колонны, кВт

где – мощность, затрачиваемая на холостое вращение бурильной колонны;

n – частота вращения бурильной колонны = 65;

наружный диаметр бурильных труб;

– плотность бурового раствора;

L – длина скважина.

Полученные значения подставляем в формулу и проверяем, соблюдается ли условие прочности в верхней части бурильной колонны.

103,47< 330,4 (МПа)

Поиск по сайту: