Утяжеленные бурильные трубы расчет



• Обратная связь
• ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ
• Сила воли ведет к действию, а позитивные действия формируют позитивное отношение
• Как определить диапазон голоса — ваш вокал
• Как цель узнает о ваших желаниях прежде, чем вы начнете действовать. Как компании прогнозируют привычки и манипулируют ими
• Целительная привычка
• Как самому избавиться от обидчивости
• Противоречивые взгляды на качества, присущие мужчинам
• Тренинг уверенности в себе
• Вкуснейший «Салат из свеклы с чесноком»
• Натюрморт и его изобразительные возможности

Применение, как принимать мумие? Мумие для волос, лица, при переломах, при кровотечении и т.д.

1. Как научиться брать на себя ответственность
2. Зачем нужны границы в отношениях с детьми?
3. Световозвращающие элементы на детской одежде
4. Как победить свой возраст? Восемь уникальных способов, которые помогут достичь долголетия
5. Как слышать голос Бога
6. Классификация ожирения по ИМТ (ВОЗ)
7. Глава 3. Завет мужчины с женщиной
8. 

Оси и плоскости тела человека — Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.

• 
  Отёска стен и прирубка косяков — Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.
• 
  Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) — В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.
• Расчет конструкции скважины
• Определяем диаметр эксплуатационной колонны, если задан конечный диаметр бурения равный 215 мм.

Dдол.=(1,0447+0,00022Dэкс.кол)Dмуфты к э.. (1)

По ГОСТу 632-80 выбираем эксплуатационную колонну по диаметру муфты 193,3 мм., 168,3мм. трубу.

Dдол.=(1,0447+0,00022х168,3)193,3≈210мм»215 –заданный диаметр долота.

Таблица где указаны диаметры трубы, муфты и необходимый диаметральный зазор при выборе той или другой обсадной трубы.

Диаметры других последующих после эксплуатационной колонны обсадных труб выбираются по формуле:

Dвнутр.трубы= Dмуфты предыдущей+ Dдиаметр. зазор (см. таблицу).

Расчетный диаметр промежуточной обсадной колонны, через внутренний диаметр которой проходит обсадная колонна 168,3 с наружным диаметром муфты 193,3мм., обсадная колонна с внутренним диаметром 193,3+25=218,3мм. с толщиной стенки 10мм. Тогда наружный диаметр промежуточной колонны должен быть не менее 218+20=238мм. По ГОСТУ632-80 (по приведенной таблице). Это обсадная труба диаметром 245мм.

Внутренний расчетный диаметр кондуктора должен быть больше наружного диаметра муфты обсадной колонны 245мм равным 270мм. [270+30+(20-толщина стенки из таблицы)=320мм], чему соответствует обсадная труба диаметром 324мм.

Внутренний расчетный диаметр направления должен быть больше наружного диаметра муфты предыдущей колонны равного 351мм. Выбираем (из таблицы 351+45+12-толщина стенки=408мм) обсадную трубу диаметром 408мм., толщиной стенки 6мм.

Рассчитанная конструкция скважины представлена на схеме (рис.1).

Рис.1.

Выбор диаметра и расчет веса колонны бурильных труб

Минимальные диаметры долот, обеспечивающие успешный спуск обсадных колонн в скважину приводится в таблице 1 (К.В. Иогансен «Спутник буровика» Недра 1990г.).

Минимальная длина УБТ, обеспечивающая успешный спуск обсадных колонн в скважину,

1. где q-масса 1 м УБТ, кг; Dдол dУБТ — диаметры долота и УБТ; см.
2. Из таблицы 1 выбираем УБТ диаметром 146мм, что соответствует обсадной колонне диаметром 168мм.
3. Рассчитываем необходимую длину УБТ что связана с необходимой нагрузкой на долото Рдол =110 кН.

где Рдол –нагрузка на долото, МН; qУБТ –вес 1 м УБТ, МН; lУБТ –длина УБТ, м.

lУБТ=1,25х0,11:0,000976=141 м.

Принимаем lУБТ= 150 м, т.е. 6 свечей по 25 метров.

Вес УБТ составляет QУБТ =150х0,000976=0,146 МН.

Определяем диаметр и длину бурильных труб.

Длина 2800м.-150м.=2650м.

Диаметр бурильных труб выбирают по ГОСТу 631-75. В зависимости от конечной глубины скважины 2800 м. выбираем бурильную трубу диаметром 127мм., толщиной стенки 9мм. группы прочности Е с пределом текучести 1810 кН.

• При одноразмерной колонне (бурильные трубы одного диаметра), допускаемая глубина спуска определяется по формуле:
• (5)
• где Qp— допустимая растягивающая нагрузка для труб, МН
• Qp=στ Fтр./n, (6)
• где στ – предел текучести материала труб, МПа; Fтр- площадь сечения, м2; (0,00334м2) n- коэффициент запаса прочности; для нормальных условий бурения принимается 1,3. или
• Qp= Q пp./n, (7)

где Q пp- предельная нагрузка, МН; выбирается (можно получить расчетным путем по формуле 7) из таблицы 2; k-коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивления движению раствора (принимается 1,15); QУБТ-вес УБТ, МН; G-вес долота, МН; ρб.р.,(ρб.р=1,35 г/см3) ρтр.-плотности бурового раствора и трубы, г/см3; рдол. –перепад давления на долоте, МПа; Fк площадь проходного канала трубы, м2 ; qбт –вес 1 м бурильной колонны, МН.

1. Q p=1,85/1,3=1,42 МН.
2. Qбт= (8)
3. где q1-вес единицы длины гладкой трубы, МН; q2-вес высаженных концов, МН; q3 –вес бурильного замка, МН; l-длина трубы, м.
4. Общая длина колонны L=2800м= lУБТ+ lБТ.
5. Приведенную массу единицы длины бурильной трубы диаметром 127мм берем также из таблицы 2, равной 29,3 кг при толщине стенки 9мм.

Вес колонны из бурильных труб будет:

Gб.тр.=2650х29,3кг=77645кг=0,77645МН

Определяем допустимую глубину спуска 127мм бурильных труб (группы прочности Е, толщиной стенки 9мм):

Lдоп.= 3714 метр.

Вес всей бурильной колонны равен: QУБТ + Gб.тр=0,776+0,146=0,922МН.

• Максимальные нагрузки от веса бурильной колонны с учетом расхаживания будут:
• Q=0,922×1,25=1,1525 МН.
• Вес кондуктора составит (Ǿ324мм, толщина стенки-11,4мм):
• Qконд. =75,9х300=22770кг=0,2277 МН
• Вес промежуточной колонны(Ǿ245мм, толщина стенки-11,4мм):

Qпром кол=59,5х1500=.89250кг=0,8925 МН.

1. Вес эксплуатационной колонны (Ǿ168мм, толщина стенки-8,9мм):
2. Qэксп.=35,7х2800=99960кг=0,9996 МН
3. Максимальные нагрузки от веса эксплуатационной колонны с учетом расхаживания будут:
4. 0,9996х1,25=1,25 МН.
5. Наиболее тяжелым получился вес эксплуатационной колонны.
6. Выбор буровой установки для данной скважины производится по допустимой нагрузке на крюк (Таблицы 3, 4).
7. По допустимой нагрузке на крюк по расчету подходит буровая установка БУ2500/160 ДГУМ1, завода ВЗБТ с дизель-гидравлическим приводом.

Расчет утяжеленных бурильных труб

Диаметр утяжеленных бурильных труб определяется исходя из условий бурения и проектной конструкции скважины, для обеспечения максимальной жесткости при изгибе.

 Длина УБТрассчитывается из условий требуемой осевой нагрузки на долото.

Жесткость УБТ должна превышать жесткость сечения проектной обсадной колонны в заданном интервале бурения.

Рекомендации по применению УБТ в зависимости от типоразмера долота:

Примечания к таблице: — Значение для нормальных условий бурения указано в верхней строке. — Значение  для осложненных условий бурения приведено в нижней строке. — В случае использования забойного двигателя, диаметр УБТ не должен превышать его диаметр.

• — В случае осложненных условий, при бурении диаметром более 250 мм, разрешается использование УБТ меньшего диаметра, с условием обязательной установки опорно-центрирующих элементов.
• Рекомендации по применению УБТ, в соответствии с условием соответствия жесткости обсадной колонны:

Диаметр бурильных труб, должен быть не менее 0,7 от диаметра УБТ. В случае несоответствия этому соотношению, компоновка низа бурильной колонны должна состоять из нескольких секций УБТ. Диаметр нижней секции должен соответствовать рекомендациям таблицы. Диаметр каждой последующей, вышеустановленной секции должен быть не менее 0,8 от диаметра предыдущей.

1. Длина УБТ (в случае секционной компоновки – нижней секции) рассчитывается по формуле:
2. 
3. Общий вес УБТ, при секционной компоновке, рассчитывается по формуле:
4. В случае, если Q больше критической осевой нагрузки, необходимо устанавливать промежуточные опоры.

Самым опасным фактором для УБТ являются знакопеременные изгибающие напряжения. При бурении в искривленных участках скважины, либо с высокими частотами вращения, необходимо в обязательном порядке производить расчет этих напряжений. Условие прочности УБТ определяется исходя из следующего выражения:

Выбор компоновки и расчет колонны бурильных труб

• Для подбора оптимального диаметра УБТ необходимо воспользоваться таблицей соотношения диаметров шарошечных долот и УБТ.
• В данном случае диаметр долота равен 124 мм, значит, выбираем диаметр УБТ равный 95 мм.
• Длина первой ступени УБТ вычисляется по формуле:

png» class=»aimg»>

1. (30)
2. приведенный вес одного метра длины i-ой секции УБТ; [Н/м]:
3. коэффициент нагрузки на долото:
4. кН- необходимая нагрузка на долото
5. плотность промывочной жидкости и материала соответственно
6. Выбираем компоновку УБТ:
7. 10 труб по 8м.
8. Таким образом, общая длина УБТ составляет 80м.

9. Вес УБТ:
10. (31)

Расчет бурильных труб

• При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб выполняется расчет на выносливость, затем на статическую прочность.
• Исходные данные:
• Глубина скважины 1508, бурильные трубы стальные марки Д, наружный диаметр dн=127 мм, толщина стенки 9,2 мм, длина одной секции 8 м, диаметр долота Dд = 124 мм, осевая нагрузка на долото Рд = 151,1 кН, частота вращения долота n = 140 с-1, ср = 1,1 г/см3, см = 7,85 г/см3, lубт = 80 м, Qубт = 0,039 МН.

• 1) Расчет на выносливость:
  • а) Переменные напряжения изгиба

(32)

где Е — модуль упругости материала бурильных труб, J — осевой момент изгиба, f — стрела прогиба, L0 — длина половины волны в результате потери устойчивости КБТ при вращении в нулевом сечении над УБТ, Wизг — момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы.

(33)

где D и d- наружный и внутренний диаметр трубы соответственно.

где Dскв — диаметр скважины, dз — диаметр замка.

Длина полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ:

(34)

где щ — угловая скорость вращения бурильных труб, m1 — масса 1 м бурильных труб [кг].

(35)

где n — частота вращения долота.

1. (36)
2. где Dнк и dвк — наружный и внутренний диаметры высаженного конца, м.
3. (выбирается из справочника по диаметру бурильной колонны)

б) Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:

(37)

где (-1)Д — предел прочности трубы в [Па], в — коэффициент понижения предела прочности за счет нарезки резьбы (в = 0,6).

, что допустимо.

• 2) Расчет на статическую прочность.
• а) Нормальное растягивающее напряжение в поперечном сечении m-ной секции бурильной колонны:

• (38)
• где k — коэффициент дополнительных сопротивлений (k = 1,15), m — порядковый номер секции колонны БТ, Qi — вес i-ой секции бурильных труб в Н, Qубт — вес УБТ в Н, ДР — перепад давления на долоте в Па (0,1 0,35), Fк — площадь поперечного сечения канала трубы в м2 (Fк = 23,7*10-4), F — площадь поперечного сечения тела трубы в м2 (F=18,1*10-4).
• Вес колонны бурильных труб:

(39)

где qбт7 — вес 1 м гладкой трубы в кг (qбт7 = 20,7), lбт — длина БТ в м.

• 186МПа
• б) Касательные напряжения для труб m-ой секции:

(40)

где Мкр — крутящий момент в Нм, Wкр — полярный момент в м3.

(41)

где Nвi — мощность, затрачиваемая на вращение i-го участка колонны в кВт, Nд — мощность, затрачиваемая на вращение долота в кВт, n — частота вращения снаряда.

1. (42)
2. где Li — длина i-ой секции в м, Di — наружный диаметр i-ой секции в м, Dд — диаметр долота в м, ср — плотность промывочной жидкости [г/см3]
3. кВт

(43)

где С — коэффициент учитывающий крепость горных пород (для пород средней твердости =0,69) , Рд — осевая нагрузка в кН

Нм

(44)

м3

МПа

в) Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормального и касательного напряжений:

(45)

где т — предел текучести материала труб

• , что удовлетворяет условию.
• Общий вес бурильной колонны с УБТ составил:
• Qбк =0,339 МН.

Расчёт бурильной колонны проф. А.С. Повалихин — PDF Free Download

1 Расчёт бурильной колонны проф. А.С. Повалихин 1.

Рекомендуемый (максимальный) наружный диаметр: — бурильных труб (d Т ): T D Д Расчёт бурильной колонны на прочность Исходные данные для расчёта бурильной колонны (БК): — максимальная длина (L СКВ ) ствола скважины 05 м; — минимальный радиус кривизны ствола 38 м; — осевая нагрузка (Q) на долото 1 тонн=1000 кгс; — бурильные трубы диаметром d T = 17 мм; — толщина (δ) стенки бурильной трубы 9 мм; 1 d утяжелённых бурильных труб (d ): d 0. 9 D Д Пример: диаметр (D Д ) долота 15.9 мм d T ,9 19, 5мм выбираем (табл. 5) бурильные трубы диаметром 17 мм. d 0.9 D ,9 19, мм выбираем (табл. 3) диаметром 178 мм. Д 31. Расчёт длины секции при роторном способе бурения вертикальной скважины. Длина (l ) секции при роторном способе бурения, состоящего из труб одного диаметра, определяется по формуле: l Q осевая нагрузка на долото, кн; q вес 1 м в буровом растворе, кн/м. Пример: Q осевая нагрузка на долото = 10 кн; диаметром 178 мм (вес 1 м 1.55 кн). Q (1) q С БР 7,86 1,0 q вес 1 м в буровом растворе: q 1,55 1, 313кг/м. 7,86 l Q q ,7 11, м 1,313 С

2 — вес 1 м трубы 6, кг/м; — площадь (S T ) поперечного сечения тела трубы 33,3 — жёсткость (EJ) на изгиб бурильной трубы 16*10 6 кгс* ; — диаметр (D Д ) шарошечного долота 15,9 мм; — долото шарошечное для мягких и средних горных пород; — перепад (ΔР Д ) давления на долоте 0 кгс/ ; — максимальный перепад (ΔР ГЗД ) давления на ГЗД 60 кгс/ ; — запас нагрузки на ликвидацию прихвата 30 тонн. — способ бурения комбинированный (ГЗД и ротор бурильная колонна вращается); Условия расчёта: — статическая нагрузка максимальна в верхнем сечении БК; — в искривленном участке ствола колонна подвергается изгибу; — необходимо рассчитать бурильную колонну на статическую и усталостную прочность. Максимальная растягивающая нагрузка и крутящий момент расчёт на прочность МБК qбт LБК q Р Изгиб, расчёт на выносливость l МД Q Рис. Расчётная схема бурильной колонны.

3 Расчёт нагрузок, действующих на бурильную колонну, и напряжений в теле трубы 1. Растягивающая нагрузка в верхнем сечении бурильной колонны: — от перепада давления над ГЗД и долоте: d Р 10,9 Р1 80 3,1 761кгс, 1 Р ГЗД РД FT ГЗД РД где F T площадь сечения канала бурильной трубы, ; d — — диаметр канала бурильной трубы,.

— вес бурильных труб и : l q l БТ 3 q БТ С Р = ( ,) ((7,86-1,0)/7,86) = кгс..

Напряжения растяжения с учётом дополнительной растягивающей нагрузки 30 тонн при ликвидации прихвата: F 3000 кгс запас по нагрузке для ликвидации прихвата; Р вес бурильной колонны с учётом веса КНБК ниже расчётного сечения и снижения веса в буровом растворе (в данном примере не учитывается вес КНБК, силы трения в наклонной скважине, а также снижение веса в буровом растворе) кгс/ 33,3 3. Расчёт крутящего момента для бурения роторным способом Крутящий момент складывается из крутящего момента на вращение бурильной колонны и долота. — крутящий момент для вращения бурильной колонны: М БК где М БК T , кгс 19, 96кг м 60 N БК 13,510 L d N n БК n D БР 1.5 0, 5 БК Т Д БР БР

4 1.

5 0,5 N БК 13, квт N БК мощность, потребляемая на вращение бурильной колонны, квт; d Т диаметр бурильных труб бурильной колонны, м; L БК длина бурильной колонны, м; n частота вращения бурильной колонны, об/мин; D Д диаметр долота, м; ρ БР удельный вес бурового раствора, г/ 3 ; — крутящий момент, необходимый для вращения долота: M Д М М Д удельный момент на долоте (на 1 тонну осевой нагрузки на долото), кгс/т. Удельный момент М Д на долоте: 1 кгс*м/т M Д кгс* м ; УД Q. Касательные напряжения при вращении бурильной колонны: М БК М Д WР W Р — полярный момент сопротивления сечения бурильной трубы 3 ; W Р D d 16 D где D, d наружный и внутренний диаметр сечения бурильной трубы,. W 1,7 10,9 16 1,7 5, кгс/ 5,5 5. Напряжения от изгиба бурильной колонны при потере продольной устойчивости: М И E J f И 6 WO 10 L W где Е — модуль упругости стали,,1 10 кгс/мм =, кгс/ J O — осевой момент инерции сечения трубы, W O осевой момент сопротивления сечения трубы, 3

5 D Д D f З 1,59 15, f 3, 195 D З диаметр замка бурильной трубы, ; Длина полуволны изгиба бурильной колонны; 60 U 30 6,8 10 E J U L 0.5 Z 0.

5 Z 7 U 10 q n U 30 [обмин] n частота вращения бурильной колонны, об/мин; [м] U угловая скорость вращения бурильной колонны, об/мин; Z- расстояние от расчётного до нейтрального сечения бурильной колонны; м; L длина полуволны изгиба бурильной колонны, м; q вес 1 м бурильной колонны, кгс/; Е = модуль упругости стали,,1 10 кгс/мм =, кгс/ J 6 1,7 10, J D 6 d W D d 3 D W 1,7 10,9 3 1, Минимальная длина L, а, следовательно, и максимальная кривизна бурильной колонны при Z=0, т.е. в нейтральном сечении (непосредственно над ). 6 10, ,8 6,5 L м 7 6,8 10 0,6 М И, ,8 3, кгс/ 36 5

6 И 980 3,7кгс/ Напряжения от изгиба бурильной колонны в искривленном стволе скважины: пределим напряжения изгиба в теле бурильной трубы, расположенной в искривленном стволе скважины: И E J R W Е — модуль упругости стали,,1 10 кгс/мм =, кгс/ J O — осевой момент инерции сечения трубы, W O осевой момент сопротивления сечения трубы, 3 R радиус искривления ствола скважины,. И 6, ,8 35кгс/ Таким образом, напряжения изгиба максимальны в искривленном стволе скважины, которые и будут учитываться при дальнейшем расчёте. пределение запаса прочности бурильной колонны Коэффициенты запаса прочности для бурения направленных скважин ГЗД составляют , а при роторном способе бурения пределяет величину допустимых напряжений изгиба: — в верхнем сечении БК (прямой ствол) при бурении ГЗД: Д 30131, 18кг/ Д n — в искривленном стволе при бурении ГЗД: ( ) n Д ) 1, 73,8кг / Р Д1 Р И ( ГЗД ГЗД — допустимые напряжения изгиба при роторном способе бурения: Д кг/ Д n 3 1 Для комплектования бурильной колонны выбираются (табл. 6) бурильные трубы из стали группы прочности Л. 6

7 Расчёт на выносливость БК При вращении в БК возникают знакопеременные напряжения изгиба.

Запас прочности БК рассчитывают по формуле: n A M n , Таким образом, бурильная колонна удовлетворяет условиям прочности σ 1 — предел выносливости БТ при симметричном цикле изгиба по данным натурных испытаний (σ 1 =100кгс/ ); σ В предел прочности (σ В = 8090кгс/ ) σ Р — напряжения растяжения в сечении σ Р амплитуда переменных напряжений изгиба (σ А = σ И =369кгс/ ) σ М постоянное напряжение изгиба (σ М = * σ А = *369 = 738кгс/ ) Размерность напряжений кгс/. 7

8 Геометрические и жесткостные параметры и забойных двигателей Приложение Таблица 1 Геометрические и жесткостные параметры Наружный диаметр, мм Внутренний диаметр, мм Вес 1 м, кн/м Жёсткость на изгиб, кн*м EI q m 3, м , ,30 7 1, , , ,6 80 1, , , , , ,01 90, ,8 9 90, ,63 100, ,90 Геометрические и жесткостные параметры забойных двигателей Таблица Тип забойного двигателя Диаметр, мм Длина, м Вес, кн Вес 1 м, кн/м Жёсткость на изгиб, кн*м EI q m 3, м Турбобуры 3ТСШ-0 0 3, 59,80, ,0 А9ГТШ 0 3,3 61,30, ,9 3ТСШ ,7 7,90 1, ,5 А7ГТШ 195 5,0,30 1, ,8 3ТСШ ,3 35,30 1, ,6 Винтовые забойные двигатели Д ,7 13,30 1, ,7 Д ,0 10,00 1, , 8

9 Рекомендуемые соотношения диаметров долот и Диаметр, мм Диаметр, мм Таблица 3 долота * Долота * 10,6 108 (89),5-50,8 03 (178) 139,7-15, 11 (108) 69,9-79, 9 (03) 155,6-158, (11-11) 95,3 5 (19) , (11-133) 30 5 (9) 190, (16) 39, 5 (9) 1,7-,3 178 (159) 393,7 и выше 99 (5; 73) *В скобках приведено значение диаметра для осложненных условий бурения, без скобок — для нормальных условий бурения. Таблица Нормативные запасы прочности Тип скважины Бурение забойными двигателями Роторное бурение Вертикальная 1,30/1,35 1,0/1,5 Наклонно — направленная 1,35/1,0 1,5/1,50 Примечание: Значения в числителе для нормальных условий, в знаменателе — для осложненных условий бурения. Технические характеристики наиболее используемых отечественных бурильных труб Таблица 5 Показатели ПН- 73х9,19 ПВ- 89х9,35 ПК- 17×9, 19 Наружный диаметр трубы Dтр, мм 73 88,9 17 Толщина стенки S, мм 9,19 9,35 9,19 Наружный диаметр высадки D 1,мм 81,8 91,0 130, Внутренний диаметр высадки d, мм 5,0(Д,Е),(Д,Е) 95,3(Д,Е) 50,8(Л,М) 88,9(Л) 8,6(М) Длина трубы, м 5,9-6,3 5,9-6,3 8,0-8,6 8,0-8,6 8,0-8,6 11,9-1,5 11,9-1,5 11,9-1,5 Тип замка ЗП ЗП ЗП (Д, Е) (Д, Е) (Д,Е) ЗП ЗП (Л, М) (Л) ЗП (М) Резьба замковая по ГСТ Р Наружный диаметр замка D, мм 10,8 108,0 161,9 Длина цилиндрической части 179,5 179,5 179,5 ниппеля Lн, мм Длина цилиндрической части 9,6,3 55,0 муфты Lм, мм Масса 1 м гладкой трубы, кг 1,8 18,3 6,71 Приведённая масса 1 м трубы 16,1(Д,Е) 0,90(Д,Е) 31,(Д,Е) (в сборе с замком), кг 16,58(Л,М) 31,9(Л) 3,78(М) 9

10 Растягивающая нагрузка, кн 698,9(Д) 885,3(Д) 190,0(Д) 953,3(Е) 108,0(Е) 1759,0(Е) 106,0(Л) 1530,0(Л) 7,0(Л) 133,0(М) 1691,0(М) 6,0(М) Изгибающий момент, Н*м 9937(Д) 15980(Д) 3530(Д) 13560(Е) 1800(Е) 8330(Е) 17170(Л) 7600(Л) 6110(Л) 19970(М) 3050(М) 67690(М) Крутящий момент, Н*м 1180(Д) 1850(Д) 0910(Д) 15650(Е) 5170(Е) 55810(Е) 1980(Л) 31870(Л) 70670(Л) 1900(М) 3550(М) 78160(М) Таблица 6 Механические свойства стали Группа прочности стали Д К Е Л М Р Т Предел текучести при растяжении, σ Т, МПа Предел прочности при растяжении, σ М, МПа Примечание. Предел прочности условное нормальное напряжение, равное отношению максимальной нагрузки, предшествующей разрушению, к начальной площади сечения. Предел текучести характеризует сопротивление материала небольшим пластическим деформациям. Для стали используется условный предел текучести, напряжение вызывающее остаточную деформацию 0.0%. Таблица 7 Тип долота Значения удельного момента на долоте Удельный момент 10-3 (кн*м)/кн Трёхшарошечные f Диаметр долота, мм Удельный момент 10-3 (кн*м)/кн Фрезерные М , ,50 МС , ,50 С ,30 Алмазные Т 6-7 0, , К 5-6 0, , f коэффициент трения при фрезеровании стенки скважины долотом. f Формулы для определения момента инерции и момента сопротивления сечения трубы: — осевой момент инерции сечения трубы: — полярный момент инерции сечения трубы: J J Р D 6 D 3 10 d d

11 11 — осевой момент сопротивления сечения трубы: D d D W 3 — полярный момент сопротивления сечения трубы: Р D d D W 16

Выбор бурильного инструмента

Выбор типа бурильных труб и др. элементов бурильной колонны (УБТ, СБТ, ЛБТ, центраторов и т.д.) производится в зависимости от глубины скважины, ее диаметра и способа бурения. Диаметр бурильных труб входящих в компоновку бурильной колонны и турбобура определяют по формулам

• Дт = 0,9×Дд
• ДУБТ =(0,75¸0,85)×Дд, м
• ДСБТ = (0,6¸0,66) ×Дд, м
• где ДУБТ— диаметр утяжеленных бурильных труб, мм;
• ДСБТ — диаметр стальных бурильных труб, мм;
• Дд — диаметр долота, мм;
• Дт — диаметр турбобура, мм.

Данные о бурильных трубах приводятся в действующих ТУ и ГОСТах /3,11,12/. Диаметр бурильных труб определяется из условий рационального использования гидравлической мощности буровых насосов. Тип бурильных труб выбирается в зависимости от способа бурения.

Для турбинного бурения как правило используются трубы с приваренными замками. Для роторного бурения предпочтительнее трубы с высаженными внутрь или наружу концами и навинченными замками, но иногда применяются и трубы с приваренными замками.

В бурильной колонне, где преобладают напряжения растяжения, могут применяться и ЛБТ (алюминиевые бурильные трубы), но в щелочных и высокоминерализованных растворах они подвергаются коррозии.

При бурении глубоких скважин может быть использована составная колонна из стальных и алюминиевых бурильных труб и труб различного диаметра (2-3 — размерная колонна).

При проектировании состава бурильной колонны для бурения вертикальных скважин следует выбирать возможно более жесткую компоновку нижней, наддолотной ее части, чтобы устранить или свести к минимуму возможности искривления скважины. Для этого следует включить в состав компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК) 2-3 центрирующих элемента, указать их тип и места установки.

Расчет производится для интервала ……….под эксплуатационную колонну

Дт = 0,9*…….. (для турбинного способа бурения, если выбран)

Принимаем по ГОСТу ……….мм

ДУБТ =(0,75¸0,85)*….., м

1. Принимаем по ГОСТу ……….мм
2. ДСБТ = (0,6¸0,66) *……, м
3. Принимаем по ГОСТу ……….мм

• Записывается характеристика турбобуров (если выбран)
• Таблица 7
• Компоновка бурильной колонны

Условный номер КНБК	Элементы
Типоразмер, шифр	ГОСТ, ОСТ на изготовление	Наружный диаметр, мм	Длина, м	вес, кН

Выбор буровой установки

Центральным звеном бурового комплекса является буровая установка. При выборе буровой установки необходимо учитывать ряд основных факторов: глубина бурения, допустимая нагрузка на крюке, электрофицированность района работ, цель бурения.

1. Согласно требованиям, изложенным выше буровая установка должна соответствовать ГОСТ 16293-82, при этом также должны выполняться следующие условия:
2. [Gкр] / Qбк > 0,6 ;
3. [Gкр] / Qоб > 0,9;
4. [Gкр] / Qпр > 1,
5. где Gкр – допустимая нагрузка на крюке, кН;
6. Qбк – максимальный вес бурильной колонны, кН;
7. Qоб –максимальный вес обсадной колонны, кН;
8. Qпр –параметр веса колонны при ликвидации прихвата, кН.
9. Вес кондуктора составит Qок= lокqок
10. Вес бурильной колонны с УБТ Qб.к+ Qу = lбqб + lуqу ,
11. lок, lб, lу – длина соответственно обсадной колонны, бурильной колонны без УБТ и УБТ.
12. qок, qб, qу – соответственно вес 1 м обсадной трубы, СБТ, УБТ
13. Длина УБТ вычисляется по формуле
14. 1,25* Pд
15. Lубт = ———————, м
16. qубт*(1 – ρж/ρ),
17. Рассчитывается для интервала под эксплуатационную колонну
18. 1,25* ……
19. Lубт = ——————— = .… м

……*(1 – …../ρ),

Параметр веса колонны при ликвидации прихвата определяется по формуле:

• Qпр = k ∙ Qмах, тс,
• где k– коэффициент увеличения веса колонны при ликвидации прихвата (k= 1,3);
• Qмах – наибольший вес одной из колонн, кН.
• Вес эксплуатационной колонны составит

Qоэ= …..*…… кН (подставить свои значения)

Вес бурильной колонны с УБТ

Qб.к+ Qу = …*… + …*…. ,

1. По результатам расчетов и принятых способов и видов бурения выбирается буровая установка …….
2. Характеристика буровой установки
3. ……………………………………………
4. Расчет бурильной колонны на прочность.
5. Роторное бурение.
6. При роторном бурении на бурильную колонну действуют следующие основные усилия:
7. 1) осевое усилие растяжения от собственного веса колонны (наибольшие растягивающие усилия проявляются у устья скважины);
8. 2) осевое усилие сжатия, создаваемое частью веса колонны и действующее в ее нижней части;
9. 3) изгибающий момент, возникающий в результате действия центробежных сил в процессе вращения колонны;
10. 4) крутящий момент, необходимый для вращения колонны.
11. Схема расчета бурильной колонны на статическую прочность при роторном бурении сводится к определению коэффициента запаса прочности, который принимается равным 1,4 для неосложненных условий; для осложненных условий бурения — 1,5 – без учета потерь некоторой величины массы в жидкости.
12. Если в состав бурильной колонны не входят УБТ, то расчет на статическую прочность производят как для верхней, так и для нижней частей бурильной колоны.
13. Если в нижней части бурильной колонны включены УБТ, то расчет на статическую прочность производят только для верхней части бурильной колонны.
14. Расчет бурильной колонны на статическую прочность для роторного способа бурения

Проверяем на статическую прочность верхнюю часть бурильной колонны. Для этого определяем максимальное нормальное напряжение, возникающее в бурильных трубах у устья скважины. Это напряжение равно Ϭу = Ϭр, так как у устья скважины, вследствие выпрямляющего действия собственного веса колонны бурильных труб изгиб будет отсутствовать.

• L1(ρ- ρж)
• Ϭу= Ϭр= ————— , где
• L1 – длина колонны без УБТ; ρж, ρ – плотность жидкости и материала бурильных труб.
• L1 = L – lубт ,
• L – длина всей бурильной колонны; lубт – длина УБТ.
• 2.Определяем касательное напряжение кручения, возникающее по всей длине колонны труб
• τкр = Mкр/Wкр,
• Mкр – наибольший крутящий момент, кгс∙м; Wкр – полярный момент сопротивления труб (гладкой части), см3.
• N
• Mкр = 71620 —— kд,
• n

N – мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны, кВт (л.с.)

1. n — скорость вращения бурильной колонны.
2. kд – коэффициент динамичности, равный 1,5÷2.
3. π (dн4 – dв4)
4. Wкр, = ——————
5. 16dн
6. dн — наружный диаметр бурильных труб; dв — внутренний диаметр бурильных труб, мм
7. 3.Находим приведенное напряжение, возникающее в верхней части колонны бурильных труб _________
8. [Ϭ]в = √ Ϭр2 + 4τк2
9. Вычисляем коэффициент безопасности для нормальной работы бурильных труб
10. k = Ϭт/ [Ϭ]в
11. Ϭт = предел текучести, МПа (кгс/см2), (табличное значение).
12. Турбинное бурение.

При бурении гидравлическими забойными двигателями бурильная колонна неподвижна. По ней поступают промывочная жидкость к двигателю и долоту, и она воспринимает во время работы турбобура (в случае бурения турбинным способом) его реактивный момент.

Так как бурильная колонна не подвижна и всегда, даже при небольшом искривлении ствола, лежит на стенке скважины, то реактивный момент воспринимается только нижней частью бурильной колонны и затухает по мере удаления к верху от турбобура вследствие трения колонны о стенки скважины.

Таким образом, при бурении гидравлическими забойными двигателями число оборотов колонны бурильных труб равно 0 и ее можно считать практически разгруженной от действия вращающих моментов.

• Расчет бурильных труб при бурении гидравлическими забойными двигателями (этот же расчет следует применять и при бурении электробурами) сводится к определению допустимой длины колонны с учетом массы двигателя, тяжелого низа и давления промывочной жидкости.
• Для упрощения расчета бурильных колонн пренебрегают касательными напряжениями вследствие их малой величины и расчет сводится к определению допустимой длины колонны с учетом массы двигателя, тяжелого низа и давления промывочной жидкости.
• По результатам расчета делается вывод о правильности выбора бурильной колонны.
• Расчет бурильной колонны на статическую прочность для турбинного способа бурения

Qдоп – (Qг.д. + Qт.н.)(1 – ρж/ρ) – рF

1. Lобщ = ——————————————- + L2 = , м
2. q(1 – ρж/ρ)
3. Qдоп – допустимая растягивающая нагрузка для тела бурильной трубы;

Qг.д. – вес гидравлического забойного двигателя, кг;

• Qт.н — вес УБТ, кг;
• ρж – плотность промывочной жидкости, г/см3;
• ρ – плотность материала бурильных труб, г/см3;
• р – перепад давления в гидравлическом забойном двигателе и долоте, кгс/ см2;
• F – площадь сечения проходного канала бурильной трубы, см2;
• q – вес 1 м бурильной трубы с учетом веса замка и высаженных концов;
• L2 — длина УБТ.
• Допускаемая растягивающая нагрузка на тело трубы равна
• σтF1
• Qдоп = ———— , кгс
• n
• σт – предел текучести при растяжении для данной марки стали, кгс/ см2;
• π(D2бт – d2бт)
• F1 – площадь сечения бурильной трубы F1 = ——————, см2;
• n – коэффициент запаса прочности, для бурения в неосложненных условиях n=1,3; в осложненных условиях n=1,4.

Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Бурильная колонна является связующим звеном между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности. Она предназначена для подвода энергии (механической, гидравлической, электрической) к долоту, обеспечения подачи бурового раствора к забою, создания осевой нагрузки на долото, восприятия реактивного момента долота и забойного двигателя.

• Основные элементы, составляющие бурильную колонну, — ведущая труба (квадратная штанга), бурильные трубы, бурильные замки, муфты, переводники, центраторы бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы (УБТ).
• Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы[6].
• При бурении нефтяных и газовых скважин применяют ВБТ сборной конструкции, состоящие из квадратной толстостенной штанги 2 с просверленным каналом, верхнего штангового переводника (ПШВ) 1 с левосторонней резьбой и нижнего штангового переводника (ПШН) 3 с правосторонней резьбой.
• Для защиты от износа замковой резьбы ПШН, подвергающейся многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании БК и спуско-подъемных работах, на ПШН дополнительно навинчивают предохранительный переводник.

По ТУ 14-3-126 предусматривается выпуск ВБТ с размерами сторон квадратной штанги 112х112, 140х140, 155х155. Размер присоединительной резьбы, соответственно, З-117 (З-121; З-133); З-140 (З-147); З-152 (З-171).

Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16,5 м из стали групп прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа), а переводники ПШН и ПШВ – из стали марки 40ХН (с пределом текучести 735 МПа).

Бурильные трубы составляют основную часть колонны. Они приспособлены к длительному свинчиванию — развинчиванию. Промышленность выпускает бурильные трубы длиной 6 ± 0.6; 8 ± 0.6; 11.5 ± 0.9 м, наружным диаметром 60, 73, 89, 102 мм. Трубы диаметром 114, 127, 140 и 168 мм выпускают длиной 11.5 ± 0.9 м.

В настоящее время в нефтегазовой промышленности широко используются стальные бурильные трубы с приваренными замками

Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля).

Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы (профиль по ГОСТ 631) и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции, либо посредством сварки.

Для свинчивания в свечи на присоединительных концах нарезается замковая резьба по ГОСТ 5286 (на ниппеле наружная, на муфте внутренняя). Для увеличения прочности соединений концы трубных заготовок «высаживают», т. е. увеличивают толщину стенки[10].

1. Стальные бурильные трубы с приваренными замками предназначены преимущественно для роторного способа бурения, но также используются и при бурении с забойными гидравлическими двигателями.
2. ТБП выпускают в соответствие с ГОСТ Р 50278 трех разновидностей:
3. — ПВ – с внутренней высадкой;
4. — ПК – с комбинированной высадкой;
5. — ПН — с наружной высадкой.

Изготовляют трубные заготовки из стали групп прочности Д, Е, Л, М, Р с пределом текучести, соответственно: 373, 530, 637, 735, 882 МПа длиной 12 м.

Присоединительные концы – бурильные замки изготовляют по ГОСТ 27834-95 из стали 40 ХН (предел текучести 735 МПа) для труб из стали групп прочности Д, Е.

Для труб из стали групп прочности Л, М, Р замки изготовляются из стали 40ХМФА (предел текучести 980 МПа).

• При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и подачи бурового раствора к забою скважины.
• Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают УБТ, позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото[3].
• В настоящее время наиболее широко используются следующие типы УБТ:
• · горячекатанные (УБТ), изготавливаемые по ТУ 14-3-385;
• · сбалансированные (УБТС), изготавливаемые по ТУ 51-744.

УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию и поставляются в комплекте.

Комплект УБТ имеет одну наддолотную трубу с двумя муфтовыми концами, а остальные – промежуточные (верхний конец муфтовая резьба, нижний – ниппельная). Горячекатанные УБТ выполняются гладкими по всей длине.

На верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего захвата клиньями при спуско-подьемных работах.

Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

Сбалансированные УБТ используют преимущественно при роторном способе бурения. УБТС изготовляют из сталей марки 38ХН3МФА (предел текучести 735 МПа) и 40ХН2МА (предел текучести 637 МПа).

Канал у таких труб просверлен, что обеспечивает его прямолинейность, а наружная поверхность подвергнута механической обработке, что обеспечивает равную толщину стенки и круглое сечение.

Обкатка резьбы роликами и ее фосфатирование, термическая обработка концевой (0,8-1,2 м) поверхности труб значительно повышают их прочностные показатели[4].

Диаметр бурильных труб должен составлять 60-65%, а диаметр УБТ -75-85% от диаметра долота. Поэтому при бурении проектируемой скважины будут использоваться бурильные трубы диаметром 127мм (вес1м-31,9 кг), а УБТ — диаметром 178 мм. (вес1м-156 кг)

Определим вес снаряда по формуле:

QКр = K*б*Q*L*(1-гж/гст), ( 2.3.1.)

1. Где k — коэффициент, учитывающий силы трения колонны бурильных труб о стенки скважины, а также возможные прихваты ее породой (при подъеме снаряда k = 1,25-1,5; при подъеме обсадных труб k = 1,5-2,0);
2. Б — коэффициент, учитывающий увеличение веса труб за счет соединяющих их элементов ( для муфтово-замкового б =1,1);
3. Q — вес 1 м труб, кг;
4. L — длина колонны труб, м;
5. Гж — удельный вес промывочной жидкости, г/см3;
6. Гст — удельный вес материала бурильных труб (для стали 7,85 г/см3).
7. Вес инструмента под колонну диаметром 324 мм:
8. Qкр = 1,25*1,1*31,9*1020*(1-1,18/7,85) = 38028 кг = 38 т.
9. Вес инструмента под колонну диаметром 245 мм:

Qкр =1,25*1,1*31,9*2450*(1-1,7/7,85)=83821 кг = 83.8 т.

Вес инструмента под колонну диаметром 146 мм:

Qкр = 1,25*1,1*31,9*3025*(1-2,13/7,85)= 96859кг = 96.8т.

Вес инструмента можно также рассчитать по следующей формуле:

QКр = ( PПри + Р перев + Рубт + Рбур. тр + Рвед. тр + Рвертл ) *(1-гж/гст), (2.3.2.)

• Для этого необходимо знать длину утяжеленных бурильных труб. Вычислим ее по формуле:
• LУбт = K*Р / (Q *(1-гж/гст)),
• Где Р — осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, Н;
• Q — вес 1 м УБТ, кг;
• K — коэффициент завышения веса УБТ (k = 1,25-1,5).
• При бурении под колонну диаметром 324 мм:
• Lубт = 1,25*104054/(1560*(1-1,18/7,85)) = 98 м.
• Применяем 4 свечей УБТ диаметром 178 мм по 25 м.
• При бурении под колонну диаметром 245 мм:

Lубт = 1,25*83271/(1560*(1-1,7/7,85)) = 85.5 м.

1. Применяем 4 свечей УБТ диаметром 178 мм по 25 м.
2. При бурении под колонну диаметром 140 мм:
3. Lубт = 1,25*81207/(1560*(1-2,13/7,85)) = 89 м.
4. Применяем 4 свечей УБТ диаметром 178 мм по 25 м.
5. Для создания необходимой нагрузки на долото можно использовать УБТ разного диаметра.
6. Вычислим вес бурового снаряда при бурении под колонну диаметром 324 мм:

QКр = ( PПри + Рперев+LУбт*QУбт +LБур. тр* QБур. тр + LВед. тр *QВед. тр + Рвертл )*(1-гж/гст), (2.3.3.)

Qкр = (37,8+15+98*156+922*31,9+16*124,3+6700)*(1-1,18/7,85) = 45426 кг = 45.4т.

Вычислим вес бурового снаряда при бурении под колонну диаметром 245 мм:

QКр = ( PПри + Рперев+LУбт*QУбт +LБур. тр* QБур. тр + LВед. тр *QВед. тр + Рвертл )*(1-гж/гст), (2.3.4.)

Qкр = (37,8+15+85.5*156+2364.5*31,9+16*124,3+6700)*(1-1,7/7,85) = 76056 кг =76т.

Вычислим вес бурового снаряда при бурении под колонну диаметром 140 мм:

QКр = ( PПри + Рперев+LУбт*QУбт +LБур. тр* QБур. тр + LВед. тр *QВед. тр + Рвертл )*(1-гж/гст), (2.3.5.)

Qкр = (37,8+15+89*156+2936*31,9+16*124,3+6700)*(1-2,13/7,85) = 84887кг = 84.9т.

Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7360 разделяются на три типа:

1) Переводники переходные, предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.

2) Переводники муфтовые для соединения элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.

3) Переводники ниппельные для соединения элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.

Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков.

• ГОСТ 7360 предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.
• Пример условного обозначения переводника типа ПП с резьбами муфтовой З-147, ниппельной З-171: П — 147/171 ГОСТ 7360
• То же, но с левой резьбой: П — 147/171 –Л ГОСТ 7360
• Переводники изготовляются из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа).

Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно над долотом. Используются как лопастные калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными лопастями (СТ), так и шарошечные.

Диаметры калибратора и долота должны быть равны. Материал вооружения – твердый сплав (К, КС), алмазы (СТ), «Славутич» (КС).

При бурении проектной скважины предусматривается использование калибратора лопастного спиралевидного (КЛС).

Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки.

Стабилизаторы, имеющие длину в несколько раз большую по сравнению с длиной центраторов, созданы для стабилизации зенитного угла скважины.