Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 [ 81 ] 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152

где E - модуль упругости материала бурильных труб, для стали E = 2-1011 Па, для алюминиевых сплавов E = 8-1010 Па; I - осевой момент инерции сечения по телу трубы, м4,

I = D -d 64

D и d - наружный и внутренний диаметры трубы соответственно, м; f -стрела прогиба, f = (Dскв - Dз)/2, м; Dcкв - диаметр скважины, Dcкв = 1,1 Dд, м; Dд - диаметр долота, м; Dз - диаметр замка, м; L - длина полуволны, м; из - осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы (в опасном сечении резьбы - по пояску или по сварному шву), м3,

П (Dн4к - dв4к )

(8.1 9)

Dн.к, Dв.к - наружный и внутренний диаметры высаженного конца, м. Длина полуволны (м) определяется для сечения непосредственно

над УБТ:

(8.20)

п \EJa L = Ю 4

где Ю - угловая скорость вращения бурильных труб, с-1; m1 - масса 1 м труб, кг/м.

II. Вгчисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:

n = (0-l)Dp/Oа, (8.21)

где (o-1)D - предел выносливости материала труб, МПа (табл. 8.19); в -Т а б л и ц а 8.19

Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, МПа

коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы, в = 0,6 для стали марки Д, в = 0,55 для алюминиевого сплава

Д16.

Рассмотрим расчет. Одноразмерная бурильная колонна. 1 . Задаются длиной первой (нижней) секции бурильных труб и определяют напряжения, Па

Ср =----, (8.22)

где к - коэффициент, к = 1,15; 2бт - вес бурильных труб данной секции, Н; 2убт - вес утяжеленных бурильных труб, Н; рр, рм - плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м3; р0 - перепад давления на долоте, Па; к - площадь сечения канала трубы, м2; Етр - площадь сечения трубы, м2.

2. Определяются касательные напряжения (Па) для труб данной секции:

Т=кр, (8.23)

где Мкр - крутящий момент, Н-м,

N - + N..

Мкр = - ю ° ; (8.24)

Ыв - мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт; Ыд -мощность на вращение долота, кВт; Wp - полярный момент сопротивления, м3,

Wp = 0,2D3

1 - DT ; (8-25)

D, d - наружный и внутренний диаметры труб, м.

Мощность на холостое вращение бурильной колонны (кВт) определяется по формуле [8]

Ыв = 13,5-10-8Z- (fd5 -Dl5j, (8.26)

где L - длина колонны, м; dн - наружный диаметр бурильных труб, м; п - частота вращения, об/мин; ур - удельный вес раствора, Н/м . Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле

Мд = С-10-7,7nD l4 S13, (8.27)

где С - коэффициент, зависящий от крепости породы, для мягких пород С = 2,6; для средних пород С = 2,3; для крепких пород С = 1,85; Dд - диаметр долота, м; Рд - осевая нагрузка, Н.

3. Рассчитывается коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений:

n1 = С

(8.28)

где от - предел текучести материала бурильных труб, МПа.

Допустимые значения: n = 1 ,4 для вертикальных скважин в нормальных условиях; n = 1 ,45 - при бурении в осложненных условиях.

Если величина n не отвечает требованиям, то изменяют длину секции или применяют трубы с большей прочностью. Затем необходимо задаться длиной труб второй секции с большей прочностью и выполнить аналогичный расчет. Основные характеристики бурильных труб приведены в табл. 8.20.

Т а б л и ц а 8.20

Геометрические характеристики бурильнгх труб