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

Условный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Площадь поперечного сечения, см2		Осевой момент инерции поперечного сечения трубы, см4	Осевой момент сопротивления, см3		Приведенная масса 1 м трубы (в кг) в соответствии с длиной трубы, м
		трубы	канала		гладкой части трубы	высаженного конца в основной плоскости резьбы			11,5
		26,4	100,2	476,6	75,0	119,2	26,6	25,2	23,9
		29,9	96,7	531,8	83,7	129,4	29,3	27,9	26,6
		33,4	93,3	584,1	92,0	138,4	32,0	30,6	29,3
		36,8	89,9	633,5	99,8	146,2	34,6	33,3	32,0
		33,1	120,1	720,3	103,1	169,0	35,1	32,9	30,9
		36,9	116,3	792,8	113,5	181,5	38,0	35,8	33,8
		40,7	112,5	861,9	123,4	192,6	40,0	38,8	36,8
		44,5	108,8	927,6	132,8	206,8	43,9	41,8	39,8
		45,0	177,3	92,0	170,3	138,4	46,0	43,4	41,1
		49,7	172,6	99,8	185,9	146,2	49,6	47,1	44,7
Бурильные трубы с приваренными по высаженной части бурильными								замками
		14,5	27,3	79,9	21,8			13,8	13,0
		16,3	25,5	87,6	24,0			15,1	14,4
		18,0	44,2	152,7	34,3			16,7	15,9
		20,4	41,2	168,6	37,9			18,9	18,2
		29,8	72,8	415,7	72,7			27,5	26,2
		32,8	69,8	449,7	78,7			29,8	28,5
		33,4	93,3	584,1	92,0			31,5	29,8
		36,8	89,9	633,5	99,8			43,0	32,4

Пример 8.4. Рассчитать на прочность бурильную колонну для роторного бурения и следующих условий: L = 3500 м; диаметр обсадной колонны, в которой работают бурильные трубы - 244,5 мм; n = 1 80 об/мин, тогда

nn 314-180 ,

ю=-=-= 1884 с 1;

30 30

Рд = 1,4-105 Н; iDд = 190,5-10-3 м; Ур = 13 000 Н/м3; ум = 78 500 Н/м3; р0 = 7-106 Па; /убт = 150 м; Q убт = 1 ,6 1 05 Н. Условия - осложненные; породы - средние.

Р е ш е н и е. 1. По табл. 8.13 выбираем бурильные трубы диаметром 127 мм. Принимаем бурильные трубы с высаженными внутрь концами и толщиной стенки 9 мм (ТБВК-1 27) группы прочности К.

2. Рассчитываем бурильные трубы на выносливость.

Для выбранного типа бурильных труб осевой момент инерции сечения трубы по табл. 8.20 составляет I = 584,1 см4, или I = 584,1-10-8 м4, по табл. 8.2 m1 = = 26,2 кг/м. Тогда

3,14

2,0 10

584,1 -10-8 - 18,842

10,08 м.

18,8 26,2

Если длина одной бурильной трубы составляет 1 2,1 м, то принимаем L = 1 2,4 м.

Стрела прогиба f = (190,5 - 161,92 = 14,3 - 10-3 м.

Осевой момент сопротивления находим по табл. 8.20: и, = 138,4 см3 = 138,4-10 м;

Тогда по формуле (8.18) определяем переменные напряжения изгиба:

2,0 - 1011 - 584,1 - 10-8 - 14,3 - 10-3 - (3,14)2 6

Са =-= 7,73 - 10 Па = 7,73 МПа.

(12,4)2 - 138,4 - 10-6

Для данного материала бурильных труб (C-1)d = 100 МПа. По формуле (8.21) находим

1 00 0,6

n = -= 7,76;

7,73

n > 1 ,9, что допустимо.

3. Рассчитываем выбранный тип бурильных труб на статическую прочность. Принимаем длину первой секции труб равной 2500 м. Тогда 2б.т = 2500-293 = 732 500 Н. По формуле (8.22):

( 6 ( 13000

115(0,733-106 + 16 - 105 ) 1--

78500

:2,76-108 Па = 276 МПа.

33,4 -10

Мощность на вращение бурильной колонны по формуле (8.26) Лв = 13,5-10-8-2500-0,1272-1801-5-0,190-5-13 000 = 73,4 кВт.

Мощность на вращение долота находим по формуле (8.27): Лд = 2,3-10-7-7-180-0,190-4-(1,4-105)1-3 = 20,2 кВт.

Крутящий момент определяем по формуле (8.24):

Мкр = 73,4 - 103 + 20,2 - 18,84 = 4,96 - 103 Н-м.

Определяем полярный момент сопротивления сечения труб при кручении по формуле (8.25):

W = 0,2 - 0,1273

0,109 0,1244

0,19 -103 м3.

Находим касательные напряжения для труб данной секции по формуле (8.23):

4,96 - 1 03 6

т =-= 25,8 - 10 Па = 25,8 МПа.

0,1 9 - 1 0-3

С. =

По табл. 8.8 предел текучести материала труб Ст = 490 МПа (для группы прочности стали К).

Коэффициент запаса прочности по формуле (8.28):

n1 = I 2 2 = 1,74,

V(276,0) + 4(25,8)

что допустимо, так как 1,74 > 1,45.

Задаемся длиной труб второй секции той же группы прочности К, но с толщиной стенки 1 0 мм, что будет составлять 700 м.

Тогда

2б.т = L2q2 + L1q1,

где L2 - длина труб второй секции, L2 = 700 м; L1 - длина труб первой секции (считая снизу), м; q2 и q1 - вес 1 м труб второй и первой секций соответственно (принимается по

табл. 8.20). Имеем

2б.т = 700-320 + 2500-293 = 242 200 + 732 500 = 974 700 Н; 1,15(0,975 -106 + 1,6 -105)(

13 000 6 -4

+ 7 -10 - 89,9 -10 78 500 I 8 --= 3,18 -10 Па = 318 МПа;

36,7 -10-4

N = 13,5 - 10-8 - 3200 - 0,1272 - 18015 - 0,1905 - 13 000 = 94 кВт.

Мд = 20,2 кВт;

94 - 103 + 20,2 - 103

Мкр=-= 6,06 - 10 Н - м ;

18,84

Wp = 0,2-0,1273

0,1074 3

1-- = 0,2 - 10- м3

0,1274 , м.

0,127

Следо ательно,

П1 = 50д/3182 + 4 - 30,32 = 1,54,

что допустимо, так как 1,54 > 1,45.

Третью секцию бурильных труб предусматри аем диаметром 1 27 мм с толщиной стенки 1 0 мм, но группы прочности Е, чтобы достичь глубины спуска сей бурильной колонны 3500 м. В этом случае ес бурильной колонны (Н) соста ит

2б.т = L3qj + L2q2 + L1q1,

где L3 - длина бурильных труб третьей секции, L3 = 3550 - 3200 = 300 м.