Выбо и расч БК

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 = σ т

σ р2 + 4τ 2 ,

(8.28)

где σ т – предел текучести материала бурильных труб, МПа. Допустимые значения: n = 1,4 для вертикальных скважин в нор-

мальных условиях; n = 1,45 – при бурении в осложненных условиях. Если величина n не отвечает требованиям, то изменяют длину сек-

ции 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 бурильных труб

				Площадь попе-										Приведенная масса
								Осевой		Осевой момент со-				1 м трубы (в кг) в
				речного сече-
Услов-											3			соответствии с
					2			момент		противления, см
ный		Тол-		ния, см				инерции						длиной трубы, м
диа-		щина						попереч-
		стенки,										высаженно-
метр,								ного се-		гладкой		го конца в
		мм
мм				трубы		канала		чения	4	части		основной	6			8		11,5
								трубы, см		трубы		плоскости
												резьбы
Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и навинченными замками
60		7		11,7		16,8		42,3		14,0		16,0		10,8		10,4		10,0
		9		14,5		14,0		49,1		16,3		17,2		12,9		12,5		12,2
73		7		14,5		27,3		79,9		21,8		26,9		14,3		13,6		12,9
		9		18,0		23,7		94,4		25,8		30,8		17,1		16,4		15,7
		11		21,4		20,4
89		7		18,0		44,2		152,7		34,3		45,8		17,5		16,7		16,0
		9		22,6		39,6		183,2		41,2		54,1		21,1		20,3	19,5
		11		26,9		35,2		209,1		47,0		56,0		24,3		23,5		22,8
102		7		20,8		60,3		234,0		46,1		62,1		21,8		20,5		19,3
		8		23,5		57,5		259,5		51,1		68,0		23,9		23,0		21,4
		9		26,2		54,9		283,3		55,8		73,1		25,7		24,4		23,2
		10		28,8		52,3		305,4		60,1		77,3		27,6		26,4		25,2
114		7		23,6		79,0		341,0		59,7		92,7		24,2		22,9		21,6
		8		26,7		75,9		379,5		66,4		100,0		26,7		25,3		24,0
		9		29,8		72,8		415,7		72,7		106,2		29,0		27,6		26,4
		10		32,8		69,8		449,7		78,7		111,5		31,4		30,0		28,7
		11		35,7		66,9		481,6		84,3		113,8		33,5		32,2		31,0

245

П р о д о л ж е н и е т а б л. 8.20

				Площадь попе-										Приведенная масса
								Осевой		Осевой момент со-				1 м трубы (в кг) в
				речного сече-
Услов-											3			соответствии с
					2			момент		противления, см
ный		Тол-		ния, см				инерции						длиной трубы, м
диа-		щина						попереч-
		стенки,										высаженно-
метр,								ного се-		гладкой		го конца в
		мм
мм				трубы		канала		чения	4	части		основной	6		8			11,5
								трубы, см		трубы		плоскости
												резьбы
127	7		26,4		100,2			476,6		75,0		119,2	26,6		25,2			23,9
	8		29,9		96,7			531,8		83,7		129,4	29,3		27,9			26,6
	9		33,4		93,3			584,1		92,0		138,4	32,0		30,6			29,3
	10		36,8		89,9			633,5		99,8		146,2	34,6		33,3			32,0
140	8		33,1		120,1			720,3		103,1		169,0	35,1		32,9			30,9
	9		36,9		116,3			792,8		113,5		181,5	38,0		35,8			33,8
	10		40,7		112,5			861,9		123,4		192,6	40,0		38,8			36,8
	11		44,5		108,8			927,6		132,8		206,8	43,9		41,8			39,8
168	9		45,0		177,3			92,0		170,3		138,4	46,0		43,4			41,1
	10		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
73		7		14,5		27,3		79,9		21,8		–		–		13,8		13,0
		8		16,3		25,5		87,6		24,0		–		–		15,1		14,4
89		7		18,0		44,2		152,7		34,3		–		–		16,7		15,9
		8		20,4		41,2		168,6		37,9		–		–		18,9		18,2
114		9		29,8		72,8		415,7		72,7		–		–		27,5		26,2
		10		32,8		69,8		449,7		78,7		–		–		29,8		28,5
127		9		33,4		93,3		584,1		92,0		–		–		31,5		29,8
		10		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 = 180 об/мин, тогда

ω =	π n	=		3,14 180	= 18,84 с–1;
30			30
Рд = 1,4 105 Н; Dд =					190,5 10–3 м; γр = 13 000 Н/м3; γм = 78 500 Н/м3; р0 = 7 106 Па; lубт = 150
м; Qубт =			1,6 105 Н. Условия – осложненные; породы – средние.
Р е ш е н и е.					1. По табл. 8.13 выбираем бурильные трубы диаметром 127 мм. Прини-

маем бурильные трубы с высаженными внутрь концами и толщиной стенки 9 мм (ТБВК-

127) 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
L =	3,14			2,0 1011 584,1 10− 8 18,842
			4		= 10,08 м.
	18,84			26,2

Если длина одной бурильной трубы составляет 12,1 м, то принимаем L = 12,4 м.

246

Стрела прогиба

f =

(190,5 − 161,9) 2 = 14,3 10− 3 м.

Осевой момент сопротивления находим по табл. 8.20:

Wиз =

138,4 см3 =

138,4 10–6 м;

Тогда по формуле (8.18) определяем переменные напряжения изгиба:

σ

=

2,0 1011

584,1 10 − 8

14,3 10− 3

(3,14) 2

=

7,73 106

Па = 7,73 МПа.

а

(12,4) 2

138,4 10− 6

Для данного материала бурильных труб (σ –1)D =

100 МПа. По формуле (8.21) нахо-

дим

n =

100 0,6

= 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 Qб.т =

2500 293 = 732 500 Н.

По формуле (8.22):

6

5

13000

6

− 4

1,15(0,733

10 + 1,6

10

)

1−

+ 7 10

93,3 10

78500

2,76

108 Па = 276 МПа.

σ ð =

=

33,4 10− 4

Мощность на вращение бурильной колонны по формуле (8.26)

Nв = 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):

Nд = 2,3 10–7,7 180 0,190,4 (1,4 105)1,3 = 20,2 кВт.

Крутящий момент определяем по формуле (8.24):

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

Определяем полярный момент сопротивления сечения труб при кручении по фор-

муле (8.25):

Wр =	0,2 0,127	3			−	0,1094			=	0,19 10	3		3
				1								м		.
						0,124	4

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

τ =	4,96 10		3	=	25,8 10	6	Па = 25,8 МПа.
	0,19 10	−	3

247

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

Коэффициент запаса прочности по формуле (8.28):

n1 =	490	= 1,74,
	(276,0) 2 + 4(25,8) 2

что допустимо, так как 1,74 > 1,45.

Задаемся длиной труб второй секции той же группы прочности К, но с толщиной стенки 10 мм, что будет составлять 700 м.

Тогда

Qб.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

Qб.т =			700 320 + 2500 293 =								242 200 + 732 500 = 974 700 Н;
						6						5			13		000				6			− 4
				1,15(0,975 10				+ 1,6 10					)	1 −					+	7 10		89,9 10
															78
σ		=															500								= 3,18 10	8	Па	= 318 МПа;
	р												36,7 10− 4
Nв		=		13,5 10−	8 3200 0,1272 1801, 5												0,190,5			13 000 =			94 кВт.
Nд =		20,2 кВт;
Mкр=			94 103 +		20,2		103			=	6,06 10					3	Н м ;
			18,84
							0,1074											− 3
Wр =			0,2 0,1273 1 −										=	0,2 10					м3.
							0,127			4
		Следовательно,
n1 =		500 3182 + 4 30,32									=		1,54,

что допустимо, так как 1,54 > 1,45.

Третью секцию бурильных труб предусматриваем диаметром 127 мм с толщиной стенки 10 мм, но группы прочности Е, чтобы достичь глубины спуска всей бурильной колонны 3500 м. В этом случае вес бурильной колонны (Н) составит

Qб.т = L3q3 + L2q2 + L1q1,

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

248

Т а б л и ц а 8.21

Показатели

Номера секций снизу вверх

1

2

3

Толщина стенки трубы, мм

9

10

10

Группа прочности материала

К

К

Е

труб

Интервал расположения, м

850–3350

150–850

0–150

Длина секции, м

2500

700

300–50 = 150 м

Вес 1 м трубы, Н/м

293

320

320

Вес секции, МН

0,733

0,975

1,071

Lубт =

150 м по условию примера.

Примечание. Общий вес бурильной колонны (с учетом веса УБТ) 2,206 МН.

Тогда

Qб.т =

300 320 + 700 320 + 2500 293 =

96 000 + 242 200 + 732 500 =

1 070 700 Н,

6

5

13 000

6

− 4

1,15

(1,07 10

+ 1,6 10 ) 1 −

+

7 10

89,9 10

78 500

8

σ р =

=

3,39 10 Па = 339

36,7 10−

4

МПа,

Nв =

13,5 10–8 3500 0,1272 180)1,5 0,190,5 13 000 =

102 кВт,

Nд =

20,2 кВт,

Mкр =

102 103 + 20,2 103

=

6,49 10

3

Н м,

18,84

Wр =

0,2 10–3 м3, как и в предыдущем случае,

τ =

6,49 103

= 32,4 106

Па = 32,4 МПа.

0,2 10− 3

Следовательно,

n1 =

550

3392 + 4 32,42

=

1,59,

что допустимо, так как 1,54 > 1,45.

Параметры разработанной и рассчитанной бурильной колонны сводим в табл. 8.21.

249

8.4. РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ПРИ ТУРБИННОМ БУРЕНИИ

При турбинном бурении колонна бурильных труб неподвижна и воспринимает реактивный момент во время работы турбобура. Однако даже при небольшом искривлении скважины бурильная колонна лежит на ее стенках, а реактивный момент воспринимается только нижней частью этой колонны и затухает по мере удаления от турбобура из-за трения о стенки скважины. Поэтому колонна бурильных труб практически разгружена от действия вращающего момента. Расчет бурильных труб при турбинном бурении сводится к определению допускаемой длины колонны с учетом веса турбобура, утяжеленных бурильных труб и давления промывочной жидкости.

Расчет проводится в приведенной ниже последовательности. 1. Выбирается диаметр бурильных труб по табл. 8.9.

2. Определяется допускаемая глубина спуска колонны и труб с одинаковой толщиной стенки и одной группой прочности материала:

							ρ	р
	Qр −	k(Qубт +		1−						− (Рд + Рт )Fк
			G)				ρ
lдоп =								м			,
								ρ	р
					1	−
			kqб.т
(8.29)								ρ м

где Qр – допускаемая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН,

	Qр =	σ т − Fтр	=	Qпр	;	(8.30)
		n		n

σ т – предел текучести материала труб, МПа; Fтр – площадь сечения труб, м2; n – коэффициент запаса прочности, n = 1,3 для нормальных условий, n = 1,35 для осложненных условий; Qпр – предельная нагрузка, МН; k – коэффициент, k = 1,15; G – вес забойного двигателя, МН; Рт – перепад давления в турбобуре, МПа; qб.т – вес 1 м бурильных труб, МН; Fк – площадь сечения канала труб, м2.

Остальные обозначения те же, что и в формуле (8.22). Значения Fтр, Fк, qб.т, σ т берутся из табл. 8.20.

Общая длина колонны:

L = lдоп + lубт,	(8.31)
где lубт – длина утяжеленных труб, м.

250

3. Если бурильная колонна составлена из труб одного диаметра, но разных толщин стенок или различных групп прочности материала, то такая колонна будет состоять из нескольких секций.

Длина каждой последующей секции определяется по формуле:

lm	=	Qp m −	Qp m− 1				,	(8.32)
				ρ	р
			1−
		kqб.т m		ρ
					м

251

p m–1

где Qp m, Q – допустимые растягивающие нагрузки каждой последующей и предыдущей секций соответственно, МН; qб.т m – вес 1 м труб последующей секции, МН.

Для удобства должна быть выбрана и проверена расчетом такая колонна, которая будет состоять из наименьшего числа секций одного диаметра труб, отличающихся толщиной стенки и группой прочности материала.

Необходимо стремиться применять бурильные трубы с меньшим значением предела текучести, как менее дефицитные и меньшей стоимости.

Пример 8.5. Рассчитать одноразмерную бурильную колонну при турбинном бурении для следующих исходных данных: глубина – 3500 м; условия бурения – нормальные; G = 0,026 МН; ρ р = 1300 кг/м3; Qубт = 0,117 МН; lубт = 75 м; диаметр предыдущей обсадной колонны

–245 мм; рд + рт = 6,0 МПа.

Ре ш е н и е. 1. Выбираем по табл. 8.9 диаметр бурильных

труб – 127 мм.

Принимаем бурильные трубы типа В, с толщиной стенки 9 мм (δ = 9 мм), группа прочности М.

2. Допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (8.30):

750		33,4	10	− 4
Qр(9М) =					= 1,93 МН.
		1,3

3. Допускаемая глубина спуска труб группы прочности М (δ= 9мм)

						1300					− 4
	1,93 − 1,15 (0,117	+	0,026)	1 −					−	6 93,3 10
lдоп.9М =						7850						= 5990 м.
						1300
1,15			0,000305 1		−
						7850

Как видно, допускаемая глубина спуска труб из материала группы прочности М (δ = 9 мм) намного больше глубины скважины. Очевидно, что трубы с такой группой прочности выбраны нерационально. Необходимо использовать трубы с меньшим пределом текучести.

Задачу решим в следующей последовательности.

1. Выбираем трубы группы прочности Д (δ = 9 мм). 2. Допускаемая растягивающая нагрузка

	Qр(9Д) =	380 0,00334	= 0,98 МН.
		1,3

3. Допускаемая глубина спуска

251

1300

−

4

0,98 −

1,15(0,117 +

0,026) 1 −

−

6 93,3 10

lдоп(9Д)

=

7850

= 2713

м.

− 3

1300

10

1,15 0,305

1 −

7850

4.

Выбираем вторую секцию: берем трубы той же группы прочно-

сти Д, но с

δ =

10 мм.

5.

Допускаемая растягивающая нагрузка

Qр(10Д) = 380 0,003671,3= 1,07ÌÍ .

6.

Длина второй секции по формуле

l2 (10 Д )

=

1,7

−

0,98

=

290,3

м.

−

5

1300

1,15 33,1 10

1 −

7850

7.

Длина колонны

L =

lдоп(9Д) + l2(10Д)

+ lубт

=

2713 + 290,3 + 75 =

3078,3 м,

что меньше глубины скважины (3078,3 < 3500).

Следовательно, необходимо выбрать третью секцию. Берем трубы

группы прочности К, δ

=

10 мм.

8.

Допускаемая растягивающая нагрузка

Qр(10К)

= 500 0,003671,3=

1,41ÌÍ .

9.

Длина третьей секции

l3(10 К )

=

1,41 −

1,07

=

1072 м.

1,15 33,1 10−

5

0,834

Принимаем длину третьей секции

l3

= 3500 – (lдоп(9Д) + l2(10Д) + lубт) =

3500 – 3078,3 =

421, 7 м.

Результаты расчетов сводим в табл. 8.22.

Пример 8.6. Диаметр промежуточной колонны 178 мм. Из табл. 8.9 выбираем диаметр бурильных труб – 89 мм (внутренний диаметр

71	мм). Выбираем долото диаметром 151 мм. Из табл. 8.8 подбира-
ем	группу прочности материала труб – К с σ т = 490 МПа. Толщина
стенки трубы δ =				9 мм. Проектная глубина скважины 3460 м.
	Р е ш е н и е. 1. Определим площадь сечения бурильной трубы:
F	=	π (dн2 − dв2 )	=	3,14(0,0892 − 0,0712 )	= 2,26 10− 3 м2 .
тр		4		4

2. Определим допускаемую растягивающую нагрузку при n = 1,3:

Qр = 490 2,26 10− 31,3= 0,87ÌÍ.

252

3. Определим допускаемую глубину спуска по формуле (8.29), где k – коэффициент, учитывающий трение о стенки скважины, местные прихваты, затяжки, сопротивление движению раствора, k =

1,15;

ρ р

и

ρ м

–

плотность

раствора

и

метала

труб: ρ р

=

1100

кг/м3;

ρ м

=

7850

кг/м3;

рд

– перепад давления

на долоте,

для

гидромониторных долот рд

=

0,5–1,5 МПа; перепад давления на тур-

бобуре

рт

=

=

1,7÷ 8,8 МПа; Fк – площадь проходного отверстия

долота Dпр (принимается равным половине внутреннего диаметра

замка Dв.з),

Fк =

π Dпр/4, Dпр =

1/2 Dв.з;

qб.т.89 =

1,95 10–4

МН.

Длину УБТ (м) находим из выражения

lубт

=

1,25(Рд

−

Gт )

,

(8.33)

ρ

р

q

1 −

убт

ρ

м

где Gт – вес

турбобура,

МН; Рд для

151

мм долота равна

160 кН

(максимальная).

160 000 2/3 =

107 000 Н. Из табл. 8.23 89

Выбираем Рд

=

2/3 Рmax =

мм бурильным трубам соответствуют УБТ двух размеров: 121 и 108

мм. Из табл.	8.9 qубт(121) =	635 Н	при	длине 6		м,	qубт(108) =		579 Н
при длине 8 м.			= 10 900 Н =			0,0109 МН;			lт =
Турбобур выбираем ТС4А-127, Gт
Т а б л и ц а	8.22
Показатели		Номера секций снизу вверх
		1			2			3
Толщина стенки трубы, мм		9			10			10
Группа прочности материала		Д			Д			К
труб
Интервал расположения сек-		712–33 425			421,7–712			0–421,7
ции, м
Длина секции, м		2713			290,3			421,7
Вес 1 м трубы, Н/м		305			331			331
Вес секции, МН		0,827			0,096			0,140

Примечание. Общий вес бурильной колонны 1,180 МН.

Т а б л и ц а 8.23

Показатели				Диаметр долота, мм
			244,5	269,9	295,3	349,3	393,7	393,7
Диаметр УБТ, мм							299	299
			203			273	273	273
					254	254	254	254
			178	229	229	229	229	229
				203	203	203	203	203
Диаметр	бурильных			178	178	178	178	178
			140	140	140	140	140	140
труб, мм	обсадный		194	219	245	273	299	253
Диаметр								324
колонны, под		кото-
рую ведется		буре-
ние, мм