Расчет компоновки убт
Исходные данные для расчета компоновки УБТ следующие: способ бурения, тип и диаметр долота, масса и длина элементов КНБК (кроме УБТ), осевая нагрузка на долото, диаметр 1-ой на УБТ секции бурильных труб, диаметр и толщина стенки обсадной колонны, под которую ведется бурение, парк УБТ (трубы из которых может быть произведен выбор состава компоновки). Выбираем из табл. 1 или указанных в примечании… Читать ещё >
Расчет компоновки убт (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Целью расчета является определение параметров компоновки УБТ (индекс «О»), обеспечивающих заданную нагрузку на долото и необходимую жесткость при изгибе в процессе бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин.
Компоновка УБТ является составной частью КНБК, включающей в общем случае кроме долота, забойного двигателя и УБТ элементы формирования профиля скважины. Комплектование наддолотной части КНБК из указанные элементов выполняется согласно инструкциям [1,2] или справочного пособия [3].
Исходные данные для расчета компоновки УБТ следующие: способ бурения, тип и диаметр долота, масса и длина элементов КНБК (кроме УБТ), осевая нагрузка на долото, диаметр 1-ой на УБТ секции бурильных труб, диаметр и толщина стенки обсадной колонны, под которую ведется бурение, парк УБТ (трубы из которых может быть произведен выбор состава компоновки).
В общем случае компоновка УБТ состоит из нескольких ступеней с диаметрическими уменьшающимися по направлению от долота к колонне бурильных труб. Первая (основная) ступень главным образом предназначена для создания основной части нагрузки на долото и должна удовлетворить требованиям по гидравлике (создание минимальных гидравлических потерь) п. 4.5 и жесткости на изгиб п. 4.6. Последующие ступени обеспечивают плавный переход по жесткости от основной ступени УБТ к колонне бурильных труб п. 4.7.
Наружный диаметр основной ступени D должен соответствовать диаметру долота Dд (или диаметру расширителя) (табл. 1), наружному диаметру и толщине стенки обсадной колонны, под которую ведется бурение п. 4.6.
Примечание: можно пользоваться также следующими приближенными соотношениями, полученными на основе данных табл. 1:
для долот диаметром Dд295,3 мм выбираются УБТ с диаметрами, ближайшими значениям 0,85 Dд для нормальных условий бурения и 0,75 Dд для осложненных условий бурения;
для долот диаметром Dд>295,3 мм выбираются УБТ с диаметрами, ближайшими соответственно значениями 0,75 Dд и 0,65 Dд.
При бурении скважин в осложненных условиях долотами диаметром больше 269,9 мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего по отношению к указанным в табл. 1 диаметра.
При бурении забойными двигателями диаметр основной ступени УБТ не должен превышать диаметра турбобура (электродвигателя).
Таблица 1.
Соотношения диаметров долот и УБТ.
Долота, мм. | УБТ, мм. | |
отечественные. | импортные. | |
120,6. |
| |
109,7; 145. |
|
|
|
| |
165,1. |
|
|
190,5. |
|
|
215,9. |
|
|
244,5. |
|
|
269,9. |
|
|
295,3; 320. |
|
|
349,2. |
|
|
393,7. и больше. |
|
|
Примечание. В таблице приведены рекомендуемые соотношения диаметров долот и УБТ для нормальных (верхняя строчка) и осложненных (нижняя строчка) условий бурения.
Выбираем из табл. 1 или указанных в примечании п. 4.5 соотношений УБТ 1-ой ступени, который должен удовлетворять требованию минимальной жесткости, а именно: во всех случаях жесткость на изгиб основной ступени УБТ (индекс 01) должна быть не меньше жесткости обсадной колонны (ОК) под которую ведется бурение, т. е.
(EI)01 (EI)ок, (1).
где Е — модуль упругости материала трубы, МПа (кгс/мм2);
I — осевой момент инерции сечения трубы, мм4.
При Е01=Еок
где D01, d01 — наружный и внутренний диаметры 1-ой (основной).
ступени УБТ, мм;
Dок, ок — наружный диаметр и толщина стенки ОК, мм.
Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам компоновка УБТ в общем случае выполняется ступенчатой, при этом количество при переходах к БТ и переходах между ступенями выполнялись условия.
где D1 — наружный диаметр 1-ой секции бурильных труб, мм.
Длина дополнительной (переходной) ступени УБТ l02 может равняться длине свечи или длине одной трубы.
Длину 1-ой (основной) ступени в м., для вертикального и наклонно-направленного участков вычисляется по формуле:
где qoi(i=1,2) — приведенный вес 1 м длины i-ой секции УБТ, Н (кгс);
— угол наклона профиля скважины на участке расположения КНБК. Для вертикальных участков =0, град;
Kд — коэффициент нагрузки на долото. При роторном способе бурения Kд=4/3= 1,333. При бурении скважин забойными двигателями следует принимать Кд = 1,175;
Qд — необходимая нагрузка на долото, Н (кгс);
ж — плотность (удельный вес) бурового раствора, кг/м3 (г/см3);
0 — плотность (удельный вес) металла УБТ, кг/м3 (г/см3);
Qзд — вес забойного двигателя, Н (кгс);
Q — суммарный вес всех элементов КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, Н (кгс);
loi (i =1,2) — длина i — ой ступени УБТ, м.
При роторном способе бурения с частотой вращения колонны n85 рекомендуется применять только УБТС.
Вес всей компоновки УБТ и ее общая длина определяется:
где n — общее число ступеней УБТ.
Если нагрузка на долото.
то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения (например, квадратные, спиральные). Наибольшие поперечные размеры промежуточных опор для некоторых размеров долот приведены в табл. 2.
Таблица 2.
Соотношения размеров долот и промежуточных опор
Диаметр долота, мм. | Наибольший поперечный размер опоры, мм. | Диаметр долота, мм. | Наибольший поперечный размер опоры, мм. |
|
|
|
|
Количество промежуточных опор
(6).
должно быть не меньше двух.
Необходимое расстояние между промежуточными опорами находят из зависимости.
(7).
где К0 — коэффициент, зависящий от жесткости промежуточных опор и УБТ. Принимают К0=1,25 для УБТ диаметром D0159 мм и К0=1,52 для УБТ D0>159 мм.
L0 -длина полуволны УБТ вращающейся колонны в нейтральном сечении определяется по формуле:
где n — частота вращения колонны, об/мин;
I — осевой момент инерции сечения УБТ, см4;
q — приведенный вес 1 м УБТ, кг/м.
При этом значения и L0 получаются в м.
Рекомендуемые расстояния между промежуточными опорами на основной ступени УБТ при различных частотах вращения колонны труб приведены в табл. 3.
Таблица 3.
Расстояние между промежуточными опорами а, м.
Диаметры УБТ, мм. | Масса (вес) 1 м УБТ, кг (кгс). | Частота вращения колонны, об/мин. | ||||
наружный. | внутрен-ний. | |||||
|
|
|
|
|
|
|
Примечания. 1. В компоновки УБТ диаметром более 203 мм промежуточные опоры можно не устанавливать.
- 2. Расстояние между опорами может быть увеличено не более чем на 10%.
- 3. Расстояние между опорами при бурении забойными дви гателями принимается по табл. 3 для n = 50 об/мин.
Численные значения массы (СИ) и веса (техническая система единиц) совпадают.
Резьбовые соединения УБТ должны быть свинчены крутящими моментами (моментами затяжки) Мзт, значения которых приведены в приложении 1, рекомендуемые значения Мзт для каждого типоразмера трубы соответствуют:
первое (меньшее) значение — условию достижения наибольшего предела выносливости соединения при квазистатическом характере изгиба и вращения УБТ. Напряжение затяжки зт в опасном сечении ниппеля составляет при этом 0,3 — 0,4 от предела текучести материала Т;
второе (большее) значение — условию предотвращения раскрытия соединения и последующей поломки от вибрационных нагрузок, при этом =0,6. Верхнее значение Мзт следует использовать только в условиях появления распределений соединений, при этом допускаемым для использования является весь диапазон Мзт от нижнего до верхнего значения. Коэффициенты трения, принятые в приложении 1, соответствуют смазкам принятым в приложении.
Примечания:
Коэффициенты трения в резьбе для отечественных замковых соединений составляют = 0,10 — для смазки типа Р-416 с металлическим наполнителем и = 0,13 для смазки УСсА с графитовым наполнителем.
Указанные замковые соединения имеют пределы текучести материала УБТ.
Замки импортных УБТ (по стандартам АНИ) имеют МПа.