Расчет колонны бурильных труб

Для компоновки всей колонны могут быть использованы бурильные трубы ПК 127.

Используемые бурильные трубы представлены в таблице 8.

Таблица 8- Используемые бурильные трубы.

Для компоновки первой секции используем бурильную трубу № 6.

Проверим эти трубы на соответствие расчетных коэффициентов запаса прочности по усталости их нормативным значениям по следующим формулам.

(14).

(15).

где D_c — диаметр скважины: D_c = · К_к = 215,9 · 1,1 =237,5 мм;

К_к — коэффициент кавернозности; К_к = 1,1.

— наружный диаметр замка, мм;

I — осевой момент инерции поперечного сечения бурильной трубы,.

I = 753,9 см.

L — длина полуволны изогнутой колонны, м;

fстрела прогиба бурильной колонны, мм.

Наибольший изгибающий момент определяю по формуле:

(18).

Наибольшее напряжение изгиба определяю по формуле:

(19).

где W_oc — осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, W_oс= 118,7 см.

(20).

Постоянные напряжения от осевого усилия Q:

_m = Q/F (21).

_m = 0, т.к. Q = 0.

Переменные напряжения (амплитуда) от изгиба:

Расчетный коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям вычисляется по предположению, что касательные напряжения отсутствуют.

(22).

где — предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба,=13,5 кгс/мм.

.

что больше нормативного n= 1,5.

В связи с тем, что длина секции бурильных труб равна 250 м, проверяю эту секцию на статическую прочность в верхнем сечении по следующим выражениям:

где К — коэффициент, учитывающий влияния сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции, К=1,15; - перепад давления в долоте, кгс/мм ²; при роторном способе бурения=7,85МПа=0,8 кгс/мм ²; m — порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секции колонны бурильных труб; Q_6i — вес i-ой секции колонны бурильных труб, кгс; Q_KH — вес компоновки низа бурильно…

Для расчета потерь давления Р_бкиР_кпнеобходимо определить режим течения бурового раствора, в зависимости от которого выбираются соответствующие формулы. Для этого следует вычислить значение критического числа Рейнольдса течения бурового раствора Re_кр, прикотором происходит переход от структурного (ламинарного) режима ктурбулентному.

(45).

где:

число Хедстрема; з— пластическая (структурная)вязкость бурового раствора, Па•с; ф₀ — динамическое напряжение сдвига, Па.

Значение d_г принимается равным внутреннему диаметру труб d_т при течении раствора внутри бурильных труб, УБТ и d_г = d_с-d_н, при течении в затрубном (кольцевом) пространстве. Здесь d_с — диаметр скважины, аd_н -наружный диаметр бурильных труб, УБТ, забойного двигателя.

Область существования структурного (ламинарного) режима течения определяется условием Re<Re_кр, а турбулентного Re>Re_кр,.

Значение числа Рейнольдса для внутритрубного пространства Re_т, и кольцевого Re_кп вычисляется по формулам:

Для внутритрубного пространства:

Интервал 0 — 2316 (ПК 127×9).

Интервал 2316 — 2566 (ПК 127×13).

Интервал 2566 — 2725 (УБТ) Для кольцевого пространства:

Интервал 0 — 750.

Интервал 750 — 2566.

Интервал 2566 — 2580.

Интервал 2580 — 2725.

Величина потерь давления внутри бурильной колонны Р_бк, складывается из потерь давления в гладкой части бурильных труб Р_т, потерь давления в замковых (муфтовых) соединениях Р_зам и утяжеленных бурильных трубах Р_убт.

Р_бк = Р_т+ Р_зам + Р_убт (48).

В бурильных трубах с приваренными замками (а именно такие используются в данном случае) потери не учитываются в виду их малости, поэтому Р_зам = 0.

Потери давления Р_т и Р_убт определяются по формулам, справедливым для конкретного режима течения.

При турбулентном режиме течения потери давления по длине определяются по формуле Дарси-Вейсбаха.

(49).

где — коэффициент гидравлического сопротивления трения в трубах. Его значение вычисляют по формуле.

(50).

где — эквивалентная шероховатость.

Шероховатость новых бесшовных стальных труб равна = (1…2)•10^-5 м. В процессе эксплуатации она возрастает и может достигнуть значений (15…30)•10^-5 м. В расчетах рекомендуется применять= 3 •10^-4

Потери в БК:

Интервал 0 -2316(ПК 127×9).

Интервал 2316 — 2566 (ПК 127×13).

Интервал 2566 — 2725 (УБТ) Общие потери в БК.

Р_бк = 3,9 + 0,62 + 1,5 = 6,02 МПа.

Величина потерь давления в кольцевом пространстве Р_кп, складывается из потерь давления на участках с постоянными размерами поперечного сечения Р_кпгл и местных сопротивлений (замковые соединения, элементы компоновки низа бурильной колонны) Р_кпм.

Р_кп = Р_кпгл + Р_кпм (51).

Расчет потерь давления производится раздельно для обсаженной части ствола по участкам, длины которых определяются одинаковыми диаметральными размерами проходного сечения.

При ламинарном режиме.

(52).

гдедиаметр скважины, м; - наружный диаметр бурильных труб (УБТ, забойного двигателя), м; - определяется по значению числа Сен-Венана-Ильюшина для кольцевого пространства.

(53).

При турбулентном режиме течения бурового раствора.

(54).

(55).

Значениедля обсаженной части ствола принимается, как и в формуле для необсаженных участков = 3•10^-3м.

Потери давления на местных сопротивлениях определяются по формуле где-коэффициент местного сопротивления; d_з — наружный диаметр замка, м; l_m — средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м; l-длина секции труб одинакового размера, м.

Потери в КП:

Интервал 0 — 750.

Интервал 750 — 2566.

Интервал 2556- 2580.

Интервал 2580 — 2725.

Потери давления на местных сопротивлениях:

Интервал 0 — 750.

Интервал 750 — 2316.

Общие потери в КП:

Р_кп = 0,23 + 0,45 + 0,11 + 0,17 + 0,016 + 0,017 = 0,99 МПА.

Величина потерь давления в элементах наземного оборудования (в обвязке) определяется по формуле где а_i — коэффициент гидравлических сопротивлений в элементе обвязки; l — длина горизонтальной части нагнетательного трубопровода, м; d, д — соответственно, диаметр и толщина стенки трубопровода, м; л_т— коэффициент гидравлического сопротивления принимается равным 0,02.

Потери давления (не считая потерь в долоте):

P_{бк+кп+об} =6,4 + 0,99 + 0,316 = 7,7 МПа Резерв давления, который может быть реализован на долоте, составит Р_д = 20,6 — 7,7 = 12,9 МПа.