Углубление скважины.
Проектирование бурильной колоны при бурении на скважине №95 Южно-Сосновского месторождения
Для расчета бурильной колонны на прочность необходимо знать нагрузки и возникающие в результате их действия напряжения в любом сечении бурильной колонны. Однако определить напряжения точно довольно трудно, так как бурильная колонна не является стержнем постоянного сечения вследствие наличия высаженных концов на трубах, бурильных замков и переводников. Поэтому приходиться рассчитывать напряжения… Читать ещё >
Углубление скважины. Проектирование бурильной колоны при бурении на скважине №95 Южно-Сосновского месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Расчёт компановки низа бурильнойколонны для бурения под эксплутационную колонну по интервалам бурения.
Определим необходимую длину УБТ, чтобы создать достаточную осевую нагрузку на долото G и чтобы нейтральное сечение приходилось на УБТ.
(3).
где: qУБТ — вес 1 м УБТ; qУБТ = 163,1 кг (Ш 178 мм по ГТН) гр, гж — удельный вес бурового раствора и металла, г/см2
Gгзд — вес турбобура, 4600 кг.
Определяем вес КНБК.
(4).
где: Qдол — вес долота, равный 36 кг,.
Qкс — вес калибратора, равный 62 кг.
QУБТ — вес утяжеленных бурильных труб.
(5).
Расчёт бурильной колонны для бурения под эксплуатационную колонну
Для расчета бурильной колонны на прочность необходимо знать нагрузки и возникающие в результате их действия напряжения в любом сечении бурильной колонны. Однако определить напряжения точно довольно трудно, так как бурильная колонна не является стержнем постоянного сечения вследствие наличия высаженных концов на трубах, бурильных замков и переводников.
Поэтому приходиться рассчитывать напряжения приближенно, а неучтенные силы компенсировать коэффициентом запаса прочности, устанавливаемым на основании опыта эксплуатации бурильных труб.
Расчет первой секции Выбираем трубы ПК-127×9 Д Длина первой секции.
где: ут — предел текучести для бурильных труб группы прочности Д, равный 130 000 кгс;
n — запас прочности, при турбинном способе равный 1,4.
1,15 — коэффициент, оценивающий величину сил при СПО бурильной колонны;
Р — перепад давления при турбинном способе равный 120 т/см2.
F — площадь сечения канала трубы, равная 93,3 см².
q — приведенная масса 1 м трубы, равная 31,4 кг.
Вес первой секции.
(7).
Расчет второй секции Выбираем трубы ПК-127×9 E.
Длина второй секции.
(8).
где: ут — предел текучести для бурильных труб группы прочности E, равный 180 000 кгс;
n — запас прочности, при турбинном способе равный 1,4.
1,15 — коэффициент, оценивающий величину сил при СПО бурильной колонны;
Р — перепад давления при турбинном способе равный 120 т/см2.
F — площадь сечения канала трубы, равная 93,3 см².
q — приведенная масса 1 м трубы, равная 31,4 кг.
Вес второй секции.
(9).
Расчет третьей секции Выбираем трубы ПК-127×9 Л Длина третьей секции.
(10).
где: ут — предел текучести для бурильных труб группы прочности Е, равный 225 000 кгс;
n — запас прочности, при турбинном способе равный 1,4.
1,15 — коэффициент, оценивающий величину сил при СПО бурильной колонны;
Р — перепад давления при турбинном способе равный 120 т/см2.
F — площадь сечения канала трубы, равная 93,3 см².
q — приведенная масса 1 м трубы, равная 31,4 кг.
Так как по ГТН глубина скважины равна 3735, то длина третьей секции составляет 215 м Вес третьей секции.
(11).
Определим нормальное напряжение растяжения.
(12).
где: L1 = L — lкнбк — длина БК гр, гж — удельный вес бурового раствора и металла, г/см2.
к = 1,15 — коэффициент учитывающий влияние замков и высадки для стальных труб.
Определяем касательное напряжение.
(13).
где: Мкр — наибольший крутящий момент.
(14).
где: Кд — коэффициент динамичности, равный 1,5 ч 2.
щ — угловая скорость, равная.
N — мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны.
(15).
где: Nхв — мощность затрачиваемая на холостое вращение.
(16).
где: с — коэффициент, зависящий от искривления ствола, с = 25,7 · 10−5.
грудельный вес бурового раствора, г/см2.
d — диаметр бурильной трубы, d = 127 мм.
l — длина колонны.
n — частота вращения колонны, n = 90 об/мин.
Полярный момент сопротивления.
(17).
где: dн и dв — наружный и внутренний диаметры бурильных труб, 127 и 109 мм.
Касательное напряжение.
Найдем приведенные напряжения, возникающие в верхней части колонны бурильных труб.
(18).
Из предыдущих расчетов следует, что верхняя часть бурильной колонны состоит из труб группы прочности Л ут = 650 Мпа.
Отсюда следует, что верхняя часть бурильной колонны выдерживает статические нагрузки, так как к > 1,4.