Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, МПа

 

Диа-метр, мм Трубы с резьбой треугольного профиля Трубы со стабилизи-рующими поясками ТБВК Трубы с прива- ренным и замка- ми ТБВП Легкосплавные бурильные трубы ЛБТ
Д К Е Д К Е Д К Д16Т 1953, К-48
– – – – – - – – – – - – – – – – – – - – – – - – – – - 50–56 – – 43–52 – – 36-46   – – – – – –

Рассмотрим расчет. Одноразмерная бурильная колонна.

1. Задаются длиной первой (нижней) секции бурильных труб и оп­ределяют напряжения, Па

(8.22)

 

 

где k– коэффициент, k= 1,15; Qб.т– вес бурильных труб данной сек­ции, Н; Qубт– вес утяжеленных бурильных труб, Н; ρр, ρм – плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м3; р0 – перепад давления на долоте, Па; Fк – площадь сечения ка­нала трубы, м2; Fтр – площадь сечения трубы, м2.

 

2 Определяются касательные напряжения (Па) для труб данной секции:

(8.23)

 

(8.24)

 
 

где Mкр– крутящий момент, Н⋅м.

Nв – мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт; Nд – мощность на вращение долота, кВт; Wр– полярный момент сопротив­ления, м3,

(8.25)

 

 

D, d– наружный и внутренний диаметры труб, м.

Мощность на холостое вращение бурильной колонны (кВт) опре­деляется по формуле [8]

 

(8.26)

где L - длина колонны, м; dн - наружный диаметр бурильных труб, м; n - частота вращения, об/мин; ур - удельный вес раствора, Н/м3. Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле

Nд= С10–7,7nD°^, (8.27)

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:

 

(8.28)

 

где σт– предел текучести материала бурильных труб, МПа.

Допустимые значения: n= 1,4 для вертикальных скважин в нор­мальных условиях; n= 1,45 – при бурении в осложненных условиях.

Если величина nне отвечает требованиям, то изменяют длину сек­ции 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.

Геометрические характеристики бурильных трубТаблица 8.20.

 

Услов­ный диаметр, мм Толщина стенки, мм Площадь поперечного сечения, см2 Осевой момент инерции поперечного сечения трубы Осевой момент сопротивления, см3   Приведенная масса 1 метра трубы в соответствии с диной  
трубы канала Гладкой части трубы части трубы Высаженного конца в основной плоскости резьбы   11,5
Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и навинченными замками рильные трубы с высаже нными внут рь концам и и навинчен ными замкам и
11,7 16,8 42,3 14,0 16,0 10,8 10,4 10,0
  14,5 14,0 49,1 16,3 17,2 12,9 12,5 12,2
14,5 27,3 79,9 21,8 26,9 14,3 13,6 12,9
  18,0 23,7 94,4 25,8 30,8 17,1 16,4 15,7
11 7 21,4 18,0 20,4 44,2 152,7 34,3 45,8 17,5 16,7 16,0
  22,6 39,6 183,2 41,2 54,1 21,1 20,3 19,5
  26,9 35,2 209,1 47,0 56,0 24,3 23,5 22,8
20,8 60,3 234,0 46,1 62,1 21,8 20,5 19,3
  23,5 57,5 259,5 51,1 68,0 23,9 23,0 21,4
  26,2 54,9 283,3 55,8 73,1 25,7 24,4 23,2
  28,8 52,3 305,4 60,1 77,3 27,6 26,4 25,2
23,6 79,0 341,0 59,7 92,7 24,2 22,9 21,6
  26,7 75,9 379,5 66,4 100,0 26,7 25,3 24,0
  29,8 72,8 415,7 72,7 106,2 29,0 27,6 26,4
  32,8 69,8 449,7 78,7 111,5 31,4 30,0 28,7
  35,7 66,9 481,6 84,3 113,8 33,5 32,2 31,0
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= 180 об/мин, тогда

 

 

Р д= 1,4-105 Н; Dд= 190,5-10-3 м;ур = 13 000 Н/м3;ум = 78 500 Н/м3; р 0= 7-106 Па;/убт = 150 м; gубт = 1,6-105 Н. Условия - осложненные; породы - средние.

Р е ш е н и е. 1. По табл. 8.1 выбираем бурильные трубы диаметром 127 мм. Прини­маем 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 т= = 26,2 кг/м.

Тогда

 

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

Стрела прогиба

 

Осевой момент сопротивления находим по табл. 8.20:

 

 

Тогда по формуле (8.18) определяем переменные напряжения изгиба:

Для данного материала бурильных труб (σ–1)D= 100 МПа. По формуле (8.21) нахо­дим


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):

 

Мощность на вращение бурильной колонны по формуле (8.26)

 

Мощность на вращение долота находим по формуле (8.27):

 

Крутящий момент определяем по формуле (8.24):

 

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

 

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

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

Коэффициент запаса прочности по формуле (8.28):

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

 

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

 

 

 

 

 

 

 

Следовательно,

 

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

 

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

 

Т а б л и ц а 8.21

 

  Номера секций снизу вверх мера секций сни зу вверх
 
Толщина стенки трубы, мм Группа прочности материала труб Интервал расположения, м Длина секции, м Вес 1 м трубы, Н/м Вес секции, МН   9 К   850–3350 0,733   10 К   150–850 0,975   10 Е   0–150 300–50 = 150 м∗ 1,071

∗Lубт= 150 м по условию примера.

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

Тогда

МПа

 

 


 

как и в предыдущем случае,

 



следовательно

что допустимо, так как 1,54>1.45.

Параметры разработанной и расчитанной бурильной колонны сводим в таблицу 8.21.


Трубы бурильные стальныеТаблица 8.