Проверка секции на усталостную прочность нижнего сечения

Стр 1 из 5Следующая ⇒

Федеральное агентство по образованию

ГОУВПО «Самарский государственный технический университет»

Нефтетехнологический факультет

Кафедра «МОНГП»

Курсовая работа

по курсу:«трубы нефтяного сортамента»

на тему:

«Расчет бурильных и обсадных колонн»

Выполнила: студентка 4-НТФ-10

____________

(подпись)

Руководитель: Попов Д.В.

___________

(подпись)

Самара 2010г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Содержание 2

2. Исходные данные 3

3. Расчет бурильной колонны 4

3.1 Определение диаметра долота 4

3.2 Расчет УБТ 4

3.3 Расчет бурильной колонны 7

3.4 Расчет замковых соединений бурильной колонны 17

3.5 Проверочный расчет возможности спуска бурильной

колонны в клиновом захвате 19

4. Расчет обсадной колонны 22

4.1 Расчет наружного давления 22

4.2 Расчет внутренних давлений 23

4.3 Определение наружных избыточных давлений 24

4.4 Расчет избыточных внутренних давлений 26

5.Расчет эксплуатационной колонны 28

5.1 Проектирование колонны 28

5.2 Расчет возможности спуска колонны в клиновом захвате 33

6. Список литературы 36

Расчет бурильной колонны.

Определение диаметра долота.

Для обсадных с короткой треугольной резьбой труб диаметром D_ок=178мм применяются муфты с наружным диаметром D_м=194,5мм (исп.А), минимально допустимая разность между диаметрами муфты и скважины Δ=25мм.

Таким образом, минимальный диаметр долота:

Принимаем долото диаметром D_д=219,5мм.

Расчет УБТ.

Определим диаметр 1-й (основной) ступени УБТ:

Выбираем УБТ 203х80 типа Б по 6325.000-00.00.00 ТУ с параметрами: D₀₁=203мм; d₀₁=80мм; m₀₁=213,1кг/м.

Проверяем достаточность жесткости 1-й ступени УБТ по формуле:

1,14>0,812

Условие выполнено, жесткость первой ступени достаточна.

Проверка необходимости установки промежуточных ступеней УБТ:

D₀₁>1,333·D₁

203мм>1,333·140=186,6мм

Следовательно, необходимо установить промежуточную ступень УБТ.

Определим диаметр n-ой (верхней) промежуточной ступени по условию:

D_on≤1,333·D₁

D_on≤1,333·140=186,6мм

Выбираем УБТ 178х71 типа Б по 6325.000-00.00.00 ТУ с параметрами: D₀₂=178мм; d₀₂=71мм; m₀₂=198,4кг/м.

Проверяем достаточность установки одной промежуточной ступени по условию:

D₀₁≤1,333·D_оп

203мм≤1,333·178=237,3мм

Неравенство соблюдается, необходимость во второй промежуточной ступени нет. Таким образом, секция УБТ состоит из первой ступени диаметром 203мм и второй ступени диаметром 178мм, благодаря чему обеспечивается плавный переход от жесткого УБТ к бурильным трубам.

Определим длину и вес промежуточной ступени. Длина промежуточной ступени не ограничена, но следует учитывать, что она должна составить свечу для установки за палец вышки. Примем, что промежуточная ступень состоит из четырех труб длиной L_т=8,3м; тогда длина ступени:

L₀₂=4L_т=4∙8,3=33,2м

Вес промежуточной ступени:

Q₀₂= m₀₂∙L₀₂∙g∙10^-3=198,4∙33,2∙9,81∙10^-3=64,62кН

Определим необходимую длину 1-й ступени УБТ по формуле:

Необходимое количество труб:

Округлим полученную величину до целого числа: к=18, и тогда длина 1-й ступени:

Это составит шесть свечей по 25м. Промежуточная ступень состоит из четырех труб. Три из них составят седьмую свечу, а одна оставшаяся – восьмую, но для этого к ней необходимо добавить две бурильных трубы длиной 8,3м.

Определим общий вес и длину УБТ и компоновки КНБК:

вес 1-й ступени:

Q₀₁= m₀₁∙L₀₁∙g∙10^-3=213,1∙149,4∙9,81∙10^-3=312,3кН

вес компоновки УБТ:

Q₀=Q₀₁+Q₀₂=312,3+64,62=373,92кН

а вес компоновки низа бурильной колонны (КНБК):

Q_кн=Q_∑+Q₀=10+373,92=383,92кН

Длина компоновки КНБК:

L₀=L₀₁+L₀₂= 149,4+33,2=182,6м

Промежуточные опоры устанавливаются на УБТ в случае, если нагрузка на долото превышает критическую, определяемую по формуле:

Полученное значение критической нагрузки меньше, чем нагрузка на долото (81,16<244,5), следовательно, необходимо установить промежуточные опоры. Определим необходимое количество опор. Длина полуволны при вращении УБТ:

Расстояние между опорами на 1-й ступени:

а=1,52·20,98=31,8м

Количество опор, устанавливаемых на 1-й ступени:

Еще одна опора устанавливается на промежуточную ступень; таким образом, всего необходимо установить шесть промежуточных опор. Результат расчета представлен в табл.1.

Таблица1

Результаты расчета секции УБТ

№ ступени УБТ	Диаметр и тип УБТ, мм	Длина ступени, м	Масса ступени, кг	Число опор
01	203 тип Б	149,4	31837,1	5
02	178 тип Б	33,2	6586,9	1
Итого по секции УБТ	-	182,6	38424	6

Расчет бурильной колонны

Для проектирования бурильной колонны выбраны трубы типa ПК диаметром 140мм. Соответствующая выборка приведена в табл. 2. B вертикальной скважине бурильная колонна работает в основном на растяжение, и для удобства выбора типоразмеров труб в табл. 2 включены значения максимальных допускаемых растягивающих усилий Q_рмах; расчетный запас прочности при роторном бурении n=1,5.

Таблица 2

Параметры труб ПК диаметром 140мм

№ Трубы	Обозначение типоразмера	Группа прочности	Наружный диаметр D, мм	Толщина стенки t, мм	Внутренний диаметр d, мм	Площадь тела трубы F·10^{-3, м2}	Площадь канала трубы F_к·10^{-3, м2}
1	ПК140х9	Д	139,7	9,2	121,3	3,7718	11,5561
2	ПК140х9	Е	139,7	9,2	121,3	3,7718	11,5561
3	ПК140х9	Л	139,7	9,2	121,3	3,7718	11,5561
4	ПК140х9	М	139,7	9,2	121,3	3,7718	11,5561
5	ПК140х11	Д	139,7	10,5	118,7	4,2619	11,0660
6	ПК140х11	Е	139,7	10,5	118,7	4,2619	11,0660
7	ПК140х11	Л	139,7	10,5	118,7	4,2619	11,0660

Продолжение таблицы 2

№ трубы	Осевой момент инерции J·10^-6, м⁴	Осевой момент сопротивления W·10^{-4, м3}	Наружный диаметр замка D_к, мм	Приведенная погонная масса m, кг/м	Допускаемая растягивающая нагрузка Q_рмах, кН
1	8,0692	1,1552	177,8	38,58	953
2	8,0692	1,1552	177,8	38,58	1300
3	8,0692	1,1552	177,8	39,78	1647
4	8,0692	1,1552	184,1	40,97	1820
5	8,9515	1,2815	177,8	42,54	1077
6	8,9515	1,2815	177,8	42,54	1469
7	8,9515	1,2815	184,1	44,89	1861

Для 1-й секции колонны принимается труба №5 из табл. 2 c параметрами: диаметр D₁=140мм; толщина стенки δ₁=10,5мм; группа прочности Д.

Геометрические, весовые и прочностные характеристики трубы:

F₁=4,2619∙10^-3м²; F_к1=11,0660·10^-3м²; J₁=8,9515∙10^-6м⁴;

W₁=1,2815∙10^-4м³; D_з1 =177,8мм; m₁=42,54 кг/м.

Прочностные параметры: σ_т=379МПа; σ_вр = 655 МПа; σ_-₁=132MПa, допускаемая растягивающая нагрузка Q_{р мах} =1077кН.

В соответствии с рекомендациями, длина 1-й секции L₁= 250м. Поскольку длина секции невелика, а прочность трубы большая, расчёт на растяжение не производим.

Следует заметить, что всегда для первой секции нужно применять трубы группы прочности Д, потому что вязкость этой стали больше, чем других, более прочных. Для первой секции, которая испытывает большие вибрации от работы долота и изгибающие нагрузки из-за перемены жесткости, этот фактор имеет большое значение.

Усталостная прочность принимается в соответствии с рекомендацией такой же, как для труб типа ТБВК σ_-1=132МПa. Поэтому сразу переходим к расчёту нижней секции усталость, которой в данном случае проявляется из-за переменных изгибающих усилий от действия центробежных сил.

Проверка секции на усталостную прочность нижнего сечения

Определим величину изгибающего момента. Длина полуволны равна:

Растягивающая нагрузка, действующая на первую секцию во время бурения, равна нулю (при расчете принимается, что весь вес КНБК создает нагрузку на долото и, следовательно, растягивающих напряжений в нижней секции нет), хотя это не совсем так: нагрузка на долото составляет лишь 75% от веса КНБК. Остальной вес действует на первую секцию. Следовательно, с=0 и λ=λ_0. Диаметр необсаженной части ствола скважины: