выполнено на сервисе Автор24

Студенческая работа на тему:

Данные к расчету элементов компоновки бурильной колонны и расчету ее прочность при бурении с ГЗД

Контрольная работа Нефтегазовое дело

Создан заказ №1577691

27 декабря 2016

Данные к расчету элементов компоновки бурильной колонны и расчету ее прочность при бурении с ГЗД

Как заказчик описал требования к работе:

Дисциплина "Технология бурения нефтяных и газовых скважин". Решить вариант № 17

Фрагмент выполненной работы:

Данные к расчету элементов компоновки бурильной колонны и расчету ее прочность при бурении с ГЗД. Параметр Един. измер. 17 1 2 3 1. Глубина скважины м 2300 2.Диаметр долота (трехшарошечн.) мм 215,9 3.Частота вра-щения долота (вала ГЗД) об/мин 350 4. Перепад в долоте, МПа МПа 6 5.Перепад в ГЗД МПа 4 6.Условия бурения (норм. - осложненные) (н) (осл) н 7.Колонна (одноразмерная /комбиниров.) (одн.) (ЛБТ) одн. 8.Плотность промывочной жидкости кг/м3 1200 9.Силы трения при подъеме колонны кН 40 10.Осевая нагрузка на долото кН 130 Определим диаметры бурильного инструмента, УБТ, забойного двигателя: - наружный диаметр стальных труб: Dб.и.=0,6…0,68∙Dдол=0,6∙0,2159=0,1295 м Согласно приложения 1 принимаем ПК 127х9 Dб.и.=127 мм, с толщиной стенки 9 мм. - наружный диаметр УБТ: DУБТ=0,78∙Dдол=0,78∙0,2159=0,1684 м Принимаем DУБТ=178 мм, с толщиной стенки 49 мм - наружный диаметр ГЗД: DГЗД=0,9∙Dдол=0,9∙0,2159=0,1943 м Принимаем DГЗД=195 мм, согласно п.п. (работа была выполнена специалистами Автор 24) 1.7.3. принимаем ГЗД-195, соответственно при расчетах lу можно принять l1 = 26 м, а l2 = 2,8 м. Период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя: Тд=6,3n∙(19,2∙Кn∙c∙GдE∙F∙n∙R∙sinβ+1,3∙tnrn+Gстtn∙an) Где n – частота вращения долота, об/мин; Е – модуль упругости, 2,1х1011 Па; F – площадь поперечного сечения тела динамически активного участка вала ГЗД, F=38 x10-4м2; R – радиус долота, R=107 мм; β – угол наклона оси шарошки к оси долота, sinβ=0,8; Кn – коэффициент, который учитывает изменение частоты вращения вала ГЗД, Кn =4; Gд – динамическая нагрузка на долото, кН: Gд=0,15∙G=0,15∙130=19,5 кН; Gст – статическая нагрузка на долото, кН: Gст=0,85∙G=0,85∙130=110,5 кН; tn – шаг зубьев на периферийном венце, tn=32 мм; rn – радиус от оси шарожки до венца, 5,8 мм; Тд=6,3350∙19,2∙4∙5100∙19,5∙1032,1∙1011∙38∙10-4∙350∙0,107∙0,8+1,3∙0,0320,058+110,5∙1030,032∙50∙106=0,0199 с Расчет длины УБТ при бурении с ГЗД. Длину УБТ можно определить как: ,(1.1) где: с - скорость звука в материале УБТ (для стальных труб с 5100 м/с); Тд - период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя, с; l1 - длина бурильного инструмента от забоя до УВТ, м; l2 - длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры ГЗД, м; ly=c∙Tд2-l1-l2=5100∙0.01992-26-2.8=27,8 м Принимаем ly=28 м; Соответственно, длина стальных труб: lпк=Lскв-lз-lу=2300-28-26=2246 м Расчет колонны на прочность. Определяем растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны при наиболее тяжелых условиях для колонны, когда колонна поднимается из искривленной скважины с относительно большой скоростью при циркуляции жидкости (буровые насосы включены) в скважине: σр=КдFтпк∙(b∙Gз+qу∙lу+qпк∙lпк+Fв∙Рт+Рд+Gтр) где: Кд - коэффициент динамичности при подъеме или спуске колонны, принимаем 1,3; Fпк - площадь поперечного сечения тела бурильной трубы, м2; Fпк=0,785∙dнпк2-dвпк2=0,785∙0,1272-0,1092=0,0042 м2 dнпк, dвпк - наружный и внутренний диаметры ПК 127х9, м; qу - вес 1 м УБТ, Н: qу = 1560 н/м qпк, lпк - вес 1 м и длина ПК соответственно, Н/м и м: qпк=305 Н/м bпк - величина b для ПК: b=1-ρ1ρпк=1-12007850=0,8471 Рт, Рд - соответственно перепад в турбобуре и долоте Па; Fв - площадь поперечного сечения канала труб, м2: Fв=0,785∙0,1092=0,0093 м2 Gтр - величина сил трения колонны о стенки скважины (силы сопротивления, которые определяются расчетным или опытным путем), Н. σр=1,34,2∙10-3∙0,85∙48000+1560∙28+305∙2246+0,0093∙6+4∙106+40∙103=245,5 МПа После расчета р проверяем выполнение условия: ,(1.7) где: т - предел текучести рассчитываемых на прочность труб, МПа: принимаем 379 МПа для марки стали «Д»; Кз - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении с забойными двигателями; Кз = 1,3…1,6, принимаем 1,3, так как условия бурения нормальные. 3791,3=291 МПа≥245,5 МПа Условие на прочность при бурении забойными двигателями выполняется. Расчет бурильной колонны на прочность при СПО с клиновым захватом на устойчивость от воздействия внутреннего давления. , где: Ск - коэффициент, учитывающий условия охвата колонны клиньями захвата; при наличии в захвате четырех плашек Ск = 0,7. - предельный вес бурильной колонны в кН, для длины участка соприкосновения клина с трубой 300 мм для выбранной трубы – 1,02 кН 103∙0,7∙1,02∙103(48000+43860+685030)∙0.85=1.08≤1,10 Условие на прочность при СПО выполняется. Решение: для заданных условий подходят: бурильная труба «П» 127х9 марка стали «Д» длиной 2246 м, УБТ-178 длиной 28 м, ГЗД-195. При использовании данного оборудования условия на прочность выполняются.Посмотреть предложения по расчету стоимости