Міністерство науки і освіти України

Міністерство науки і освіти України

Дрогобицький коледж нафти і газу

Спеціальність 5.05030106

“Буріння свердловин”

Розрахункова робота

тема: Розрахунок бурильної колони

дисципліна: “Буріння свердловин”

Виконав: ст. гр._11-Б-2/______ /Копищинський Ю.В./

Перевірив: викладач/ / /Савчин В.М/

Дрогобич

2013 рік.

Розрахунок бурильної колони

Вихідні дані:

Глибина свердловини, Lcв, м	3641м
Зовнішній діаметр бурильних труб, Дбур.тр., мм	127/114
Спосіб буріння	роторний
Діаметр долота для буріння під експлуатаційну колону, Дд, мм	215,9
Перепад тиску на долоті, , МПа
Густина
- бурового розчину, , г/см^3	1,16
- матеріалу труб, , г/см^3	7,85
Умови буріння	Нормальні
Тип бурильних труб	ПК - 127
Швидкість обертання ротора, n, хв^-1
Навантаження на долото, Gд, кН	180-190

Діаметри бурильних труб для буріння під експлуатаційну колону вибираються в залежності від діаметра попередньої обсадної колони і способу буріння. Буріння під експлуатаційну колону буде здійснюватися бурильними трубами ПК 114,3 х 8,6; ПК 114,3 х 10,9 та ТБПК 127 х 9,2 і ТБПК 127 х 12,7.

Діаметр ОБТ знаходять виходячи з умови буріння, а довжина ОБТ вибирається із навантаження на долото.

Визначаємо частоту обертів долота:

де: n – кількість обертів долота, хв.^-1

Визначаємо діаметр ОБТ:

Приймаємо ОБТЗ-178, для яких q_ОБТЗ =1560 Н/м

Визначаємо довжину ОБТЗ.

Приймаємо (Тобто 6 свіч по 25 м)

Знаходимо вагу ОБТЗ

Проектуємо колону із труб ТБПК 127 х 13Д ГОСТ 63175-80.

Розрахунок бурильних труб на витривалість

Визначаємо змінні напруження згину:

де: Е = 21 ×10⁶ Н/см² – модуль пружності;

j – 753,9 см³ – осьовий момент інерції січення труби;

f - стріла прогину, см.

W_зг = 118,7 см³ – момент опору висаженого кінця в основній площині труби;

L – довжина півхвилі труб для перерізу над ОБТЗ-178

де: Д_{бур. з} = 146мм – діаметр бурильного замка;

К_зб = 1,1÷1,3 – коефіцієнт каверзності.

де: q₁₂₇ - вага одного погонного метра труби, q₁₂₇ = 0,358 кН/м.

Враховуючи довжину бурильних труб приймаємо L = 12,0м.

Тоді:

Визначаємо навантаження згину:

Визначаємо коефіцієнт запасу міцності на витривалість:

де: - границя міцності (текучості) на витривалість; = 132 МПа

- коефіцієнт який враховує кількість циклів для сталі групи міцності Д.

, що достатньо

Розрахунок бурильних труб на статичну міцність

Визначаємо довжину першої секції ТБПК 127 х 13

де: - допустиме навантаження розтягу, МН.

де: К – коефіцієнт який враховує сили інерції, К = 1,15;

F_к – площа поперечного січення труби, F_к = 81,01 см²;

n = 1,25 – коефіцієнт запасу міцності на розтяг для нормальних умов буріння;

- розтягуючи навантаження до границі текучості, Q_гр = 1,53 МН

Тоді

Приймаємо

Вага першої секції рівна

Другу секцію комплектуємо з труб ТБПК 127 х 13 Е

Для яких: =1,85 МН, q = 0,322 кН/м

Використовуючи формулу визначаємо Q_р:

Визначаємо довжину другої секції:

Приймаємо

Вага другої секції рівна

Третю секцію комплектуємо з труб ТБПК 127 х 13Л

Для яких: =2,95 МН, q = 0,418 кН/м

Використовуючи формулу визначаємо Q_р:

Визначаємо довжину третьої секції:

Приймаємо довжину секції:

Вага третьої секції рівна:

Сумарна вага бурильної колони:

Результатирозрахунку зводимо в таблицю 1

Таблиця 1 - Результати розрахунку бурильної колони при бурінні

Типорозмір труб	Група міцності	Товщина стінки, мм	Інтервал, м	Довжина секції, м	Вага 1 п.м., кН/м	Вага секції, кН	Вага колони, кН
від	до
ОБТЗ-146	Д	38,8				1,56
ТБПК-114	Д	8,56				0,358
ТБПК-127	Е	9,2				0,322
ТБПК-127	Л	12,7				0,418	16.72	23.28

На рисунку 1 показано конструкцію бурильної колони при бурінні під експлуатаційну колону:

12,7Л

9,2Е

ОБТ-178

0м

40м

1173м

3516м

3641м

Рисунок 2.10- Конструкція бурильної колони.

Дата добавления: 2015-09-30