Меню

Коэффициент запаса прочности бурильных труб



Расчет запасов прочности по усталости колонны бурильных труб

Расчет запасов прочности по усталости КБТ «n» ведется по секциям снизу вверх. При роторном способе бурения сопротивление усталости определяется от действия переменных во времени нормальных напряжений изгиба и постоянных касательных напряжений кручения. Это сопротивление характеризуется расчетным значением коэффициента запаса «n», определяемым по формуле (11):

, (11)

где nσ – запас прочности при растяжении в предположении, что касательные напряжения отсутствуют;

nτ ‑ запас прочности по касательным напряжениям, вычисляемой в предположении, что нормальные напряжения равны нулю.

Частный случай: над УБТ и в нижнем сечении второй секции на расстоянии 250‑300 м от УБТ касательные напряжения малы, поэтому можно считать, что

Нормативный коэффициент запаса прочности по усталости БК равен 1,5.

5.1. Значение запаса прочности по нормальным напряжениям рассчитывается по формуле (12):

, (12)

где σ-1 – предел выносливости труб при симметричном цикле изгиба с вращением по данным натурных испытаний, кГс/мм 2 (таблица 6):

Пределы выносливости бурильных труб при симметричном цикле изгиба, кГс/мм 2

Тип трубы Группа прочности материала труб Условный диаметр, мм
127 (129) 140 (147)
ТБВ Д 7,0 7,0 7,0
ТБН К 6,0 6,0 6,0
Е 8,0 7,5 7,0
Л 7,0 7,0 6,5
ТБВК Д 14,0 13,5 13,0
ТБНК К 11,0 10,0 10,0
ТБПВ Е 12,0 11,0 11,0
ТБПК ТБПН Л 11,0 10,0 10,0
ЛБТ Д16Т 4,5 4,1 3,3

σa ‑ амплитуда переменных напряжений изгиба, кГс/мм 2 ;

σB ‑ предел прочности, кГс/мм 2 (таблица 7):

Источник

Расчет стальных бурильных труб (СБТ)

Для СБТ существуют следующие группы прочности: Д, К, Е, Л, М, Р, Т, У. Стандартом предусмотрено изготовление труб двух типов: с высаженными внутрь или наружу концами, с высаженными внутрь или наружу концами и коническими

стабилизирующими поясками. Соединение замка с трубой предусмотрено по трубной конической или трапецеидальной резьбе.

В настоящее время в основном используются СБТ с приваренными замками, изготовленные по ГОСТу Р 50278-92 «Трубы бурильные с приваренными замками. Технические условия». Замки к трубам изготавливают по ГОСТу 27834-88 «Замки приварные для бурильных труб. Технические условия».

Обозначение труб с тремя типами приваренных высаженных концов:

ПВ – с внутренней высадкой,

ПН – с наружной высадкой,

ПК – с комбинированной высадкой внутрь и наружу.

конический заплечик под элеватор, а также с правой или левой резьбой.

7.3.5. Расчёт бурильных колонн при бурении с использованием забойного двигателя (расчёт максимально допустимой глубины спуска бурильных труб)

Если колонна одноразмерная (одного диаметра), то допускаемую глубину спуска колонны, составленную из труб с одинаковыми толщиной стенки и группой прочности материала, определяют по формуле:

(6)

lдоп – допускаемая глубина спуска колонны, составленной из труб с одинаковой толщиной стенки и группой прочности материала, если колонна одноразмерная (одного диаметра), м;

Qp – допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН;

k – коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивления движению раствора (принимается равным 1,15);

ρб.р., ρм – плотности бурового раствора и материала труб, г/см 3 ;

p, pп – перепады давления на долоте и турбобуре, МПа;

Fк – площадь проходного канала трубы, м 2 ;

qБТ – вес 1 м бурильной колонны, МН;

G – вес забойного двигателя, МН.

, где:

σт – предел текучести материала труб, МПа;

n – коэффициент запаса прочности (принимается равным 1,3 для нормальных условий бурения и 1,35 для осложнённых).

(7)

Qпр – предельная нагрузка, МН.

Читайте также:  Установка гидравлическая для испытания труб

, (8)

q1 – вес единицы длины гладкой трубы, МН;

q2 – вес высаженных концов, МН;

q3 – вес бурильного замка, МН;

l – длина трубы, м.

Если бурильная колонна состоит из труб разных диаметров, разных толщин стенок и групп прочности материала труб, то такая колонна называется многоразмерной или многоступенчатой. Например, двухступенчатая состоит в верхней части из труб большего диаметра, а в нижней – из труб меньшего диаметра. В данном случае длины секций нижней ступени определяются по формулам 45 и 46:

(10)

, (11)

Qр1, Qр1 – допустимые растягивающие нагрузки для труб первой и второй секции, МН;

qБТ2 – вес 1 м труб второй секции бурильной колонны, МН.

Длины первой и второй секций верхней ступени:

(12)

и , (13)

m – число секций труб нижней ступени;

Qpm – допустимая нагрузка для труб последней секции нижней ступени, МН;

F ’к – разность площадей проходных сечений труб нижних секций второй и первой ступеней бурильной колонны, м 2 ;

Последнее изменение этой страницы: 2019-03-29; Просмотров: 338; Нарушение авторского права страницы

Источник

Расчет колонны бурильных труб

Проектировочный расчет КБТ заключается в выборе рационального варианта из множества допустимых компоновок. В начале процесса проектирования формируют технологические операции, выполняемые с помощью бурильных труб.

Расчет КБТ для бурения под эксплуатационную колонну производят для роторного бурения, так как в КБТ возникают такие же напряжения, как и при турбинном, но и еще и касательные напряжения, возникающие от крутящего момента, создаваемого ротором. Трубы, рассчитанные для роторного способа бурения, соответствует и турбинному способу.

В соответствие с таблицей 1»Инструкции по расчету бурильных колонн» ВНИИТ нефть, Куйбышев 1986 г., для всей бурильной колонны могут быть использованные с наружным диаметром 127 мм. С учетом не осложненных условий бурения итого, что часть нагрузки на долото создает колонн стальных труб, для компоновки бурильной колонны могут быть использованы трубы типа ТБПВ (ГОСТ 631-75, тип 2). Предположим, что в нашем распоряжении имеются трубы указанного типа с наружным диаметром 127 мм, толщиной стенки 9-10 мм, группа прочности »Д» и »Е», а также трубы типа ТБВК (ГОСТ 631-75, тип 3) тех же размеров и групп прочности. Тогда в соответствие с выбранными критериями оптимальности или выбранной цели проектирования бурильные трубы, которые предполагают использовать располагаются в определенном порядке, при их последовательном переборе производится построение бурильных колонн.

Порядковый номер БТ Тип БТ Наружный диаметр, мм Толщина стенок, мм Группа прочности материала Тип замкового соединения
ТБПВ Д ЗП-127
ТБПВ Е ЗП-127
ТБПВ Д ЗП-127
ТБПВ Е ЗП-127
ТБВК Д ЗУК-155
ТБВК Е ЗУК-155
ТБВК Д ЗУК-155
ТБВК Е ЗУК-155

Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию длиной не менее 250-300м из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к КБТ), первую над УБТ секцию КБТ длиной 250м скомпонуем из БТ №3. Эти трубы соответствуют конструкции скважины по диаметру тела и замкового соединения.

Допускается наружное избыточное давление в соответствие с приложением 11, инструкция 1986 г. и условием

Где: Ркр – критическое наружное значение;

n – нормативный коэффициент запаса прочности

Рн=4.54/1.15=3.95кгс/мм 2 (38.7МПа)для данной трубы,

что выше действующего наружного избыточного давление 2.9кгс/мм 2 (28.4МПа)

Так как длина первой секции задано (250м), проверим выполнение условий статической прочности в верхнем сечении секции, для случая отрыва долота от забоя

Читайте также:  Установка трубы из бачка

где: qi – приведенный вес 1м трубы i-й секции, Н/м (кгс/м);

li – длина i-й секции БТ, м;

γi – приведенная плотность (приведенный удельный вес) трубы i-й секции, г/см 3 (гс/см 3 )

К – коэффициент, учитывающий влияния сил трения, и сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции. Устанавливается по данным номеров конкретных условий бурения. При проектировочных расчетах, ориентировочно можно принимать к=1.15

Qкн — общий вес КНБК

Qк=1.15*19186.4*(0.3* sin20°+cos20°)=22997.7кгс (225383.2Н)

Fк – площадь поперечного сечения канала трубы m–й секции БТ, мм 2 , выбираем из приложения 1, инструкции 1986г., Fк=8992мм 2

F – площадь поперечного сечения трубы m–й секции, мм 2 , выбираем из приложения 1, инструкции 1986г., F=3676мм 2

Pр=38119/3676=10.37кгс/мм 2 (101.62Н)

n – нормативный коэффициент запаса прочности или запас прочности, выбираем из таблицы 2, инструкции 1986г., n=1.5

σт – предел текучести при растяжении, выбираем из приложения 13, инструкции 1986г., кгс/мм 2 , σт=38 кгс/мм 2 (372МПа)

[σ]=38/1.5=25.3 кгс/мм 2 (248МПа)

Фактический запас прочности составляет

Согласно приложению 18 инструкции найденное растягивающее усилие Qр существенно меньше допустимой растягивающей нагрузки для замкового соединения ЗП-127, по формуле

(2.41)

QТ1 – осевое усилие, вызывающее в опасном сечении ниппеля (на расстоянии 24ммм от упорного уступа) напряжения равные пределу текучести материала (при этом учитывают как осевые, так и окружные напряжения), кН (тс);

n1 – коэффициент запаса прочности ниппеля;

η — коэффициент запаса герметичности соединения;

R – минимальное значения усилия сжатия торца муфты и упорного уступа ниппеля, обеспечивающего герметичность соединения, кН (тс).

Для замковых соединений запасы прочности (коэффициенты запаса) ниппеля n1, муфты n2, а также запаса герметичности соединения η можно принять равными n.

Коэффициенты трения в резьбе для отечественных ЗС, по данным ВНИИБТ, составляют c=0.10 (резьбовая смазка с металлическим наполнителем, например, Р-146) и c=0.13 (графитовая смазка)

В связи с тем, что численное значения выражения (0.3* sin20°+cos20°), характеризующее влияние сил сопротивления на наклонном участке, оказалось больше единицы (1.0423), расчет данной секции только по собственному весу на рассматриваемом наклонном участке, а также на устье скважины в процессе подъема БК на требуется.

Проверим для 1-й секции выполнение условий статической прочности на верхней границе искривленного участка при подъеме БК.

Длина искривленного участка

Принимаем lн=200м, тогда на искривленном участке будет находится не вся 1-ая секция длиной 250м. Получаем:

QК1=1.15*19186.4*(0.3* sin20°+cos20°)+0.75*8992=29741.7кгс (291471.5Н)

QК1 – усилие обусловленное всеми силами сопротивления колонны и перепадом давления в долоте на предыдущих участках

μ — значения угла α при котором происходит переход прилипания колонны от нижней до верхней стенки скважины. При получении значения ψ (+) , величина α определяется из трансцендентного уравнения приложения 28, инструкции. Тогда α=0.25(рад)

для искривленного участка при наборе угла наклона

Нормальное напряжение растяжения

Первая критическая нагрузка, соответствует начальному приложению бурильных труб по середине между замками стенки скважины

(2.47)

S — длина бурильной трубы между замками, м;

где: d1 – внутренний диаметр бурильной трубы, мм;

D1 – наружной диаметр бурильной трубы, мм;

Вторая критическая нагрузка, соответствует начальному приложению бурильной трубы между замками и стенки скважины

ТС2=3*ТС1=3*30191.554=90574.662кгс (887629.59Н) (2.49)

Таким образом ТС1 2 (84.43МПа) (2.51)

Wu – осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, см 3 .

Нагружение при роторном бурении (растяжение, изгиб, кручение)

в напряжениях, при расчете бурильной колонны для наклонно направленных скважин допускается использовать приближенные формулы

Читайте также:  Вес трубы полиэтиленовой 250 мм

σР1 – напряжение растяжения, МПа (кгс/мм 2 )

σР1=QР1/F=29734.67/3676=8.09кгс/мм 2 (79.23МПа) (2.53)

Фактический запас прочности составляет

Найденное значение QР1 также существенно меньше допустимого для замкового соединения осевой растягивающей нагрузки. Таким образом, БТ №3 удовлетворяет всем условиям и принимается для компоновки 1-й секции КБТ

Для компоновки второй секции рассмотрим БТ №2 сформированной последовательности. Эта труба удовлетворяет технологическим требованиям по диаметру тела и замкового соединения ЗП-127

Допустимое избыточное наружное давление составляет

РКР1=5.392.9кгс/мм 2 (5282МПа)

что выше действующего наружного давления 2.9 кгс/мм 2 (28.4МПа)

Определим наибольшую допустимую длину 2-й секции (первое приближение) БТ №2 по формуле:

Максимально допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы m-й секции, Н (кгс)

(2.56)

(2.57)

кτ — коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы. Для роторного способа бурения можно принимать кτ=1.04

l2=2718.67, что больше необходимой длины 2-й секции.

Расстояние по стволу скважины от забоя до устья

(2.58)

Находим длину 2-й секции

Проверим далее, требуется ли корректировка (уменьшение) длины 2-й секции с целью удовлетворения условия прочности на участках повышенной напряженности. Для этого, во-первых, проверим выполнение условий статической прочности 2-й секции на верхней границы искривленного участка для момента окончания бурения наклонного участка и отрыва долота от забоя.

Длина части второй секции на наклонном участке

Далее выполняется расчет по формулам

для искривленного участка при наборе угла наклона

Таким образом ТС1 2 ) – придел текучести при растяжении, выбирается из приложения 13 инструкций.

Усилие QP2 здесь существенно меньше допускаемого значения осевой растягивающей нагрузки на замковое соединение ЗП-127.

Проверим выполнения условий статической прочности для 2-й секции на устье свежины

QР=64310.56/3336=19.27кгс/мм 2 (188.92МПа)

Фактический запас статической прочности на устье скважины

Усилие QР здесь также существенно меньше допустимого для замковых соединений ЗП-127 значение Pmax=202.2тс (1984кН).

Таким образом, БТ №2 удовлетворяет всем условиям и принимается для компоновки 2-й секции КБТ.

Определим наибольшие допустимые глубины спуска секций в клиновом захвате. Для 1-й секции при коэффициенте охвата с=0.9 в соответствии с приложением 15 инструкции получаем:

Осевая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы, зажатой в клиновом захвате, достигает предела текучести, Н (кгс)

(2.68)

Q 1 тк – предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата равном единице, Н (кгс)

(2.69)

n – нормативный коэффициент запаса прочности (по текучести) бурильных труб в клиновом захвате составляет, 1.10 (при σт=637МПа (65кгс/ммм 2 )) и 1.15 (при σт=637МПа)

lк1=2620м, что значительно больше принятой длины этой секции l1=250м

Для 2-й секции аналогично

Q с тк=154900*0.9=139410кгс (1366220Н)

что больше длины этой секции l2=2413м

Таким образом, вся бурильная колонна длиной 2811м может быть спущена с использованием клинового захвата ПКР-560.

Момент свинчивания замковых соединений ЗП-127 рассчитывается для графитовой смазки (c=0.13) с использованием приложения 18 инструкции

(2.70)

А12,А – параметры резьбы (р), торца муфты (т), находящегося в контакте с упорном уступом ниппеля, и ЗС в целом, зависящие от геометрических размеров и коэффициентов трения fр, fт (обычно принимается fр=fт=0 ), мм;

Qзт – усилие затяжки, кН (тс);

n1, n2 – относительные жесткости на растяжение-сжатия ниппеля и муфты или коэффициенты распределения внешней нагрузки

В итоге проектировочного расчета получена следующая конструкция бурильной колонны (бурение производится ротором с частотой вращения колонны 60об/мин).

Источник

Adblock
detector