Рейтинг: 5.0/5.0 (1831 проголосовавших)Категория: Инструкции
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
Наружный диаметр, мм
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
Ркр =4.54кгс/мм 2 (44.50МПа)
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
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 )
Qб1 =33.0*250*(1-1.2/7.85)=6989кгс (68491Н)
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
Qр =1.15*6989*(0.3*sin20°+cos20°)+0.75*8992+22997.7=38119кгс (373565.7Н)
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
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
lн =0.017453*R*α=0.017453*570*20°=198.96м (2.42.)
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
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 <QР1. поэтому
Mumax – наибольший изгибающий момент, Н*м;
Напряжение изгибающего момента
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
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)
РН1 =(5.39/1.15)=4.69кгс/мм 2 (45.96МПа)
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)
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
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
n=1.5 - нормативный коэффициент запаса прочности или запас прочности.
Таким образом σЭ2 =n[σ]. Фактический запас статической прочности составляет
σТ =5.5Мпа (кгс/мм 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)
Q 1 тк – предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата равном единице, Н (кгс)
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
А1 ,А2 ,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).
Конструкция бурильной колонны
Статус: Не действует
Сканкопия официального издания документа: присутствует в коммерческой версии NormaCS
Страниц в документе: 133
Утвержден: Министерство нефтяной промышленности СССР, 20.12.1985
Обозначение: РД 39-0147014-502-85
Наименование: Инструкция по расчету бурильных колонн
Область применения: Инструкция предназначена для выполнения проектировочного и проверочного расчетов бурильных колонн как для всего цикла строительства скважины, так и для отдельных технологических операций, выполняемых с использованием бурильных труб.
Инструкция обеспечивает проведение расчетов в следующей области исходных данных:
Скважины - нефтяные, газовые, геологоразведочные.
Месторождения - на суше и в прибрежном шельфе (бурение производится стационарными и плавучими буровыми установками).
Профиль скважины - вертикальный, наклонно направленный.
Технологические операции - бурение, отбор керна, расширка, проработка, калибровка ствола скважины, спуск частей обсадных колонн на бурильных трубах, разбуривание цементных мостов (в том числе внутри эксплуатационной колонны).
Способы бурения - роторный, с использованием забойных двигателей (в том числе электробуров), совмещенный.
Бурильные трубы - стальные, в том числе импортные, и алюминиевые.
В инструкции не рассматриваются особенности расчета, обусловленные возможным контактом бурильных труб с высокоагрессивной, в том числе сероводородсодержащей, средой, а также особенности, связанные с воздействием на трубы высоких температур (свыше 100 град. Цельсия для алюминиевых и 200 град. Цельсия для стальных труб).
Комментарий: Истек срок действия
Дополнительные сведения: доступны через сетевой клиент NormaCS. После установки нажмите на иконку рядом с названием документа для его открытия в NormaCS
Пожалуйста, дождитесь загрузки страницы.
Документ ссылается на:
Локальная lite-версия обновляется раз в месяц. Текущая версия содержит данные по состоянию на 1 июля 2015 года. Объем дистрибутива 700 Мб.
Сетевая демо-версия обновляется по мере поступления документов. Объем дистрибутива 26 Мб.
Страница 30 из 38
2.2 Расчет бурильных колонн
В процессе эксплуатации бурильные колонны испытывают различные по характеру и величине нагрузки. Согласно принятой методике, бурильные колонны рассчитывают на прочность от действия собственного веса, передаваемого крутящего момента и изгиба, вызванного потерей устойчивости в результате вращения. Нагрузки, возникающие в процессе ликвидации прихватов, разгона и торможения бурильной колонны при спуско-подъемных операциях, а также в результате трения о стенки скважины и вибраций, создаваемых долотом и забойным двигателем, учитываются при выборе необходимого запаса прочности.
Расчетные нагрузки зависят от конструкции бурильной колонны, способов и режимов бурения, поэтому они определяются после предварительного выбора режима бурения и типоразмеров утяжеленных и бурильных труб.
Диаметр УБТ выбирают в зависимости от диаметра долота и ожидаемых условий бурения (табл. 2.1). При роторном бурении используют УБТ, диаметр которых составляет 0,65—0,85 диаметра долота. Предпочтительны УБТ возможно большего диаметра. При бурении забойными двигателями диаметр УБТ обычно принимают равным диаметру используемого забойного двигателя.
Длина УБТ определяется из условий:
для роторного бурения
для бурения забойными двигателями
где l0- длина УБТ, м; Рд — осевая нагрузка на долото, Н; q — вес 1 м УБТ, Н; Gзд — вес забойного двигателя, Н.
Номограмма несущей способности бурильных труб при осевом нагружении.
При подготовке исходных данных к расчету бурильной колонны на основе анализа геолого-технических и режимно-технологических условий бурения необходимо решить вопрос о степени использования сортамента бурильных труб, заложенного в ИСМ.
Отметим, что изложенная ниже методика расчета бурильных колонн не учитывает снижение температуры бурильных труб при циркуляции промывочной жидкости. Значение температуры определяется с помощью геотермического градиента или на основании прямых измерений температуры в скважинах при отсутствии циркуляции после определенного времени выдержки. Такой подход учитывает возможность возникновения аварийной ситуации с временной потерей циркуляции промывочной жидкости. При этом максимальное время нахождения аварийного объекта в стволе скважины может быть сравнимо с временем восстановления естественной температуры горного массива.
Как отмечалось выше, разработанная методика расчета бурильных колонн для глубоких скважин позволяет использовать для компоновки колонн весь серийно выпускаемый и проектируемый сортамент бурильных труб, параметры которых внесены в единый информационно-справочный массив.
Как было показано выше, при расчете бурильных колонн должен быть использован большой комплекс исходной информации, который по своей структуре можно подразделить на две группы.
Особенно важно оценить влияние анизотропии при расчете бурильных колонн из ЛБТ для предельных рабочих состояний, которые могут возникнуть в процессе аварийных работ, когда нагрузки, прикладываемые к бурильной колонне, часто превышают рассчитанные по пределу текучести.
Рассмотрим более подробно необходимые исходные данные к расчету бурильных колонн для глубоких скважин.
Уравнения (2.5) и (2.6) могут быть использованы для расчета комбинированной бурильной колонны. содержащей трубы различных групп прочности и диаметров. В этом случае сначала в расчет включают наиболее легкие трубы для формирования секции наибольшей длины нижней части бурильной колонны.
Полный учет всех перечисленных факторов необходим лишь при расчете особо ответственных бурильных колонн. предназначенных для эксплуатации в экстремальных условиях иагружения, но вместе с тем весьма важно ни этом этапе подготовки исходных данных обеспечить получение достоверных данных, которые влияют на надежность и эксплуатационные характеристики проектируемой колонны.
Для скважин с высокими температурами ПВС более сложно составление расчетов бурильных колонн. в равной степени удовлетворяющих различным условиям бурения.
Значения коэффициентов запаса прочности, регламентированные действующей инструкцией по расчету бурильных колонн из стальных бурильных труб для нефтяных и газовых скважин приведены ниже.
Практически состояние трубы и ее срок службы учитывается в расчете бурильной колонны .
При нестационарных режимах эксплуатации расчет на выносливость согласно действующей Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин ( РД 39.2.411.80) может привести к неточному определению расчетного коэффициента запаса прочности, а следовательно, к преждевременному усталостному разрушению трубного резьбового соединения или, наоборот, к неполному использованию его ресурса работоспособности, т.е. неоправданно высокому расходу бурильных труб.
Для этих целей во ВНИИТнефти разработана и введена в действие Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин ( РД 39 - 2 - 411 - 80), которая послужила основой для дальнейшего изложения.
. © Copyright 2008 - 2014 by Знание
Инструкция по расчету бурильных колонн
Инструкция предназначена для выполнения проектировочного и проверочного расчетов бурильных колонн как для всего цикла строительства скважины, так и для отдельных технологических операций, выполняемых с использованием бурильных труб. Инструкция обеспечивает проведение расчетов в следующей области исходных данных: Скважины - нефтяные, газовые, геологоразведочные. Месторождения - на суше и в прибрежном шельфе (бурение производится стационарными и плавучими буровыми установками). Профиль скважины - вертикальный, наклонно направленный. Технологические операции - бурение, отбор керна, расширка, проработка, калибровка ствола скважины, спуск частей обсадных колонн на бурильных трубах, разбуривание цементных мостов (в том числе внутри эксплуатационной колонны). Способы бурения - роторный, с использованием забойных двигателей (в том числе электробуров), совмещенный. Бурильные трубы - стальные, в том числе импортные, и алюминиевые. В инструкции не рассматриваются особенности расчета, обусловленные возможным контактом бурильных труб с высокоагрессивной, в том числе сероводородсодержащей, средой, а также особенности, связанные с воздействием на трубы высоких температур (свыше 100 град. Цельсия для алюминиевых и 200 град. Цельсия для стальных труб).
1 Общие положения
2 Исходные данные
3 Расчетные схемы, формулы, соотношения
Схематизация бурильной колонны
Осевое нагружение колонны
Частные случаи предельных нагрузок на БК
Допускаемые длины секций КБТ
Рекомендуемые соотношения диаметров
4 Условия прочности и запасы прочности
5 Расчет замковых соединений
6 Расчет компоновки УБТ
7 Расчет колонн бурильных труб
Проектирование КБТ для группы смежных технологических операций
Проверочный расчет бурильной колонны
8 Примеры расчета
1 Геометрические и массовые (весовые) характеристики стальных бурильных труб отечественного производства
2 Геометрические и массовые (весовые) характеристики бурильных труб их алюминиевых сплавов (ГОСТ 23786-79)
3 Геометрические и массовые (весовые) характеристики импортных (по стандартам АНИ) бурильных труб
4 Предельные растягивающие нагрузки и крутящие моменты для стальных бурильных труб отечественного производства при равномерном поверхностном износе по классам
5 Предельные растягивающие нагрузки и крутящие моменты для алюминиевых бурильных труб при равномерном поверхностном износе по классам
6 Предельные растягивающие нагрузки и крутящие моменты для импортных (по стандартам АНИ) бурильных труб при равномерном поверхностном износе по классам
7 Предельные наружное и внутреннее давления для стальных бурильных труб отечественного производства
8 Предельные наружное и внутреннее давления для алюминиевых бурильных труб
9 Предельные наружное и внутреннее давления для импортных (по стандартам АНИ) бурильных труб
10 Предельные осевые нагрузки в клиновом захвате на стальные бурильные трубы отечественного производства
11 Предельные осевые нагрузки в клиновом захвате на алюминиевые бурильные трубы
12 Предельные осевые нагрузки в клиновом захвате на импортные (по стандартам АНИ) бурильные трубы
13 Механические свойства материалов бурильных труб отечественного производства
14 Механические свойства материалов импортных (по стандартам АНИ) бурильных труб
15 Пределы выносливости (изгиб с вращением) бурильных труб
16 Рекомендуемые моменты свинчивания и допускаемые осевые растягивающие нагрузки на бурильные замки отечественного производства при равномерном поверхностном износе по классам
17 Рекомендуемые моменты свинчивания импортных бурильных замков при равномерном поверхностном износе по классам
18 Геометрические и прочностные характеристики бурильных замков отечественного производства
19 Рекомендуемые моменты свинчивания утяжеленных бурильных труб
20 Вычисление коэффициента внешнего трения
Истек срок действия
Инструкция по расчету бурильных колонн от 1997 года - Все для. 22 ноя 2012. Настоящая инструкция подготовлена сектором надежности расчетов на прочность АООТ Научно-исследовательского института.
Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов (пб ) правила устройства и безопасной эксплуатации подъемников (вышек) пб. Практические расчёты при текущем и капитальном ремонте скважин м. Дополнение к инструкции по расчету обсадных колонн для горизонтальных скважин, м.
Разработаны специалистами ассоциации буровых подрядчиков, оао вниитнефть, оао газпром, зао росшельф, буровые установки взбт. Рассмотрены материалы и химические реагенты, а также необходимые для инженерных расчетов формулы графики и таблицы. Настоящий документ разработан в соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, госгортехнадзор россии, 1993 г и внесенными в них дополнениями и изменениями от 06.
За основу принято рд 39 0147014 502-85 срок введения установлен с 01. Приведены типовые задачи по технике, технологии текущего и капитального ремонта скважин, даны технические характеристики оборудования и инструмента и переводные таблицы, необходимые для их решения, а также примеры расчетов для производства ремонтно-изоляционных и ловильных работ. Методические указания по проведению обследования буровых установок с истекшим расчетным сроком службы. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (пб ).
РД 39-0147014-502-85 Инструкция по расчету бурильных колонн NormaCS. Нормативные документы. РД 39-0147014-502-85 Инструкция по расчету бурильных колонн.
Практические расчёты при текущем и капитальном ремонте скважин м. Приведены типовые задачи по технике, технологии текущего и капитального ремонта скважин, даны технические характеристики оборудования и инструмента и переводные таблицы, необходимые для их решения, а также примеры расчетов для производства ремонтно-изоляционных и ловильных работ. Рекомендации по эксплуатации и порядку разбраковки обсадных труб на предприятиях нефтегазодобывающего комплекса.
Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Временный технологический регламент по предупреждению аварий и брака при строительстве скважин. Настоящий документ разработан в соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, госгортехнадзор россии, 1993 г и внесенными в них дополнениями и изменениями от 06.
Дополнение к рекомендациям по эксплуатации и порядку разбраковки обсадных труб на предприятиях нефтегазодобывающего комплекса, м. Настоящая инструкция подготовлена сектором надежности расчетов на прочность аоот научно-исследовательского института разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб (вниитнефть) совместно с комитетом труб и металлов ассоциации буровых подрядчиков. Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважин. Рекомендации по эксплуатации и порядку разбраковки бурильных труб на предприятиях нефтегазодобывающего комплекса.
Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.
Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".
Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.
Способы доставкиИнструкция предназначена для выполнения проектировочного и проверочного расчетов бурильных колонн как для всего цикла строительства скважины, так и для отдельных технологических операций, выполняемых с использованием бурильных труб.
Инструкция обеспечивает проведение расчетов в следующей области исходных данных:
Скважины - нефтяные, газовые, геологоразведочные.
Месторождения - на суше и в прибрежном шельфе (бурение производится стационарными и плавучими буровыми установками).
Профиль скважины - вертикальный, наклонно направленный.
Технологические операции - бурение, отбор керна, расширка, проработка, калибровка ствола скважины, спуск частей обсадных колонн на бурильных трубах, разбуривание цементных мостов (в том числе внутри эксплуатационной колонны).
Способы бурения - роторный, с использованием забойных двигателей (в том числе электробуров), совмещенный.
Бурильные трубы - стальные, в том числе импортные, и алюминиевые.
В инструкции не рассматриваются особенности расчета, обусловленные возможным контактом бурильных труб с высокоагрессивной, в том числе сероводородсодержащей, средой, а также особенности, связанные с воздействием на трубы высоких температур (свыше 100 град. Цельсия для алюминиевых и 200 град. Цельсия для стальных труб).
Руководящей документ подготовлен сектором надежности и расчетов на прочность Всесоюзного научно-исследовательского института разработки х эксплуатации нефтепромысловых труб.
Составители: Ю.Г.Аланович, В.М.Белов, В.П.Ивановекий, В.Ф.Кузнецов, Ю.С.Ропяной, Г.М.Саркисов, А.Е.Сароян.
В подготовке материалов принимали учаотие: А.В.Андриянов, Н.В.Епажнова, Г.Г.Горбунова, Н.С.Коврова.
с начальником Технического управления Мнннефтепроыа Г.И.Грхго-раденко X9.I2.85
с начальником Управления по развитию техники, технологии и организации бурения А.В.Перова! 19.12.85
о заместителем директора Всесоюзного научно-исследовательского института буровой техники В.И.Липатовым 19.12.85
Утвержден первым заместителем министра нефтяной промышленности В.Ю.Фжлановокям 20.12.85.
© Всесоюзный научно-исследовательский институт разработки и зке-пдуатацин нефтепромысловых труб, 1966.
Страница 4ИНСТРУКЦИЯ ПО РАСЧЕТУ БЖШЯЫХ КОЛОНН РД 39-0147014-502-85
Взамен РД 39-2-4II-80
Срок введения установлен с 01.04.1986 г. Срок хейотвня до 01.04.1989 г.
Инструкция по расчету бурильных колонн оодеркхт расчетные схемы, методы определения основных расчетных нагрузок и напряжении, условия и верш прочности для бурильных колонн при бурении с использованием забойных двигателей и роторным способом вертикальных ¦ наклонно направленных скважин в обычных к осложненных условиях, на оуве и на море, оо стационарных оснований и о плавучих оредотв стад—» в тем числе «портными, ¦ алии—в— бурильными трубами.
Дана ориентированная ка применение ЭВМ методика проектировочного расчета аытжмадьиых конструкций бурильных колонн для проводки скважин, основными свойствами которых являются миндальная масса комплекте, максимальное использование труб нжзхжх групп прочности в иеобходниость мпоав&лыюй замены труб ырн переходе от одной технологии eoxofl онврвциж х другой.
Проедена методха проверочного расчета бурильной колонны. Даны примера расчета. Приводится справочный материал ио геометрическим, масеевнм (весовым) в прочностным характерно тынам всех видов буржхьних труб.
I. ОШВ ПОЛОЖЕНИЯ
I.Z. Настоящая инструкция предназначена для выполнения проектировочного и проверочного расчетов бурильннх колонн как для всего цикла строительства охважвни, так ¦ для отдельных тахмсвсгычесиых операций, выполняемых с использованием бурильных труб.
1.2. Инструкция обеспечивает проведение расчетов в еле душей области исходных данных:
Скважины - нефтяные, газовые, геологоразведочные. Месторождения - на суше и в прибрежном нельфе (бурение пронз-
Страница 5водится стационарными и плавучими буровыми установками).
Профиль скважины - вертикальный, наклонно направленный.
Технологические операции - бурение, отбор керна, расшнрка, проработка, калибровка ствола скважины, спуск частей обсадных колонн на бурильных трубах, разбуривание цементных мостов (в том чнс-<е внутри эксплуатационной колонны).
Способы бурения - роторный, с использованием забойных двигателей (в том числе электробуров), совмещенный.
Бурильные трубя - стальные, в том числе импортные, и алюминиевые.
1.3. Б инструкции не рассматривается особенности расчета, обусловленные возможным контактом бурильных труб с высокоагрессивной, в том чысле сероводородсодержащей» средой, а также особенности, связанные о воздействием на трубы высоких температур (свыше 100°С для алюминиевых и 200°С для стальных труб).
2.1. Конструкция скважины.
2.2. Профиль наклонно направленной скважины.
2.3. Интервалы проводи скважины. Для каждого из них приводятся следующие даяние:
-виды технологических операций, выполняемых с использованием бурильных труб;
- нагрузи* на долото;
- тип, размеры и масса (вес) забойного двигателя;
- частота вращения бурильной колонны;
- плотность (удельный вес) бурового раствора;
- давление бурового раствора;
- перепад давления в турбобуре и долоте;
- интервалы установки и массы (веса) частей обсадных колонн, спускаемых на бурильных трубах;
- крепость разбуриваемых пород;
- коэффициенты трения колонны о стенки скважины (для наклонно направленных скважин);
- условия бурения и возможные виды осложнений.
Страница 62.4. Дополнктельио дм скважин, буренке кото риг производят о плавучжх средств, приводятся следующие даяние:
- глубина аква тори;
- наибольшее смещение судна относительно оси опалине в горизонтальной плоскости;
- наибольший угол поворота (наклона) судна относительно оси скважины;
- давление волн н течения на бурильную колонну.
2.5. Типоразмер клинового захвата.
2.6. Парк бурильных труб и УБТ - номенклатуре н количество труб (с указанием типоразмеров замковых соединений), из которых модно формировать бурильные колонии.
3. РАСЧЕТНЫЕ С ХЕШ, ФОРМУЛЫ, СООТНОВИМЯ
Схематизация бурильной колонны
3.1. Бурильная колонна (ЕЕ) состоит из кошововки важней части бурильной колонны (КНШ ¦ колонны буржлышх труб (КБГ).
3.2. КНЫС включает в себя в общем случае долото, забойннй двв-гатель, элементы формирования ствола вертикальной оквахнны (калибраторы, центратора, стабилизаторы, расжнрнтали, короткие утяжеленные трубы - маховики) или элементы, обеспечивающие бурение наклонно направленной скважины заданного профиля (кроме перечисленных вше - отклоняющие устройства), секция утяжеленных бурильных труб (УБТ), основное назначение которых заключается в создании осевой нагрузки на долото.
3.3. КБГ состоит из секций бурильных труб (БТ), идентичных по номинальным характеристикам [типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру замкового соединения].
3.4. Последовательно расположенные секции бурильных труб одного наружного диаметра образуют ступени бурильной колонны. Согласно настоящей инструкции диаметры и джины ступеней бурильной колонны определяются исходя нз двух условий: достижение оптимальных гидравлических соотношений труб в скважине н обеспечение прочности ЕКч
3.5. В общем случае в произвольном поперечном сечена колонки бурильных труб действуют растягивающая QP (сжимающая Qc ) нагрузка, крутящий Мк н изгибающий М„ (вследствие потерн устойчивости
Страница 7«и кривизны скважины) моменты, внутреннее р& и наружное рн давления бурового раствора.
Способы определения указанных нагрузок и вызываемых ими напряжений приведены ниже. Необходимые для расчета геометрические, прочностные н массовые (весовые) характеристики отечественных я некоторых зарубежных (по стандартам АНИ) типов бурильных труб, замковых соединений я УБТ, а также механические свойства .’датериалов приведены в приложениях I - 19. Все характеристики импортных труб взяты, за исключением специально оговоренных случаев, из стандартов АНИ.
Осевое нагружение колонны
3.6. В вертикальной скважине растягивающую нагрузку Фъ h (кгс), в верхнем поперечном сечении /77-й секции бурильной колонны н соответствующие ей нормальные напряжения растяжения <3р, МПа (кгс/мм^), для момента отрыва долота от забоя (наибольшие эначфи^ определяют из выражений
где К - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора а сил инерции. Устанавливается по данным л^меров в-конхретных условиях бурения. При проектировочных расчетах ориентировочно можно принимать К * 1,15;
т - порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секциа КБТ;
О61 - вес L -й секции КБТ, Н (кто);
QKM - вес КНШ, Н (кгс);
Ар - перепад давления в забойном двигателе я долоте, МПа (кгс/мм 2 );
- площадь поперечного сечения канала трубы/77-й секции БТ,
7 - площадь поперечного сечения трубы/т^-й секции, ьлг;
Ol - приведенный вес I м трубы L -А секши, Н/м (кгс/м);
tl - длина L -й секции БТ, у;
Страница 8
>*e- uioraocTb (удельный вео) бурового раствора, г/см 8 (го/см 8 );
^ - приведенная плотность (проеденный удельный вес) трубы L -1 оекцп, г/см 8 (го/см 8 ); ffja - вес забойного двигателя, Н (кгс);
Q0 - гес компоновки УБТ, Н (кгс);
б* - вес элементов КНЕК (за исключением УБТ и забойного двигателе Н (кгс);
%о - плотность (удельный вес) УБТ, г/см 3 (го/см 8 ).
3.7. В никнем поперечном сечении следующей (/77+1)-й оекцки напряжения растяжения, МПа (кгс/ш 2 ), будут равны
где (2дт? - осевая растягивающая нагрузка, вычисляемая по формуле
Щпи)- площадь поперечного сечения тела трубы (лн sj-щ секции, ш 2 .
3.8. В наклонно направленной скважине (рис. I) растягивающую нагрузку Ор9 Н (кгс), в поперечном сечении произвольнойт -ft (снизу от УБТ) оекцки колонны бурильных труб для момента отрыва инструмента от забоя определяет по формуле
где Qs - вес вертикальных участков, Н (кгс);
Он - усилие, обусловленное весом и силами трения колонны на прямолинейных наклонных участках скважины, Н (кгс);
Ом - усилие, обусловленное весом и силами трения колонны на участках увеличения или уменьшения угла наклона провидя. скважины, Н (кгс);
Ощ - усилие, создаваемое в колонне за счет веса и сил трения КНБК, Н (кто).
Примечание. Усилия Q$. Он, Q* 9 0*н определяют для участков, расположенных ниже рассчитываемого.
Напряжение растяжения в поперечном сечении т -й секции БК в наклонно направленной скважине от нагрузки 0Р рассчитывают по формуле (2).
Входящие в выражение (6) слагаемые вычисляют следующим образа " Q&L 9
- параметры участка расположения КНБК;
- начальный и конечный углы наклона искривленного участка или его части, занимаемой КНБК, град;
- приведенный вес I м КННС, Я/м (кгс/м). Находится делением суммарного веса всех элементов КНБК, включая УБТ, на общую длину КНБК.
3.9. Вели на рассматриваемых участках колонна состоит из нескольких секций, то. QH 7 QM определяют отдельно дал каждой секции, а затем суммируют.
3.10. Растягивающее нагрузки и напряжения растяжения в верхних сечениях секций многосекционной колопны, возникающие при подъеме БК или спуске части обсадной колонны на бурильных трубах, определяют для последовательных (с выбранным шагом) фиксированных положений БК на всех участках (см. рис. I). На каждом из участков верхнее сечение каждой секции фиксируется на менее чем в трех точках, соответствующих концу, середине и началу участка.
Примечание. Допускается производить расчет верхних сечений секций БТ только для их положений на верхних границах искривленных участков и на устье скважины.
З.П. Вели при расчете суша усилий ui, Ом, Qh^Qm окажется мекьие веса нижерасположекной части колонны, суммарное усилие при-нхмается раваш весу соответствующей части БК.
Примечание. Формулы для расчета БК в наклонно направленной скважине применимы только для случая, когда профиль скважины можно аппроксимировать набором гладко-сопряженных отрезков прямых линий (вертикальных и Наклонных) и искривленных отрезков постоянной кривизны. В том случае, если действительный профиль не может быть описан указанным способом, а также при ориентировочном расчете растягивающие нагрузки и напряжения в БК можно определять по формулам (I) - (4), как для вертикальной скважины.
3.12. Для процесса бурения в том случае, когда вся нагрузка на долото создается за счет веса КНБК н нейтральное сечение колонны находится над УБГ, растягивающую нагрузку на БК определяют из выражений (I), (6) при К « 1,0;Оки * 0; ЗР * 0, то ость:
а) в вертикальной скважные
^ tyt. ft ‘factyi ) >
Страница 12б) в наклонно направленное скважине
Напряжения растяжения в случаях а и б рассчитывает по формуле (2).
3.13. Для сжатой части колонны (в сечениях УБГ) на вертикальном и наклонном участках соевую нагрузку, Н (кге), рассчитывают по формуле
На искривленном участке
- число ступеней до рассчитываемого сечения, причем ступени УЕГ отсчитываются сверху вниз;
- угол наклона профиля на прямолинейном наклонном участке. На вертикальном участке сС в О,
- углы наклона профиля в начале и конце зоны расположения 6 -й ступени УЕГ.
Напряжения сжатия бс могут быть вычислены с использованием значения Qc по формуле, аналогичной (2).
3.14. При спуске на бурильных трубах частей обсадных колонн (ОК) растягивающую нагрузку на БК и вызываемые ею напряжения определяют по формулам (I), (2) или (6), (2). В этом случав вместо 0<н в формулы подставляют значение веса спускаемой части ОК.
3.15. Крутящий момент Мк> Н-м (кгс*м), который необходимо приложить к бурильной колонне при вращении ее ротором, приближенно может быть определен д*я вертикальной скважины из выражений
v, = v#v с 40*n n?af. (2i)
где Ч^м - коэффициент, равны! 9545 ара вычислении в Н-ы и 974 - в КГС'М;
/V - общая мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны ж работу долота, кВт;
П - частота вращения колонны, об/мин;
Л? - мощность, затрачиваемая на вращение колонны, кВт;
Лэ - момаость, затрачиваемая на работу долота, кВт; т - число участков с постоянными значениями наружного диаметра труба и диаметра скважины;
- мощность, затрачиваемая на вращение / -го участка бурильной колонны U ¦ I,т), кВт;
ti - длина ? -го участка скважины, м;
27/ - наружный диаметр трубы ва ^ -м участке скважины, м;
Эс с - номинальный диаметр скважины на 1 -м участке, м;
- коэффициент, равный 5,14*Ю
2 (б* в кЕ), 1.0 (?а в тс) С - коэффициент крепости пород (7,8 - мягкие; 6,9 - средние; 5,5 - твердые породи);
Т>9 - наружный диаметр долота, мм;
69 - осевая нагрузка на долото, кН (тс).
3.16. В произвольном сечении \ на$ -м (1^Д ^/77) участке скважины мощность Ы (X )7 необходимую для вращения нике расположенной части НС н работы долота, рассчитывал* по формуле
М(*) = Е У* * "»* * К » (2г)
где Х(Л-1)9X4 - верхние границы (Д-1)-го ж Д -го участков
скважины с постоянным! значениями диаметров 2?
3.17. Ориентировочный расчет мощности, затрачиваемой на вращение НС в наклонно направленных скважинах, можно производить по формулам (19), (20) с дополнительным поправочным коэффициентом в формуле (20) С. зависящим от искривления скважины (рис. 2),
Страница 14- пятая полуволны EK в нейтральном сечена, и;
осевое усилие в рассматриваемом сечена НС, Н (кто).
Л = 0.рю в растянуто* частя бурильной колони определяют ИЗ выражена (13), в формуле (30) отамт знак тшяМ
С1ст в сжато* части определяют из выражения (Т5), в формуле (30) ставят знак минус; пр - угловая скорость, с -1 ;
- ускорение свободного палена (/ - 9,8 м/с 2 ).
" В частности, в техническое системе единиц, приншая дда отали В =¦ 2,1 • Ю 4 кгс/u 2. дам дюраля (сплав Ж6-Т) В - кгс/Ьш 2 ,
замена (а). с" 1. на частоту врацена /7. об/мин,# - и ^ их числовая значениями, получи (2 СМ 4 ; кгс/м; 4я, м;
<?<Г = 0,04? /7 /7/^ 1 (33)
<f^= 0,56вп /Т/f ; (34)
- диаметр скважины, и. В открытом стволе прнниаетоя Зс
Кк t)9. где Л”* - коэффициент наверно эн ости, назначаемы* по результата замеров на (да нова месторажде-ний) по прогнознш даянш;
Bi - наружный диаметр бурильного замка, и.
3.23. При расчете на сопротивление усталости вращающейся бурильной колонны в вертикально* скважине рассматриваются постоянна и переменна составляющие напряжений изгиба, возникающих вследствие
Страница 17потери ЕК прямолинейной формы устойчивости
e*co+f)- постоянное среднее напряжение, определяемое по
формулам (26), (27), (29М32). (36) или (33)-(36);
- амплитуда переменного напряжения;
- смещение (эксцентриситет) оси колонны по отношению к оси скважины. В расчетах можно принимать
Изгибные напряжения С#?9 Уа при расчетах на усталость вычисляют дня опасного сечения трубы (основной плоскости реэьбы на насаженном конце трубы, сварвого ива, стабилизирующего пояска или тела трубы). Следует помнить, что осевой момент инерции 7 во всех случаях вычисляют дхя тела трубы, а осевой момент сопротивления VV* -для опасного оеченхя.
Примечание. Допускается положения пл. 3.22, 3.23 использовать при расчете БК на наклонных участках в наклонно направленных скважинах.
3.24. На искривлепшх участках скважины Gm = 0. Тогда Оа
6„ для опасного сечения трубы рассчитывают по формулам (26), (27),
R находят из выражения (28).
3.25. При расчете на статическую прочность вращающейся бурильной колонны в вертикальной скважине общее напряжение изгиба вследствие потери прямолинейной формы устойчивости
при этом дхя вычисления изгибающего момента используют выражения (26), (23), (30М32), (36) ил (33)-(Э6).
3.26. При небольаом искривлении скважины расчет напряжений изгиба производят, как и дхя существенно искривленной скважины, по формулам (26)—(28), а также в соответствии с п. 3.25, как дхя вертикальной скважины.
Для оценки статической прочности колонны используется больнее из подученных значений.
Сопротивление усталости также оценивается в предположении чисто вертикального [формулы (26), (27),(29)-(37),(64)] и существенно искривленного [формулы(26)-(28),(64) при От" О (У* ] характера профиля. Оценка сопротивления усталости ЕК делается по меньшему
Страница 18значению коэффициента запаса, определяемому по формуле (64).
3.27. При бурении скважин с плавучих средств изгибающий момент, возникающий от горизонтальных перемещений судна и угла поворота (наклона) судна относительно оси скважины, а также от действия водной среды, имеет нанбольоее значение у устья скважины (на судне) и у два акватории.
При небольаой глубине акватории (до 150 м) и приг?а чр/ЬТ?Ч изгибающий момент, Н*м (кгс-м), у устья
