Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

(720 )

Расчетная часть-Расчет компановки нижней части бурильной колоны-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для капитального ремонта, обработки пласта, бурения и цементирования нефтяных и газовых скважин

ID: 175162
Дата закачки: 24 Ноября 2016
Продавец: lesha.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ******* Не известно

Описание:
Расчетная часть-Расчет компановки нижней части бурильной колоны-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для капитального ремонта, обработки пласта, бурения и цементирования нефтяных и газовых скважин

Комментарии: 5 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

5.1 СХЕМЫ ИССЛЕДОВАНИЯ РАБОТЫ НИЖНЕЙ ЧАСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ, НАХОДЯЩЕЙСЯ В НАКЛОННОМ СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

 При исследовании работы бурильной колонны принимаем, что ствол скважины уже отклонен от вертикали и нижняя часть бурильной колонны рас-положена в наклонном, но прямолинейном участке ствола скважины, причем на некотором расстоянии от долота колонна лежит на нижней стенке скважины. Предполагается, что под действием силы, приложенной к долоту, угол искрив-ления ствола скважины может или увеличиваться, или уменьшаться в зависи-мости от направления вектора силы, приложенной к долоту. В качестве крите-рия, который характеризует стремление ствола скважины к искривлению в зави-симости от существующего угла искривления, радиального зазора между ко-лонной и стенкой скважины и нагрузки на долото, принято отношение , где угол - угол между вертикалью и направлением вектора силы, приложенной к долоту.


Рисунок 28 – Схема исследования работы жесткой компоновки нижней части бурильной колонны (по Хочу)

Исследование направления действия силы, приложенной к долоту, анали-тическим путем было проведено А. Лубинским. Подобные исследования в экс-периментальных условиях для невращающейся бурильной колонны для изо-тропных пород были проведены О.А. Макаровым. В данном случае к нижнему концу колонны прикладывался также крутящий момент [3].
 Рассмотрим методику расчета, предложенную Р. Хочем, в которой компо-новка анализируется как жесткая система.
 При выборе схемы для расчета компоновки Р. Хоч исходил из предполо-жения, что ось ствола скважины представляет кривую, которая определяется тремя точками скважины. Точками контакта являются долото и два центратора, расположенные на оптимальном расстоянии от долота.
 На рисунке 28, изображена компоновка в прямолинейном наклонном стволе скважины и в стволе, имеющем интенсивность искривления . В прямо-линейном наклонном стволе скважины оба центратора лежат на нижней стенке ствола скважины. Между центраторами и верхней стенкой ствола скважины имеется зазор С, Р – нагрузка на долото. При бурении в наклонно залегающих пластах долото подвергается действию боковой силы . При перемещении до-лота по направлению действия этой силы нижний центратор контактирует с верхней стороной стенки скважины, что приводит к изгибу нижнего участка бу-рильных труб в соответствии с кривизной ствола скважины. Когда бурильные трубы отклоняются, они противодействуют силе силой противодействия . Возникающая в результате этого сила сопротивления, или выпрямляющая сила , величина которой является основным критерием при рассмотрении работы компоновки, зависит от длины УБТ (h и ah), зазора С, нагрузки на долото Р, уг-ла наклона скважины и интенсивности искривления . Величина бокового смещения центра нижнего центратора от оси, соединяющей центры долота и верхнего центратора, выражается формулой
;          ( 78 )
где h – расстояние между долотом и верхним центратором;
ah - расстояние между долотом и нижним центратором;
a – коэффициент, величина которого меньше 0,5.
 Основной задачей при расчете компоновки с малыми зазорами является подбор места расположения центраторов с таким расчетом, чтобы получить компоновку, которая даст максимальную силу сопротивления боковой откло-няющей силе .
Это, по мнению Р. Хоча, гарантирует минимальное смещение долота и, следовательно, достижение наименьшей интенсивности искривления ствола скважины. Математический анализ проведенный З. Хочем, подтвердил реко-мендации относительно того, что УБТ, расположенные ниже верхнего центра-тора, должны иметь наибольший наружный диаметр, допускающий проведение ловильных работ.
 Наличие зазора С требует, чтобы расстояние между долотом и верхним центратором было бы больше некоторой величины , при которой сила со-противления на долоте в состоянии ограничить интенсивность искривления ствола скважины. Минимальное расстояние определяется из уравнения (78) для случая, когда отклонение нижнего центратора от оси ствола скважины W равно нулю.
  ;          (79)
Максимальное критическое расстояние между долотом и верхним центратором определяется по формуле Л. Эйлера
  ;          (80)
где I – момент инерции УБТ;
- критическая нагрузка.
При этом учитывается, что длина УБТ h > приводит к изгибу этого участка и поэтому окажется неэффективной для создания выпрямляющей силы .
 Расстояния h и ah, которые приводят к возникновению максимальной си-лы , представляют собой оптимальные значения расстояний между двумя центраторами для компоновки с малым зазором [3].
 Величина W рассчитывается по следующей формуле:
 (81)
где m – вес 1 см УБТ в кгс;
- угол искривления ствола скважины в градусах;
a – коэффициент, величина которого меньше 0,5;
E – модуль упругости;
I – момент инерции УБТ в ;
h – расстояние между долотом и верхним центратором мм;
ah - расстояние между долотом и нижним центратором мм;
 Уравнение (81) приравнивалось к уравнению (78) для нахождения рассто-яний h и ah методом последовательных приближений. Оптимальные значения величин h и ah выбирались для каждого конкретного случая, при котором ве-личина была максимальной, по следующей формуле:
    (82)
 Р. Хоч отмечает, что уравнения (81) и (82) справедливы, если траничные условия на верхнем конце компоновки отвечают шарнирному соединению, т. е. изгибающий момент равен нулю. Систему в которой изгибающий момент при-ложен к верхнему концу компоновки анализировать весьма трудно [3].



























5.2 ОПТИМАЛЬНОЕ МЕСТО УСТАНОВКИ ВТОРОГО ЦЕНТРАТОРА (КА-ЛИБРАТОРА) В ЖЕСТКОЙ КОМПОНОВКЕ

 Как видно из монограммы (рисунок 29), оптимальное расстояние между долотом и центратором (калибратором) практически не зависит от величины из-гибающего момента приложенного к верхнему концу компоновки (величины b).
 Рассмотрим как отражается установка второго центратора на величине угла поворота нижнего конца компоновки между центрирующими (калибрую-щими) элементами. На схеме (рис. ) показан изгиб компоновки только под действием изгибающих моментов. В случае потери устойчивости бурильной ко-лонны, расположенной над компоновкой, кроме изгибающего момента , приложенного к ее верхнему концу , на нижний конец второго участка будет действовать изгибающий момент . Величина момента может быть выра-жена через коэффициент защемления и угол поворота упругой оси верхнего конца компоновки:

Рисунок 29 – Схема к определению оптимального места установки второго центратора (калибратора) в жесткой компоновке

.            (83)
С другой стороны:  .      (84)
Поэтому можно записать
.           (85)
При этом предполагается, что жесткость участков и компоновки оди-наковы. Нетрудно видеть, что в выражении (85) величина является коэф-фициентом защемления для случая, когда нижний конец участка имеет шарнирную опору.
 Таким образом, установка второго центратора увеличивает коэффициент защемления бурильной колонны, расположенной над компоновкой.
 В [3] было показано, что увеличение коэффициента защемления при > 6 практически не влиляет на величину коэффициента момента i ,т. е. при про-чих равных условиях величина b, входящая в граничные условия на верхнем конце компоновки, остается практически постоянной. Следовательно, оптималь-ная длина участка равна длине участка компоновки между долотом и первым центрирующим элементом l. Оптимальная длина участка может быть найдена по номограмме [3, рис.16] и обеспечит минимум угла поворота упругой оси компоновки на верхнем конце участка l.
 Из равенства углов поворота упругой оси коипоновки на границе участ-ков и l получим:
,         (86)
т.е.  .           (87)
Следовательно, для верхнего конца участка компоновки выражение для первой производной можно записать следующим образом, исходя из выраже-ния (87):
,           (88)
где   .           (89)
 Запишем, как и ранее:
  .           (90)
 Таким образом, установка второго центратора (калибратора) позволяет в 4 раза уменьшить величину b (изгибающего момента приложенного к верхнему концу компоновки) для нижнего участка компоновки [3].


1, 2, 3, 4, 5 – упругое соединение компоновки и бурильной колонны;
I, II, III, IV – шарнирное соединение компоновки и бурильной колонны.




Рисунок 30 - Зависимости минимального угла поворота нижнего конца компо-новки φ от (1, I ), β (2, II ), d (3, III ), μ (4, IV), b (5)

 Оптимальную длину участка вычисляли по описанной ранее методике для различных сочетаний , , при различных коэффициентах защемления нижнего конца участка . В каждом конкретном случае величина оказалась равна l с точностью до шага, который был принят при расчетах на ЭВМ (0,2 м). Несмотря на то, что оптимальное расстояние между центрирующими (ка-либрующими) элементами остается практически постоянным, удается умень-шить величину минимального угла поворота нижнего конца компоновки (Рис. 30, кривая 5).
 Очевидно, чтобы совершенно исключить влияние продольного изгиба бу-рильной колонны на нижний конец компоновки, необходимо применить компо-новку с большим числом центраторов, установленных на оптимальном расстоя-нии друг от друга, причем каждый последующий центратор будет все меньше влиять на изменение минимального угла поворота нижнего конца компоновки (Рис. 30, кривая 5).
 Следовательно, целесообразно применять жесткую компоновку только с двумя центрирующими (калибрующими) элементами, расположенными на оп-тимальном расстоянии друг от друга. Установка дополнительных центраторов (калибраторов) приведет к излишнему усложнению компоновки без значитель-ного уменьшения минимального угла перекоса [3].
























5.3 ВЫБОР ДИАМЕТРАЛЬНОГО ЗАЗОРА ПО КАЛИБРАТОРУ

 При выборе диаметрального зазора по калибратору С учитываются фак-тический диаметр калибратора с учетом погрешностей изготовления, его износ по диаметру (2-3 мм), уширение ствола скважины и потери диаметра долота при бурении.
 Диаметральный зазор по калибратору берут как среднее арифметическое диаметральных зазоров перед началом и концом долблений, когда калибратор заменяют ввиду сработки его граней. Исходя из сказанного, диаметральный за-зор по калибратору, необходимый для выбора оптимальной длины маховика, определяется следующим образом:
;          (91)
где δ – паспортная погрешность изготовления калибратора;
Δ – уширение скважины относительно диаметра долота;
- допустимая сработка калибратора;
- уменьшение диаметра долота за полный рейс.
Δ и определяют из опыта бурения в идентичных геолого-технических условиях [3].
Примем следующие значения требуемых величин:
= 0.5 мм – паспортная погрешность изготовления калибратора;
Δ = 1.5 мм – уширение скважины относительно диаметра долота;
= 3 мм - допустимая сработка калибратора;
= 2 мм - уменьшение диаметра долота за полный рейс.

Диаметральный зазор по калибратору в нашем случае равен С = 2,5 мм.




5.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ВЫПРЯМЛЯЮЩЕЙ СИЛЫ

Опираясь на вышеизложенное проведем расчеты для отдельно взятой скважины.
 Примем величину критической силы Р = 200 кН.
. В слу¬чае на¬клон¬но рас¬по¬ло¬жен¬но¬го стерж¬ня сжи¬маю¬щая про¬доль¬ная си¬ла, при ко¬то¬рой собственная час¬то¬та КНБК рав¬на ну¬лю мень¬ше кри¬ти¬че¬ской [8].
По методике предложенной Р. Хочем определим минимальное расстояние меж-ду долотом и верхним центратором:


где  С =2,5 мм - диаметральный зазор по калибратору;
- интенсивность искривления скважины;
a – коэффициент, величина которого меньше 0,5.
 Оптимальное место установки наддолотного калибратора определяем по монограмме [3; монограмма16а; с.76 ].
В нашем случае оптимальным является расстояние l = 0,4 м.
Исходя из вышеприведенных расчетов, расстояние между центрирующи-ми элементами принимаем равным расстоянию от долота до первого калибра-тора = l = 0,4 м.
 Расстояние от долота до верхнего центратора h= + l=0,4+0,4=0,8 м
Необходимое условие h=0,8 м > =0,46 м выполняется.
 Определим момент инерции бурильных труб. В нашем случае используем УБТ с наружным диаметром 108 мм.
,
где D = 108 мм – внешний диаметр УБТ, [7, с.51];  
d = 38 мм – внутренний диаметр УБТ, [7, с.51];   
m =63,657 кгс– вес 1 м УБТ [7, с.51];    
Когда бурильные трубы отклоняются, они противодействуют боковой си-ле силой противодействия . Возникающая в результате этого сила сопро-тивления, или выпрямляющая сила , величина которой является основным критерием при рассмотрении работы компоновки, зависит от длины УБТ (h и l), зазора С, нагрузки на долото Р, угла наклона скважины и интенсивности ис-кривления .

Модуль упругости стали .
Примем коэффициент a=0,3.
Интенсивность искривления скважины =2,8° (рис. 31).
Угол искривления ствола скважины в градусах =30°.
Основной задачей при расчете компоновки с малыми зазорами является подбор места расположения центраторов с таким расчетом, чтобы получить компоновку, которая даст максимальную силу сопротивления боковой откло-няющей силе . Это, по мнению Р. Хоча, гарантирует минимальное смещение долота и, следовательно, достижение наименьшей интенсивности искривления ствола скважины. Выпрямляющая сила, величина которой является основным критерием при рассмотрении работы компоновки для отдельно взятой скважи-ны, составляет величину =12743,326 Н.  

























5.5 ОП¬РЕ¬ДЕ¬ЛЕ¬НИЕ ОТ¬КЛО¬НЯЮ¬ЩЕЙ СИ¬ЛЫ НА ДО¬ЛО¬ТЕ

Ри¬су¬нок 32 - Схе¬ма к рас¬че¬ту ни¬за бу¬риль¬ной ко¬лон¬ны в на¬клон¬ной сква¬жи¬не

Рас¬смот¬рим бу¬риль¬ную ко¬лон¬ну, на¬хо¬дя¬щую¬ся в пря¬мо¬ли¬ней¬ной, но не вер¬ти¬каль¬ной сква¬жи¬не (ри¬су¬нок 32).
 Диф¬фе¬рен¬ци¬аль¬ное урав¬не¬ние уп¬ру¬гой ли¬нии име¬ет вид:
,        (92)
где q – по¬пе¬реч¬ная со¬став¬ляю¬щая от ве¬са еди¬ни¬цы дли¬ны ко¬лон¬ны в про¬мы-воч¬ной жид¬ко¬сти;
Q- от¬кло¬няю¬щая си¬ла на до¬ло¬те;
Р - про¬доль¬ная на¬груз¬ка.
Ре¬ше¬ние урав¬не¬ния (2):
,     (93)
где - по¬сто¬ян¬ные ин¬тег¬ри¬ро¬ва¬ния.
Гра¬нич¬ные ус¬ло¬вия:
 при х = 0:
y = 0 ;   ;  ;       (94)
при x = L:
y = 0 ;  ;  ;       (95)
где L – рас¬стоя¬ние от до¬ло¬та до точ¬ки ка¬са¬ния;
r – ка¬жу¬щий¬ся ра¬ди¬ус сква¬жи¬ны.
Под¬став¬ляя гра¬нич¬ные ус¬ло¬вия в вы¬ра¬же¬ние (3) по¬лу¬чим сис¬те¬му урав¬не¬ний:
;
;        (96)
;
Ре¬шая сис¬те¬му урав¬не¬ний ( 96 ) от¬но¬си¬тель¬но Q и C по¬лу¬чим:
;    (97)
.      (98)
Фор¬му¬ла (97) ус¬та¬нав¬ли¬ва¬ет взаи¬мо¬связь со¬став¬ляю¬щей ре¬ак¬ции за¬боя, пер¬пен¬ди¬ку¬ляр¬ной оси сква¬жи¬ны, ка¬жу¬ще¬го¬ся ра¬диу¬са, же¬ст¬ко¬сти и ве¬са еди¬ни-цы дли¬ны ко¬лон¬ны [14].
Ко¬эф¬фи¬ци¬ент k оп¬ре¬де¬ля¬ет¬ся по фор¬му¬ле:
;           (99)
где EI – же¬ст¬кость ко¬лон¬ны;
При¬ни¬ма¬ем EI=3,55 МПа ;

 P=200 МПа ;
;
 где - по¬пе¬реч¬ная со¬став¬ляю¬щая от ве¬са еди¬ни¬цы дли¬ны до¬ло¬та с пе¬ре-вод¬ни¬ком;
- по¬пе¬реч¬ная со¬став¬ляю¬щая от ве¬са еди¬ни¬цы дли¬ны ка¬либ¬ра¬то¬ра;
- по¬пе¬реч¬ная со¬став¬ляю¬щая от ве¬са еди¬ни¬цы дли¬ны ко¬лон¬ны.
;
где - мас¬са до¬ло¬та с пе¬ре¬вод¬ни¬ком;
- мас¬са трех¬ша¬ро¬шеч¬но¬го до¬ло¬та;
- мас¬са пе¬ре¬вод¬ни¬ка;
=30 кг - мас¬са ка¬либ¬ра¬то¬ра;

;

;
;
где ;
- рас¬пре¬де¬лен¬ная на¬груз¬ка от ве¬са го¬ри¬зон¬таль¬ной ко¬лон¬ны;
- мас¬са од¬но¬го по¬гон¬но¬го мет¬ра тру¬бы НКТ с вы¬са¬жен¬ны¬ми внутрь кон¬ца¬ми диа¬мет¬ром 73 мм;
- дли¬на тру¬бы НКТ;
- дли¬на до¬ло¬та с пе¬ре¬вод¬ни¬ком;
- дли¬на ка¬либ¬ра¬то¬ра;
- при¬ве¬ден¬ная со¬став¬ляю¬щая от ве¬са эле¬мен¬тов бу¬риль¬ной ко¬лон¬ны.




На профиль скважины существенно влияет отклоняющая сила на долоте. Для рассмотренной компоновки она составила Q = 13607 Н.

 
 
















5.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНОГО ИЗГИБАЮЩЕГО МОМЕНТА


Рисунок 33 – Расчетная схема КНБК, эпюра изгибающих моментов и сил
Определим реакции в точках А и Д.
 Для этого составим следующие уравнения:
  :
    (100)

=

   (101)


Проведем проверку правильности определения реакций:
:
        (102)



Следовательно реакции определены верно.
Построим эпюру поперечных сил ( ) :
Первый участок
;           (103)
при
при
Второй участок
          (104)
при : ,
при
Третий участок
         (105)
при :
при
 Определим сечение в котором момент будет максимальным (точка экстре-мума):
:         (106)
м.
 Построим эпюру изгибающих моментов ( ):
Первый участок
,          (107)
при : ,
при м : ,
Второй участок
,         (108)
при : ,
при м : ,
Третий участок
,      (109)
при : ,
при
.
Определим максимальный момент:
при

Максимальный изгибающий момент приходится на место установки калибрато-ра.
.
















5.7 ОПРДЕЛЕНИЕ МОМЕНТА ИНЕРЦИИ СЕЧЕНИЯ В ПЛОСКОСТИ ДЕЙ-СТВИЯ МАКСИМАЛЬНОГО ИЗГИБАЮЩЕГО МОМЕНТА


Рисунок 34 – Сечение вала в плоскости действия

Определим моменты инерции фигур 0, 1, 2, 3, 4.


Найдем моменты инерции этих фигур относительно оси Х:
;       (110)
момент инерции относительно центральных осей равен нулю.
;         (111)
1) :
2) :

3)
4)
Определим момент инерции фигуры 5 (кольца):

Определим момент инерции всего сечения:
Определим площадь сечения:

Момент инерции сечения в плоскости действия максимального изгибающего момента .


















5.8 РАСЧЕТ ДЕТАЛЕЙ КАЛИБРАТОРА ВИБРОГАСИТЕЛЯ НА ИЗГИБ, СРЕЗ И СМЯТИЕ

 Расчет по допускаемым напряжениям на изгиб.


Прочность обеспечивается.
 Расчет по допускаемым напряжениям на сжатие:
;

Прочность обеспечивается.
 Расчет на срез и смятие от крутящего момента:
;
;
;

Смятие не произойдет.
;

Срез корпуса не произойдет.

Разрушение резиновых элементов не произойдет.
Прочность конструкции по всем видам нагрузок обеспечивается.

5.9 РАСЧЕТ РЕЗЬБЫ НА ПРОЧНОСТЬ

 В большинстве случаев разрушение резьбы носит усталостный характер. Усталостное разрушение резьбового соединения (от знакопеременного изгиба) происходит во многих случаях по последнему витку резьбы, который находится в сопряжении. Разрушение замкового соединения может произойти вследствие недостаточного или чрезмерного крутящего момента свинчивания. Соединения необходимо свинчивать таким крутящим моментом, чтобы при воздействии на них всех видов нагрузок предотвратилось раскрытие стыка по упорному торцу. При этом крутящий момент свинчивания не должен создавать осевую нагрузку с напряжениями, достигающими или превышающими предел текучести матери-ала замка.
 Максимально допустимую нагрузку определяют исходя из площади опасного сечения по полному витку резьбы и предела текучести:
;
 где - площадь опасного сечения, ;
  ;
 где - наружный диаметр резьбы в основной плоскости З-76 ГОСТ 5286-89;
  - диаметр проходного отверстия;
 
 Проверяется прочность витков резьбы на срез. Нагрузка, вызывающая срез витков резьбы (при равномерном распределении ):
;         (112)
 где - внутренний диаметр резьбы З-76 (диаметр конуса в плоскости приведения;
  - коэффициент полноты для замковой стандартной резьбы З-76 ГОСТ5286-89;
  -длина свинчивания резьбы;
  - предел прочности материала на срез, МПа;
;           (113)
 где - предел прочности материала ;
  ;
  ;
 Напряжение среза определяется по формуле:
;
;
Срез резьбы не произойдет.
Напряжение смятия витков резьбы определяется по формуле:
;        (114)
где - допускаемое напряжение на смятие материала;
- наружный диаметр резьбы в плоскости приведения;
- шаг резьбы;
;
, .
Прочность обеспечивается, смятие резьбы не произойдет.
Напряжение изгиба витков резьбы определяется по формуле:
; ,       (115)
где z=17.6 – число витков резьбы;
;
, .
Прочность обеспечивается, разрушение не произойдет.


Размер файла: 228,2 Кбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

   Скачать

   Добавить в корзину


        Коментариев: 0




Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Расчетная часть-Расчет компановки нижней части бурильной колоны-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для капитального ремонта, обработки пласта, бурения и цементирования нефтяных и газовых скважин

Вход в аккаунт:

Войти

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Ю-Money WebMoney SMS оплата qiwi PayPal Крипто-валюты

И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках


Сайт помощи студентам, без посредников!