Мощность на холостое вращение Nx считается для каждого из трех характерных сечений (с учетом значений δc и Z).

δc = (((b1d2+b2d3)-dH)*0.5, (53)

где дробь в скобке означает собой средний диаметр скважины ниже рассматриваемого сечения;

b1 b2 b3 – длина участков скважины, имеющих разные диаметры (d2 d3)

Для сечения I – I:

- участок большего диаметра:

b 11 = Н-h (54)

где h- длина нижней части скважины с диаметром d3.

- участок меньшего диаметра:

b 21 = h (55)

Сумма обоих участков

b 31 = Н (56)

Для сечения I I - I I:

- если Х> h, то

b III = h -Н (57)

b 2 II = h (58)

b 3 II = Х (59)

- если Х< h, то

b III = 0 (60)

b 2 II = b 3 II = Х (61)

Для сечения I I I - I I I условно (с учетом особенностей программы) применяется:

B1 III = b 2 III=1 (62)

b 3 III = 2 (63)

Суммарная мощность:

Nc=N3β+Nx+Nд*βд (64)

где β и βд учитывают боковое трение нижней части о стенки скважины.

Для сечения I и II это трение приводит к проявлению «дополнительной» мощности, тогда как для сечения III - III Nд не рассчитывают и поэтому в сечении I и II β = βд=1. Для сечения III βд=0. однако, чтобы учесть трение колонкового снаряда, принимается β=1,5.

Г. Осевое усилие в колонне бурильных труб (в характерных сечениях) и длина полуволны изгиба

Осевое усилие:

С =α qz(1-γж/γм)cos(90 –φ), (65)

Длина полуволны изгиба бурильной колонны:

I=π√g/ω√(0.5z+√0.52z2+Elω2/qg), (66)

где g – ускорение свободного падения;

Е – модуль продольной упругости материала бурильной колонны;

ω – угловая скорость вращения, ω = πn/30.

Д. Напряжение в бурильной колонне

Осевое напряжение:

σ =G/Fт (67)

Касательная напряжения:

τ = Nc/ ωWт (68)

Изгибающее напряжение:

σ и=(Еεdc/2)*(π/1)2 (69)

где σ – стрела прогиба бурильной колонны в характерном сечении скважины с диаметром dм, σ = dм- dн)/2.

Суммарное напряжение (рассчитывается для сечения I и I I):

σ∑=√(σи+‌‌‌‌‌׀σ ‌‌׀)2+4τ2 (70)

где ‌‌‌‌‌׀σ׀ - абсолютное значение осевого напряжения.

Е. Запас прочности

- для труб замкового соединения:

m=σт/σ∑ (71)

где σт – предел текучести материала бурильных труб продольной деформации.

- для труб ниппельного соединения:

m = σт/ 1,5σ∑, (72)

где коэффициент 1,5 учитывает концентрацию местных напряжений в резьбах, которые могут оказаться на гребне полуволны.

При замковых (муфтово-замковых) соединениях в случае расположения соединения на гребне полуволны резко уменьшается стрела прогиба, так как наружный диаметр замка больше, чем бурильной трубы. Таким образом, в рассматриваемом случае уменьшение σ компенсирует концентрацию местных напряжений.

Запас прочности в сечении II – II («нулевом») равен:

- для труб муфтово - замкового соединения запас прочности по напряжению изгиба:

m = σв/ σи (73)

где σв - предел выносливости материала бурильных труб.

- для труб этого же типа запас прочности по напряжению кручения:

mτ =τТ/τ (74)

где τТ предел текучести материала бурильных труб при кручении.

- для труб ниппельного соединения, исходя из соображении рассмотренных выше,

mσ = σв /1,5 σи (75)

mτ =τТ/1,5τ (76)

Итоговое значение запаса прочности в сечении II-II

m=mσ*mτ/√ m2σ+m2τ (77)

Как было уже отмечено, в сечении I-I и III-III запас не должен быть меньше 1,7, а в сечении II-II – 1,3. При не соблюдении этих условий исходные данные необходимо изменить. При этом надо посмотреть какие из напряжений (растяжение, изгиб и кручение в сечении I-I, изгиб и кручение в сечении II-II, сжатие, изгиб и кручение в сечение III-III) имеют повышенное значение.

Для уменьшения растягивающих напряжений уменьшают диаметр бурильных труб, либо стальные заменяют на легкосплавные (уменьшается вес колонны труб).

Для уменьшения колонны кручения снижают осевую нагрузку, частоту вращения, вес бурильной колонны и зазор между бурильной колонны и стенкой скважины, а так же используют промывочные жидкости обладающими смазочными свойствами.

Для уменьшения напряжения изгиба необходимо снизить частоту вращения и стрелу прогиба.

Ниже приведен прочностной расчет бурильной колонны с применением ЭВМ.

Расчет грузоподъемных систем

В начале рассчитываем нагрузку на крюк при подъеме бурильных труб из скважины по формуле:

Gкр = Ккр д ∟q (1- Рж/Рм), Н (78)

где Ккр коэффициент кривизны колонны бурильных труб

д – ускорение свободного падения, д – 9,8 р

∟ - глубина скважины, м ∟ = 230

q – масса 1 м труб, кг q = 6,04

Рж – плотность промывочной жидкости Рж = 1000

Рм плотность материала труб Рм = 7850

Gкр = 1,2 * 9,8 * 230 * 6,4/1-1000/7850) = 28253,3 Н

Gкр < Рл, т.е. применяем оснастку талевой системы, равной 1х1

Рациональные глубины подъема снаряда на различных скоростях с учетом перегрузки двигателя можно определить по формуле:

∟= (79)

где паспортная мощность двигателя станка, кВт

- коэффициент перегрузки = 1,5-2,0 для электродвигателей.

- зенитный угол скважины, градус = 800

f- коэффициент трения бурильных труб о породу, f = 0,3

Для упрощения определяем постоянную величину

А= (80)

тогда ∟= (81)

Расчет рациональных глубин должен вестись при скорости подъема

Vкр – V0/m < 1.5 м/с (82)

А=

V прI =

V прII = согласно по ТБ подъем запрещен

∟=.

Исходя из выше перечисленных расчетов делаем следующий вывод:

С проектной глубины до глубины 255 подъем будет осуществляться на I скорости. С глубины 255 м до устья скважины подъем осуществляется на II скорости лебедки.

4.7 Предупреждение и ликвидации аварий

Анализ причин аварийности на данном месторождении.

В бурении могут быть выделены 5 основных групп аварий: