Демонтаж бетона: rezkabetona.su

Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 [ 229 ] 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332

Значения n = Стр/Стр

Скважина

Бурение забойными двигателями

Вращательное (роторное) бурение

Вертикальная Наклонно направленная

Примечание. В числи знаменателе - для осложненш

1,3/1,35 1,35/1,4

теле - даны значения для но лх.

1,4/1,45 11,45/1,5

рмальных условий бурения, в

лонны до и после приложения указанных нагрузок. Наиболее нагружены концевые участки колонны, расположенные у устья и дна моря. Общее напряжение в трубах с учетом изгибающих моментов

а=0+M.

(19.13)

При небольшой глубине акватории и большой глубине скважины L(/ < L/20) влиянием распределенной нагрузки веса колонны на длине I можно пренебречь. Изгибающий момент (в Н-м) при /EI > 40:

у устья

(19.14)

у дна

M = ,JEIP

l + l P + 2n

(19.15)

где P - вес колонны, Н, P = Q - 0,5 0а; l - глубина воды, м; Д - смещение судна от оси скважины, м; е - угол поворота судна, рад; p - давление волн и течения на колонну, Па; Qа - вес труб от устья скважины до дна акватории, Н; k - коэффициент, зависящий от характера закрепления колонны у устья, 0,75 < k < 1.

Коэффициенты заиаса ирочности. Коэффициенты запаса прочности при растяжении n = стт/стр приводятся в табл. 19.24.

Для колонны, подвешенной в клиновом захвате

n > стт/ст.

(19.16)

1,1, а для труб с

Для труб с стт < 650 МПа наименьшее значение n стт > 650 МПа наименьшее значение n = 1,15.

При совместном действии нормальных и касательных напряжений

ст т

(19.17)

где сти - напряжение изгиба; т - касательное напряжение.

Запас прочности для бурильной колонны, находящейся под действием как переменных, так и постоянных напряжений, определяется из зависимости (формула А. Сарояна)



Пределы (в МПа) выносливости бурильных труб

Диаметр трубы, мм

Трубы по ГОСТ 631 - 75 с резьбой треугольного профиля

Трубы по ГОСТ 731 - 75 со стабилизирующим пояском ТБВК

Трубы с приваренными замками ТБНВ

Трубы из алюминиевых сплавов

(36Г2С)

(38ХНМ)

Д16Т

1953, К-48

100 100 100

75 75

65 60

80 80

140 140

140 120 110 110 100 100

120 120 110 110

90 90 90

50 - 56 43 - 52 36 - 46

50 60 73 89 102 114 127 140 147

Нр имечания. 1. Нределы выносливости даны на основании усредненных данных испытаний, проведенных в АзНИНИнефти, ВНИИБТ, ВНИИТнефти и б. ФМИ АН УССР. 2. Нредел выносливости для трубы диаметром 50 мм по ГОСТ 7909-56 приведен по данным СКБ ВНО «Союзгеотехника».

(о ) (о-1)А О (о-1)А--О р

n -

О+ (0-1)а 0

(19.18)

где (о-1)А - предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба (табл. 19.25); ов - предел прочности; ор - напряжение растяжения; оа - амплитуда переменных напряжений изгиба; от - постоянное напряжение изгиба.

Запас прочности в нейтральном сечении вертикальной колонны (верхний конец сжатого участка УБТ) при ор = 0:

n -

о+ (о-1)а 0

(19.19)

На искривленных участках наклонно направленных и вертикальных скважин при от = 0

(0-1)а - (0о)а ор

(19.20)

У нижнего конца бурильной колонны под УБТ напряжение растяжения ор = 0, тогда

n = (О-1)А/Оа.

(19.21)

Но формулам (19.18) - (19.21) коэффициент запаса прочности n > 1,5. Значения (о-1)А для труб (см. табл. 19.25) получены при натурных испытаниях.



20 ПРИВОД ДОЛОТА: БУРОВЫЕ РОТОРЫ, Г Л А В А ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

При углублении скважины порода может разрушаться долблением, сверлением или (и) истиранием (последний случай - разновидность предыдущего). Каждому из этих видов разрушения соответствуют основные методы бурения: ударное, вращательное, ударно-вращательное (практически не применяется) и дробовое (применяется редко) бурение.

Наибольшее применение получило вращательное бурение. При этом способе цилиндрический ствол формируется непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы в процессе бурения также непрерывно выносятся на поверхность циркулирующим буровым раствором (газом, газированной жидкостью). При вращательном бурении долото внедряется в породу в результате одновременного действия осевого усилия (нагрузки), направленного перпендикулярно к плоскости забоя, и окружного усилия от вращающего момента.

Различают следующие основные способы вращательного бурения:

1) роторное бурение, при котором двигатель, приводящий во вращение долото на забое с помощью колонны бурильных труб, находится на поверхности;

2) бурение с использованием забойного (погружного) двигателя, при котором двигатель расположен у забоя скважины, над долотом (турбобур, винтобур, электробур).

Роторное и турбинное бурение являются основными способами проводки скважин, их применяют повсеместно. Особенно широко используют турбинный способ бурения в России.

20.1. БУРОВЫЕ РОТОРЫ

Буровой ротор предназначен для выполнения следующих

функций:

вращение (вертикально перемещаемой) бурильной колонны в процессе проходки скважины роторным способом;

восприятие реактивного крутящего момента и обеспечение продольной подачи бурильной колонны при использовании забойных двигателей;

удержание бурильной или обсадной колонны труб над устьем скважины при наращивании и спускоподъемных операциях;

проворачивание инструмента при аварийных работах, встречающихся в процессах бурения и крепления скважины.

Роторы относят к числу основных механизмов буровой установки. Их различают по диаметру проходного отверстия, мощности и допускаемой статической нагрузке. По конструктивному исполнению роторы делят на неподвижные и перемещающиеся возвратно-поступательно относительно устья скважины в вертикальном направлении.

Привод ротора осуществляется посредством цепных, карданных и зубчатых передач от буровой лебедки, коробки передач либо индивидуального двигателя. В зависимости от привода роторы имеют ступенчатое, непре-




0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 [ 229 ] 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332



Яндекс.Метрика