Источники вибраций

Виды вибраций

Расчет колонны на прочность при турбинном бурении.

Расчет ведется от воздействия на колонну растягивающих усилий, а действие остальных нагрузок учитывается коэффициентом запаса прочно­сти.

Определяем растягивающие напряжения а верхнем сечении колонны (из труб ПК и Д16Т) при наиболее тяжелых условиях ее работы, когда она поднимается из искривленной скважины с относительно большой скоро­стью при циркуляции жидкости в скважине (буровые насосы включены):

где К_ДК=1,3 - коэффициент динамичности при резком подъеме или спуске колонны;
Fтл - площадь поперечного сечения тела ЛБТ, м²;

Fтл =0,785-(d²_НЛ+d²_ВЛ);

d²_НЛ d²_ВЛ — наружный и внутренний диаметры ЛБТ (Д16 Т), м;

q_у- вес 1 м УБТ, Н/м;

q_Л, l_л - вес 1 м в воздухе и длина ЛБТ, соответственно, Н/м и м;

b_Л - величина b_Л для ЛБТ;

Рт, Рд - перепад в турбобуре и долоте. Па;

Gтр - величина сил трения колонны о стенки скважины (силы сопротивления, которые определяются расчетным или опытным путем), Н;

Gзд - в Н; F_ВН – м².

После расчета σ_Р проверяют выполнение условия

σ_Р≤σ_Т/К_З

где σ_Т - предел текучести рассчитываемых на прочность труб МПа или Па;

К = 1,3-1,8, причем коэффициент запаса прочности выбирается в зависимости от условий проводки скважины и типа труб.

Различают 2 вида вибраций б.и.: 1) собственные - зависят от параметров системы. 2) вынужденные - поддерживаются определенными источниками колебаний или зависят от параметров системы и характера сил сопротивления при движении системы. В бурении отдельно рассматриваются осевые (продольные), крутильные и изгибные (поперечные) колебания. Осевые и поперечные колебания бурильной колонны вызваны обычно изменением осевых и поперечных усилий, а также крутящих моментов (М). Крутиль­ные колебания обусловливаются непосредственно изменением М или яв­ляются следствием возникновения осевых и поперечных вибраций бу­рильной колонны.

, где Ем- модуль упругости, n – частота вращения долота, См – скорость звука в стали, Gд – динамическая составляющая нагрузки на долото, ¼ - угол наклона оси шарошки к оси долота, Rп – мгновенный радиус долота, Gст – статическая составляющая нагрузки на долото, tп – шаг зубцов переферийного венца, rп – радиус переферийного венца, aп – жесткость «зубец-порода» для переферийного венца.

1)колебание потока пром жидк передаётся внутрь БК

2)колебание БК (очень большая амплитуда при роторном бурении, осевые, крутильные и поперечные колебания)

3)забойный двигатель (при ВЗД вибрации больше)

4)работа долота.

29. В бурении отдельно рассматривают осевые (продольные), крутильные и изгибные (поперечные) коле­бания. Осевые и поперечные колебания бурильной колонны вызва­ны обычно изменением осевых и поперечных усилий, а также кру­тящих моментов (М). Крутильные колебания обусловливаются непосредственно изменением М или являются следствием возникно­вения осевых и поперечных вибраций бурильной колонны.

Диапазон собственных частот бурильной колонны, широк, а диапазоны частот вынужденных осевых, изгибных и крутильных колебаний, хотя и более ограничены, но имеют также широкий для механи­ческой системы спектр.

Колебания, вызванные периодической подачей жидкости буровыми насосами; частота их в зависимости от типа и числа работающих буровых насосов меняется в среднем от 0,9 до 9 Гц, а амплитуда после компенсаторов на насосах находится в преде­лах 0,5...0,7 МПа и с увеличением глубины скважины до 1500 м может снижаться в призабойной части до нуля в связи с интен­сивным затуханием вибраций в потоке жидкости.

Колебания, пропорциональные частоте вращения бурильной колонны или долота – f_n = n (здесь n - в 1/с). При роторном бу­рении f_n = (0,5... 3) Гц, h_n = 5...12 мм (реже до 25 мм); при тур­бинном бурении f_nт= 4...8 Гц, h_nт = 0...3мм.