Файл: Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная.rtf

, (2.27)
где D_0(i-1),- диаметр предыдущей ступени УБТ, мм;

D_0i - диаметр последующей ступени УБТ, мм.

Выбираем УБТС 146 74 со следующими характеристиками: диаметр внутренний d₀₁ равен 74 мм, вес 1п.м. трубы q₀₁ = 97 кг, длина трубы 8 м.

- условие соблюдается.

Длина переходной ступени УБТ принимается равной длине одной трубы.

Длина основной ступени УБТ l₀₁ приближенно может быть определена по формуле[11]:
(2.28)
где - осевая нагрузка на долото, Н;

- вес 1 м основной ступени УБТ, Н/м;

- коэффициент нагрузки на долото, для бурения ВЗД, ;

- удельный вес материала УБТ, гс/см³;

- удельный вес бурового раствора, гс/см³;

- вес забойного двигателя, кгс;

-суммарный вес КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, Н;

- длина i-й переходной ступени УБТ, м;

---

- вес 1 м переходной ступени УБТ, Н/м.
м
В соответствии с полученным результатом, а также учитывая длину трубы УБТС 178 90 равную 12 м. принимается длина основной ступени 40 м.

Общая длина КНБК:

L_КНБК = 4,0+40,0 +24,0 + 60 +8 = 76 м.

Общий вес КНБК в скважине определяется по формуле:
Q , (2.29)
где - число ступеней КНБК;

- длина i-й секции, м;

- удельный вес бурового раствора, гс/см²;

- удельный вес материала, гс/см²;

- приведенный вес 1 метра трубы i-й секции, кгс/м.

Q_КНБК кН.

Для ограничений прогиба УБТ и уменьшения контакта со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения. Расстояние а между промежуточными опорами для УБТ 178 90 составляет 33,4 м. Число опор m определяется по формуле[11]:
m = l₀/a (2.30)
Принимается 2 промежуточные опоры с поперечным размером равным 203 мм.

Резьбовые соединения УБТ-178 90 и УБТ-146-74 должны быть свинчены крутящими моментами М

---

_ЗТ = 2470 3260 кгс·м и М_ЗТ = 1280 1630кгс·м соответственно (меньшее значение момента соответствует условию достижения наибольшего предела выносливости соединения, а большее - условию предотвращения раскрепления соединения в процессе бурения, допустимыми является весь диапазон моментов - от нижнего до верхнего) [11].

В начале проектирования колонны в зависимости от способа и условий бурения производится выбор типа бурильных труб в соответствии с приоритетным перечнем.

Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию бурильных труб (диаметр которых был определен при расчете УБТ) длиной не менее 250-300 м из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к колонне БТ).

Согласно условию плавного перехода от колонны УБТ к КБТ удовлетворяют стальные БТ ТБПК-127 12,7Д. Принимается длина первой секции колонны бурильных труб l₁=300 м. Вторая секция проектируется из труб ТБПК 127 9,2 группы прочности Л.

Допустимое напряжение для бурильных труб первой секции определяется по формуле [11]:
[σ]=σ_Т/n (2.31)
где σ_Т - предел текучести при растяжении, σ_Т = 38,0 кгс/мм²;

n - нормативный запас прочности, n=1,4.

[σ] = 38,0/1,4 = 27,14 кгс/мм².

Вес первой секции Q_Б1 определяется по формуле:

---

Q_Б1= 40,6·300·(1-1,08/7,85)=10504,3кгс

Растягивающая нагрузка Q_P определяется по формуле[11]:
(2.32)
где - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора, устанавливается по данным в конкретных условиях бурения, при проектировочных расчетах ориентировочно можно применять К=1,15;

m - порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секции КБТ;

Q_Бi - вес i-й секции КБТ;

Q_КН - вес КНБК, кгс;

- перепад давления в забойном двигателе и долоте, ∆P = 0,6 кгс/мм²;

F_К- площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции,мм²,

Тогда Q_P =1,15·(10504,3+9615,8)+0,6·8107=27484,82 кгс.

Напряжение растяжения определяется по формуле[11]:
σ_М=Q_P/F (2.33)
где F- площадь поперечного сечения тела трубы,

---

F = 4560 мм².

Определим σ_М=27484,82/4560=6,03 кгс/мм².

,03 кгс/мм² < 27,14 кгс/мм².

Действующее эквивалентное напряжение, меньше допускаемого, следовательно, условие прочности на статическое нагружение соблюдается, а фактический запас прочности больше нормативного.

Допустимые избыточные наружное P_Н и внутренние Р_В давления на тело трубы составляют [11]:
(2.34)

(2.35)
где P_KP - критическое наружное давление, кгс/мм²;

Р_Т - предельное внутреннее давление, кгс/мм²;

n - нормативный запас прочности для наружного и внутреннего избыточного давлений, принимается n=1,15.





Фактические значения критического наружного и предельного внутреннего давления не превышают расчетные. Таким образом, первая секция КБТ имеет достаточный запас прочности на давление.

В процессе проектировочного расчета КБТ проводится расчет замковых соединений с целью проверки допустимости нагрузок, действующих на бурильную колонну, для замковых соединений. Иными словами, действующая осевая нагрузка Q_P в опасных сечениях должны быть меньше допустимой P

---