Уфимский государственный нефтяной

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

По расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин

для студентов специальности

«Бурение нефтяных и газовых скважин»

К курсовому и дипломному проектированию

Уфа 2006

Печатается по решению Методического Совета Уфимского государственного нефтяного технического университета

Методическое пособие по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин составлено в соответствии «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин» введенного с 01.01.98г. взамен РД 39-0147014-502-85 и предназначена для студентов дневной, вечерней и заочной форм обучения специальности 0909. Рекомендуется использовать при разработке курсового проекта по курсу «Технология бурения глубоких скважин», а также при составлении дипломного проекта по специальности 0909.

Составители:

Рецензенты:

ã Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2006

Введение

Методическое пособие по расчету бурильной колонны расчетные схемы, методы определения основных расчетных нагрузок и напряжений, условия и нормы прочности для бурильных колонн при бурении с использованием забойных двигателей и роторным способом вертикальных, наклонно-направленных и, частично горизонтальных скважин в обычных и осложненных условиях, на суше и на море, со стандартных оснований и с плавучих средств стальными, в том числе импортными, и алюминиевыми бурильными трубами. Методика направлена на проведение проектировочного расчета оптимальных конструкций бурильных колонн для проводки скважины, основными свойствами которых являются минимальная масса комплекта, максимальное использование труб низких групп прочности и необходимость минимальной замены труб при переходе от одной технологической операции к другой.

Приведена методика проверочного расчета бурильной колонны. Даны примеры расчета. Приводится справочный материал по геометрическим, массовым (весовым) и прочностным характеристикам всех видов бурильных труб.

Методическое пособие выполнено на основе «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин» введенного с 01.01.98 г. взамен РД 39-0147014-502-85. Настоящая инструкция одобрена и рекомендована к применению на территории Российской Федерации и стран СНГ решением конференции Ассоциации буровых подрядчиков.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящее пособие предназначено для выполнения проектировочного и проверочного расчетов бурильных колонн, как для всего цикла строительства скважины, так и для отдельных технологических операций, выполняемых с использованием бурильных труб.

1.2. Пособие обеспечивает проведение расчетов в следующей области исходных данных:

Скважины – нефтяные, газовые, геологоразведочные.

Месторождения – на суше и в прибрежном шельфе (бурение производится стационарными и плавучими буровыми установками).

Профиль скважины – вертикальный, наклонно направленный.

Технологические операции – бурение, отбор керна, расширка, проработка, калибровка ствола скважины, спуск частей обсадных колонн на бурильных трубах, разбуривание цементных мостов (в том числе внутри эксплуатационной колонны).

Способы бурения – роторный, с использованием забойных двигателей (в том числе электробуров), совмещенный.

Бурильные трубы – стальные, в том числе импортные, и из алюминиевых сплавов.

1.3. Основные положения пособия (нормативные значения коэффициентов запаса прочности, нагрузки на долото и др.) находятся в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», М., 1993 г., утвержденными Гостехнадзором России 14.12.92 и Постановлением Госгортехнадзора России №22 от 06.06.96 о дополнениях и изменениях указанных Правил.

1.4. Формулы пособия обязательно следует применять с теми разномерностями параметров, которые указываются в подформульных расшифровках обозначений.

1.5. В пособии не рассматриваются особенности расчета, обусловленные возможным контактом бурильных труб с высокоагрессивной, в том числе сероводородосодержащей средой, а также особенности, связанные с воздействием на трубы высоких температур (для труб стальных – свыше 200 ⁰С, из алюминиевых сплавов – свыше 100 ⁰С).

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

2.1. Конструкция скважины.

2.2. Профиль наклонно направленной или горизонтальной скважины.

2.3. Интервалы проводки скважины. Для каждого из них приводятся следующие данные:

- виды технологических операций, выполняемых с использованием бурильных труб;

- способ бурения;

- диаметр долота;

- нагрузка на долото;

- тип, размеры и масса (вес) забойного двигателя;

- частота вращения бурильной колонны;

- плотность (удельный вес) бурового раствора;

- давление бурового раствора;

- наружное давление;

- перепад давления в турбобуре и долоте;

- интервалы установки и массы (веса) частей обсадных колонн, спускаемых на бурильных трубах;

- крепость разбуриваемых пород;

- коэффициенты трения колонны о стенки скважины (для наклонно направленных и горизонтальных скважин);

- условия бурения и возможные виды осложнений.

2.4. Дополнительно для скважин, бурение которых производят с плавучих средств, приводятся следующие данные:

- глубина акватории;

- наибольшее смещение судна относительно оси скважины в горизонтальной плоскости;

- наибольший угол поворота (наклона) судна относительно оси скважины;

- давление волн и течения на бурильную колонну.

2.5. Типоразмер клинового захвата.

2.6. Парк бурильных труб и УБТ – номенклатура и количество труб (с указанием типоразмеров замковых соединений), из которых можно формировать бурильные колонны.

РАСЧЕТ КОМПОНОВКИ УБТ

4.1. Целью расчета является определение параметров компоновки УБТ (индекс «О»), обеспечивающих заданную нагрузку на долото и необходимую жесткость при изгибе в процессе бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин.

4.2. Компоновка УБТ является составной частью КНБК, включающей в общем случае кроме долота, забойного двигателя и УБТ элементы формирования профиля скважины. Комплектование наддолотной части КНБК из указанные элементов выполняется согласно инструкциям [1,2] или справочного пособия [3].

4.3. Исходные данные для расчета компоновки УБТ следующие: способ бурения, тип и диаметр долота, масса и длина элементов КНБК (кроме УБТ), осевая нагрузка на долото, диаметр 1-ой на УБТ секции бурильных труб, диаметр и толщина стенки обсадной колонны, под которую ведется бурение, парк УБТ (трубы из которых может быть произведен выбор состава компоновки).

4.4. В общем случае компоновка УБТ состоит из нескольких ступеней с диаметрическими уменьшающимися по направлению от долота к колонне бурильных труб. Первая (основная) ступень главным образом предназначена для создания основной части нагрузки на долото и должна удовлетворить требованиям по гидравлике (создание минимальных гидравлических потерь) п.4.5 и жесткости на изгиб п. 4.6. Последующие ступени обеспечивают плавный переход по жесткости от основной ступени УБТ к колонне бурильных труб п. 4.7.

4.5. Наружный диаметр основной ступени D должен соответствовать диаметру долота D_д (или диаметру расширителя) (табл. 1), наружному диаметру и толщине стенки обсадной колонны, под которую ведется бурение п. 4..6.

Примечание: можно пользоваться также следующими приближенными соотношениями, полученными на основе данных табл. 1:

- для долот диаметром D_д£295,3 мм выбираются УБТ с диаметрами, ближайшими значениям 0,85 D_д для нормальных условий бурения и 0,75 D_д для осложненных условий бурения;

- для долот диаметром D_д>295,3 мм выбираются УБТ с диаметрами, ближайшими соответственно значениями 0,75 D_д и 0,65 D_д.

При бурении скважин в осложненных условиях долотами диаметром больше 269,9 мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего по отношению к указанным в табл. 1 диаметра.

При бурении забойными двигателями диаметр основной ступени УБТ не должен превышать диаметра турбобура (электродвигателя).

Таблица 1

Соотношения диаметров долот и УБТ

Долота, мм	УБТ, мм
отечественные	импортные
120,6
109,7; 145	114; 120	120,6 104,8
	120; 133 108; 114	120,6; 127,0 104,8
165,1	133; 146	127,0 120,6
190,5		158,9 152,4
215,9		171,5; 177,8 158,8; 165,1; 171,5
244,5		196,8; 203,2 184,2; 196,8
269,9	219; 229	209,6; 228,6 203,2; 209,6
295,3; 320	229; 245; 254 219; 229	228,6; 241,3; 247,6 228,6
349,2	245; 254 229; 245	247,6; 254,0 228,6; 241,3
393,7 и больше	273; 299 254; 273	279,4 254,0

Примечание. В таблице приведены рекомендуемые соотношения диаметров долот и УБТ для нормальных (верхняя строчка) и осложненных (нижняя строчка) условий бурения.

4.6 Выбираем из табл. 1 или указанных в примечании п.4.5 соотношений УБТ 1-ой ступени, который должен удовлетворять требованию минимальной жесткости, а именно: во всех случаях жесткость на изгиб основной ступени УБТ (индекс 01) должна быть не меньше жесткости обсадной колонны (ОК) под которую ведется бурение, т.е.

(EI)₀₁ ³ (EI)_ок , (1)

где Е – модуль упругости материала трубы, МПа (кгс/мм²);

I – осевой момент инерции сечения трубы, мм⁴.

При Е₀₁=Е_ок

, (2)

где D₀₁, d₀₁ – наружный и внутренний диаметры 1-ой (основной)

ступени УБТ, мм;

D_ок, d_ок – наружный диаметр и толщина стенки ОК, мм.

4.7. Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам компоновка УБТ в общем случае выполняется ступенчатой, при этом количество при переходах к БТ и переходах между ступенями выполнялись условия

где D₁ – наружный диаметр 1-ой секции бурильных труб, мм.

4.8. Длина дополнительной (переходной) ступени УБТ l₀₂ может равняться длине свечи или длине одной трубы.

4.9. Длину 1-ой (основной) ступени в м., для вертикального и наклонно-направленного участков вычисляется по формуле:

, (3)

где q_oi(i=1,2) – приведенный вес 1 м длины i-ой секции УБТ, Н (кгс);

a - угол наклона профиля скважины на участке расположения КНБК. Для вертикальных участков a=0, град;

K_д - коэффициент нагрузки на долото. При роторном способе бурения K_д=4/3= 1,333. При бурении скважин забойными двигателями следует принимать К_д = 1,175;

Q_д – необходимая нагрузка на долото, Н (кгс);

r_ж – плотность (удельный вес) бурового раствора, кг/м³ (г/см³);

r₀ – плотность (удельный вес) металла УБТ, кг/м³ (г/см³);

Q_зд – вес забойного двигателя, Н (кгс);

Q_S - суммарный вес всех элементов КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, Н (кгс);

l_oi (i =1,2) – длина i – ой ступени УБТ, м.

4.10. При роторном способе бурения с частотой вращения колонны n³85 рекомендуется применять только УБТС.

4.11. Вес всей компоновки УБТ и ее общая длина определяется:

(4)

где n – общее число ступеней УБТ.

4.12. Если нагрузка на долото

, (5)

то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения (например, квадратные, спиральные). Наибольшие поперечные размеры промежуточных опор для некоторых размеров долот приведены в табл. 2.

Таблица 2

Соотношения размеров долот и промежуточных опор

Диаметр долота, мм	Наибольший поперечный размер опоры, мм	Диаметр долота, мм	Наибольший поперечный размер опоры, мм
139,7; 145 165,1 190,5		215,9 244,5 169,9

Количество промежуточных опор

(6)

должно быть не меньше двух.

Необходимое расстояние между промежуточными опорами находят из зависимости

(7)

где К₀ – коэффициент, зависящий от жесткости промежуточных опор и УБТ. Принимают К₀=1,25 для УБТ диаметром D₀£159 мм и К₀=1,52 для УБТ D₀>159 мм.

L₀ –длина полуволны УБТ вращающейся колонны в нейтральном сечении определяется по формуле:

(8)

, (9)

(10)

где n – частота вращения колонны, об/мин;

I – осевой момент инерции сечения УБТ, см⁴;

q – приведенный вес 1 м УБТ, кг/м.

При этом значения и L₀ получаются в м.

Рекомендуемые расстояния между промежуточными опорами на основной ступени УБТ при различных частотах вращения колонны труб приведены в табл. 3.

Таблица 3

Расстояние между промежуточными опорами а, м

Диаметры УБТ, мм	Масса (вес) 1 м УБТ, кг (кгс)	Частота вращения колонны, об/мин
наружный	внутрен-ний
		25,3 32,8 49,3 52,6 67,6 63,5 83,8 102,9 97,7 116,4 155,9 145,4 214,6 192,4 218,4 273,4 257,7 336,1 397,8 489,5	17,5 19,7 19,5 21,4 21,5 22,7 23,6 24,7 24,9 31,5 33,0 33,4 34,9 35,5 37,0 37,0 39,5 39,0 40,3 41,9	13,0 14,7 14,5 16,0 16,0 16,9 17,6 18,4 18,5 23,5 24,6 24,9 26,0 26,5 27,6 27,6 29,4 29,1 30,0 31,3	11,3 12,7 12,6 13,8 13,9 14,6 15,2 15,9 16,0 20,3 21,3 21,5 22,5 22,9 23,9 23,9 25,5 25,2 26,0 27,1	10,1 11,4 11,2 12,4 12,4 13,1 13,6 14,2 14,4 18,2 19,1 19,3 20,1 20,5 21,4 21,4 22,8 22,5 23,2 24,2

Примечания. 1. В компоновки УБТ диаметром более 203 мм промежуточные опоры можно не устанавливать.

2. Расстояние между опорами может быть увеличено не более чем на 10%.

3. Расстояние между опорами при бурении забойными дви гателями принимается по табл. 3 для n = 50 об/мин.

Численные значения массы (СИ) и веса (техническая система единиц) совпадают.

4.13 Резьбовые соединения УБТ должны быть свинчены крутящими моментами (моментами затяжки) М_зт, значения которых приведены в приложении 1, рекомендуемые значения М_зт для каждого типоразмера трубы соответствуют:

- первое (меньшее) значение – условию достижения наибольшего предела выносливости соединения при квазистатическом характере изгиба и вращения УБТ. Напряжение затяжки s_зт в опасном сечении ниппеля составляет при этом 0,3 – 0,4 от предела текучести материала s_Т;

- второе (большее) значение – условию предотвращения раскрытия соединения и последующей поломки от вибрационных нагрузок, при этом =0,6 . Верхнее значение М_зт следует использовать только в условиях появления распределений соединений, при этом допускаемым для использования является весь диапазон М_зт от нижнего до верхнего значения. Коэффициенты трения, принятые в приложении 1, соответствуют смазкам принятым в приложении.

Примечания:

1. Коэффициенты трения в резьбе для отечественных замковых соединений составляют m= 0,10 - для смазки типа Р-416 с металлическим наполнителем и m= 0,13 для смазки УСсА с графитовым наполнителем.

2. Указанные замковые соединения имеют пределы текучести материала УБТ.

3. Замки импортных УБТ (по стандартам АНИ) имеют МПа.

Осевое нагружение колонны.

6.2.1. В вертикальной скважине растягивающую нагрузку Q_р Н (кгс), в верхнем поперечном сечении m-ой секции бурильной колонны и соответствующие ей нормальные напряжения s_р, МПа (кгс/мм²) для момента отрыва долота от забоя (наибольшие значения) определяют из выражений:

; (21)

(22)

(23)

, (24)

где к - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, или сопротивления движению бурового раствора и сил инерции. Устанавливается по данным замеров в конкретных условиях бурения. При проектировочных расчетах ориентировочно можно принимать к = 1,15;

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

Q_Бi - вес 1-ой секции КБТ, Н (кг);

Q_кн - весКНБК,Н(кг);

DР- перепад давления в забойном двигателе и долоте, МПа (кгс/мм²);

F_n- площадь поперечного сечения канала трубы m-ой секции, м², (мм²) ;

F - площадь поперечного сечения тела трубы m – ой секции, м², (мм²);

q_i – приведенный вес 1 м трубы i- ой секции бурильной колонны, Н/м (кг/м);

l_i - длина i-ой секции БТ, м;

r_i – приведенная плотность m-ой секции бурильных труб, кг/м³ (г/см³);

Q_зд – вес забойного двигателя, Н (кг);

Q₀ – вес компоновки УБТ, Н (кгс);

Q_S - вес элементов КНБК (за исключением УБТ и забойного двигателя), Н (кг);

r_о - плотность металла УБТ, кг/м³ (г/см³).

6.2.2. В нижнем поперечном сечении следующей секции (m+1) –ой секции напряжения, МПа (кгс/мм²), будут равны:

где Q_рm – осевая растягивающая нагрузка, вычисляемая по формуле (21), Н(кгс);

F_(m+1) – площадь поперечного сечения тела трубы (m+1) - ой секции, м² (мм²).

6.2.3. В наклонно-направленной и горизонтальной скважинах (рис. 1) наибольшую растягивающую нагрузку Q_р, Н(кгс), рассчитывают последовательно снизу (от УБТ) вверх до рассматриваемого сечения колонны бурильных труб для момента отрыва инструмента от забоя.

а) б)

Рис. 1. Схемы наклонно-направленных скважин

(I -V – участки профиля)

а) трех интервальный профиль наклонно-направленной скважины;

б) пяти интервальный профиль наклонно-направленный;

a^н – начальное значение зенитного угла;

a^к – конечное значение зенитного угла;

I – V –порядковые номера интервалов профиля скважины;

R – радиусы набора и снижения зенитного угла;

Н – вертикальная проекция профиля скважины;

l – величина смещения забоя от устья скважины по горизонтальной проекции профиля.

В пореречном сечении произвольной секции колонны бурильных труб значение Q_р рассчитывается:

а) на вертикальном участке

(25)

где m –порядковый номер в пределах вертикального участка рассчитываемой секции колонны бурильных труб;

Q_к – усилие, обусловленное весом, силами сопротивления колонны и перепадом давления в забойном двигателе и долоте на предыдущих (нижерасположенных участках) Н (кгс).

- если вертикальный участок является призабойным то:

(26)

б) на прямолинейном наклонном участке

(27)

где m – порядковый номер в пределах наклонного участка рассматриваемой секции колонны бурильных труб;

m - коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины, m = 0,05-0,55 (рекомендации по выбору в приложении 27)

a - угол наклона участка (или профиля на наклонном участке), град.

- если участок призабойной зоны наклонный, то:

(28)

в) на искривленном (переходном) участке при увеличении угла наклона профиля скважины:

(29)

при a_ж £a£a_к;

(30)

при a_н £a£a_ж;

(31)

где a - угол наклона профиля скважины в рассчитываемом сечении, рад;

a_ж – значение угла a, при котором происходит переход прилегания колонны от нижней к верхней стенке скважины. Величину a_ж определяют от трансцендентного уравнения (приложение 28)

, (32)

где - начальное и конечное значение угла a на искривленном участке;

R – радиус кривизны участка, м.

Если по уравнению (32) получается a_ж£a_н, расчет Q_р на всей длине искривленного участка выполняется по формуле (24), если a_ж³a_к или значение Y^(t) столь велико, что решение уравнения (27) не существует – по формуле (32) при этом a_ж=a_к.

г) на искривленном (переходном) участке при уменьшении угла наклона профиля скважины:

(33)

где

(34)

В формулах (29), (34) Q_к - то же, что в п (а).

Возможно объединение интервалов расположения колонны бурильных труб и КНБК усреднением параметров q, m, r для всего искривленного участка расположения бурильной колонны, включая КНБК. Расчет Q_р выполняется по формулам (24) – (29) при Q_к = 0.

Изгиб

6.3.1 На искривленном участке скважины в произвольном сечении бурильной колонны, растягиваемой усилием Q_р , Н(кгс), наибольший изгибающий момент, М_{и max}, н ^. м (кгс ^. м) возникает около бурильного замка (или протектора) и определяется по следующим формулам:

- при

(35)

где – первая критическая нагрузка, соответствующая касанию бурильной трубы по середине между замками (или замком и протектором) стенки скважины, Н (кгс).

3,84 ^. 10^-3 EIRd/S⁴, (36)

где Е – модуль упругости материала трубы, МПа (кгс/мм²);

I - осевой момент инерции сечения, см⁴;

R – радиус кривизны профиля скважины, м;

S - длина бурильной трубы между замками (или замком и протектором). м;

D₃ – наружный диаметр бурильного замка, мм;

D - наружный диаметр тела бурильной трубы, мм.

- при (37)

, (38)

где - вторая критическая нагрузка, соответствующая началу прилегания бурильной трубы посредине между замками (или замком и протектором) к стенке скважины, Н (кгс).

(39)

при

. (40)

Во всех случаях наибольшие напряжения изгиба определяются по формуле:

, (41)

где W_и – осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, см³;

6.2.2. Величину R для плоского проектного профиля скважины принимают по исходным данным.

Для фактического пространственного профиля на основании результатов инклинометрии значение R приближенно можно определить по формуле:

(42)

где - зенитные углы наклона профиля скважины в начальной и конечной точках участка измерения длиной . Обычно = 10 м, - разность азимутальных углов в тех же точках.

6.3.3. На вертикальном участке скважины при потере бурильной колонной прямолинейной формы устойчивости в результате вращения

(43)

где L – длина полуволны изогнутой колонны, м;

f - стрела прогиба бурильной колонны, мм.

В произвольном сечении колонны

; (44)

; (45)

(46)

где L₀ – длина полуволны бурильной колонны в нейтральном сечении, м;

Q - осевое усилие в рассматриваемом сечении бурильной колонны, Н(кгс);

Q =Q_p – в растянутой части определяется из выражений (21, 25) в формуле (44) ставится знак плюс.

Q =Q_с - в сжатой части определяют из выражения

, (47)

где - число ступеней УБТ и бурильных труб до рассматриваемого сечения, причем ступени рассчитываются сверху от нейтрального сечения;

- вес 1 м УБТ j – той ступени Н/м (кгс/м) и ее длина, м;

a - угол наклона профиля скважины на прямолинейном наклонном участке. На вертикальном участке a = 0, cos a = 1,0.

При этом в формуле (44) ставится знак минус.

угловая скорость, с^-1;

g - ускорение свободного падения (g= 9,8 м/c²).

В частности, в технической системе единиц, принимая для стали Е= 2,1 . 10⁴ кгс/мм², для справа Д16-Т (дюралюминия) Е = 0,72 .10⁴ кгс/мм², заменяя w, с^-1 на частоту вращения n, об/мин, и q их числовым значениям, получим (I, см⁴; q, кгс/м; l_w ,м; L₀, м):

где диаметр скважины, мм. В открытом стволе принимается =К_кD_д, где К_к - коэффициент кавернозности, определяемый по результатам замеров или по прогнозным данным (для новых месторождений).

D₃ – наружный диаметр бурильного замка, мм.

Наибольшие изгибные напряжения рассчитываются по формуле (41).

6.3.4 При расчете на сопротивление усталости вращающей бурильной колонны в вертикальной скважине или на вертикальном участке наклонно направленной или горизонтальной скважины учитываются постоянные напряжения от осевого усилия Q и переменные напряжения (амплитуда) от изгиба вследствие потери бурильной колонной прямолинейной формы устойчивости

. (48)

Осевое усилие Q рассчитывают по выражению (21) или (47), изгибные напряжения - по формулам (35) – (43) для сечения трубы (основной плоскости резьбы на высаженном конце трубы, сварного шва, стабилизирующего пояска или тела трубы – в зависимости от конструкции бурильной трубы). При этом, осевой момент инерции I во всех случаях вычисляют для тела трубы, а осевой момент сопротивления W_n - - для опасного сечения.

6.3.5. При расчете на усталость бурильной колонны для наклонно направленных и горизонтальных скважин применительно к наклонно-прямолинейным участкам допускаются изгибные напряжения:

определять из тех же положений, что и для вертикальных участков.

Осевые усилия вычисляются при этом по формулам (27) и (47).

6.3.6 Для искривленных участков наклонно-направленных и горизонтальных скважин для опасного сечения трубы напряжения рассчитывают по формулам (29) – (34). Осевое усилие вычисляют по выражению (47).

Кручение

6.4.1 Крутящий момент М_к, H^.м (кгс.м), который необходимо приложить к бурильной колонне при роторном способе бурения для вертикальной скважины, а также для вертикального участка наклонно-направленной (или горизонтальной) скважины приближенно может быть определен из выражений:

(49)

(50)

(51)

(52)

(53)

где

	-	коэффициент, равный 9545 при вычислении Мк в н.м и 974 – в кгс.м;
N	-	общая мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны и работу долота, квт;
n	-	частота вращения бурильной колонны, об/мин;
Nхв=N	-	мощность, затрачиваемая на холостое вращение колонны на вертикальном участке скважины;
Nд	-	мощность, затрачиваемая на работу долота, квт;
m	-	число участков с постоянными значениями наружного диаметра трубы и долота скважины;
Nbi	-	мощность, затрачиваемая на вращение i--ного участка бурильной колонны (i = 1…m), квт;
li	-	длина i –го участка скважины, м;
Di	-	наружный диаметр трубы на i –ном участке скважины, м;
Dci	-	номинальный диаметр скважины, на i-ном участке, м;
yN	-	коэффициент равный 5,14 . 10-2 если Qд в кН и 1,0 если Qд в mc;
c	-	коэффициент крепости горных пород (7,8 – мягкие, 6,9 – средние; 5,5 – твердые породы);
Dд	-	диаметр долота, мм;
Qд	-	осевая нагрузка на долото, кН (тс).

6.4.2. При проектировании расчета приближенное значение М_к, Hм (кгс ^. м), в верхних сечениях секций или их частей допускается рассчитывать по формуле:

(54)

или

(55)

где

Кt	-	коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на уровень напряженного состояния трубы. kt »1,04, для наклонно направленных скважин kt »1,10;
Qp	-	растягивающая нагрузка в рассматриваемом сечении бурильной колонны, определяется по формулам (21), (28), (33);
Qpmax,Мк max	-	максимальные допускаемые значения осевой растягивающей нагрузки и крутящего момента по телу;
sp	-	напряжения растяжения в теле трубы, определяемые по формуле (22), МПа (кгс/мм2);
Wк	-	полярный момент сопротивления сечения по телу трубы, см3;
где
[n]	-	нормативный коэффициент запаса прочности;
sТ	-	предел текучести материала труб МПа (кгс/мм2)
F	-	площадь поперечного сечения тела трубы, мм2

6.4.3. Касательные напряжения в МПа (кгс/мм²), в рассчитываемом сечении колонны

. (56)

Пример 1

Расчет УБТ

1. По табл. 1 для нормальных условий бурения выбирается для первой ступени УБТС-2 с наружным диаметром D₀₁=178 мм, внутренний диаметр 80 мм, вес 1 м, 155,9 кгс (1530 Н).

2. Проверяется требование минимальной жесткости (п.4.6).

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, толщина стенки 10 мм.

3. Проверяется условие плавности перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам (п.4.7).

4. Выбираем диаметр бурильной трубы 127 мм.

Диаметр последней УБТ перед бурильной колонной должен соответствовать условию (п.4.7):

Поэтому компоновку УБТ нужно спроектировать ступенчатой.

Диаметр УБТ 2-ой ступени

(0,75 ^. 178)мм £ D_o2< 178 мм

Этому условию, а также требованию к трубам последней ступени удовлетворяют УБТ диаметром 146 мм(внутренний диаметр 74 мм, вес 1 м 97,7 кгс или 958 Н)

Длину 2-ой переходной ступени выбираем равной 12 м.

4.Определяется длина 1-ой ступени УБТ (по 3 п.4.9).

м.

Принимаем .

Общий вес компоновки УБТ на воздухе

(10540,4 кг).

5. Определяется общий вес КНБК (по ф. 24 п.6.2.1).

6. Определяется общая длина компоновки УБТ и КНБК

7. Определяется количество промежуточных опор

7.1. Определяется значение критической нагрузки при превышении которой колонна труб УБТ теряет устойчивость (п.4.12 по ф.5).

(5602 кгс)

Поскольку Ркр<Qд, то выбираем количество опор выбираем

(по ф. 9)

(по ф. 8)

(по ф. 7)

Принимаем m = 2.

Первая опора устанавливается на расстоянии 30 метров и следующая между первой и второй ступенями утяжеленных бурильных труб.

Моменты свинчивания (затяжки) приняты УБТС-2 диаметром 178 мм согласно п.4.13 составляют при (смазка З-416)

2530-5040 кгс^.м.

Для УБТ диаметром 146 мм (440 МПа)

1170-1490 кгс.м (11470-14800 Н^.м).

В клиновом захвате

Предусматривается четырехклиновый захват ПКР-560 с длиной клина 400мм и коэффициентом охв