Расчет колонны бурильных труб в клиновом захвате

6.6.1. Осевая нагрузка , Н (кгс), при которой напряжения в теле трубы, зажатой в клиновом захвате достигает предела текучести, определяется из выражения:

(59)

где

	-	предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата, равном единице, Н (кгс);
	-	предел текучести материала трубы, МПа (кгс/мм²);
F	-	площадь поперечного сечения тела трубы, мм²;
с	-	коэффициент охвата:
g	-	угол охвата трубы плашками одного клина, град;
k	-	количество клиньев, шт;
d_ср	-	средний диаметр трубы, мм;
l_к	-	рабочая длина клина, мм;
a	-	угол наклона клина, град;
j	-	угол трения на поверхности сопряжения клина с корпусом клинового захвата, град.

Для четырехклиновых захватов ПКР-У7, ПКР-Ш8 С=0,7, для ПКР-560 С =0,9. В приложениях (14-16) приводятся значения предельных осевых нагрузок , вычисленные по формуле (59) при С=1,0; a = до 27¢15¢¢ (уклон 1:6) и ctg(a+j) = 2,5

6.6.2 Наибольшую допускаемую глубину спуска m-ой секции колонны бурильных труб в клиновом захвате (с учетом скомпонованной нижней части бурильной колонны) определяется по формуле:

, (60)

где

	-	предельная осевая растягивающая нагрузка на тело трубы в клиновом захвате. Определяется по формуле (59);
[n]	-	нормативный коэффициент запаса прочности трубы в клином захвате и равен 1.15.

Если (l_m определяется по формуле (57) необходимо применить клиновый захват, обеспечивающей большую допустимую нагрузку на тело трубы, или перейти на использование элеватора).

Пример 1

Проектировочного расчета бурильной колонны

Исходные данные:

1. Вид технологической операции: бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм.

2. Способ бурения – турбинный, забойный двигатель 3ТСШ1-195ТЛ

- масса турбобура Qзд = 42385Н (4325 кг);

- длина 25,7 м.

3. Интервал бурения: 500 – 2500 метров.

4. Конструкция обсадной колонны, спущенной к началу бурения

кондуктор диаметром 245 мм на глубину – 500 м.

5. Диаметр долота - Дд = 215,9 мм = 0,216 м.

6. Осевая нагрузка на долото - Qд = 98 кН (10.0 т.с.) .

7. Наружное давление - 19,6 МПа (2кгс/мм²).

8. Перепад давления на долоте и турбобуре - DР = 5,9 МПа (0,6 кгс/мм²)

9. Плотность бурового раствора - r_ж=1200 кгс/см³

10. Коэффициент трения колонны о породу - m = 0,3

11. Клиновой захват ПКР = 560 с длиной клина:

lк = 0,400 м.

12. Условия бурения нормальные.

13. Профиль скважины четырехинтервальный, результаты расчета в табл. 1.

14. Интервал 500 – 2450 м разбуривается забойным двигателем.

Вскрытие продуктивного горизонта осуществляется роторным способом бурения. Угол вхождения в продуктивный горизонт 20⁰.

15. Отход А=1010 м.

Результаты расчета профиля

№№ уч-ка	a_i, м	h_i,	li, м	Зенитный угол, град.
I
II			293,2	=0 =30⁰
III	718,8		1437,6	=30⁰ = 30⁰
IVa	198,2		469,5	=30⁰ =20⁰
Итого по кровле пласта			2700,3	-
IVб	18,71		56,3	=20⁰ =18,8⁰
Итого по скважине	1010,7		2756,6	-

Радиусы искривления профиля R₁ = 560 м; R₂ = 2690 м. Рис. 1 «б».

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.