Проектирование бурильной колонны

Расчет компоновки КНБК.

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом:

d_УБТ = (6.1)

Окончательно выбираем d_УБТ(1) =0,219 м.

Согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_Н =0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных труб:

d_НК =d_Н =0,140 м.

(6.2)

Поэтому предусматриваем установку второй ступени УБТ диаметром d_УБТ(2) =0,178 м.

Наружные диаметры УБТ выбраны правильно. Тип УБТ: УБТ-219 и УБТ-178 изготовленные из стали “Д”.

Общую длину УБТ при двухразмерной конструкции КНБК в зависимости от нагрузки на долото, угла наклона скважины и плотности промывочной жидкости определяют по формуле:

(5.4, [1])

где l₁=0,7÷0,8 – эмпирический коэффициент, принимаем l₁=0,7; r, r_м– плотность жидкости и материала; q_УБТ(1), q_УБТ(2) – масса погонного метра первой, второй ступени УБТ, кг/м;

n – число ступеней УБТ; a – угол отклонения УБТ от вертикали, град ( в вертикальных скважинах a=0).

Итак, определим общую длину УБТ для создания вычисленной нагрузки Р=225 кН;

Вычислим длину первой ступени УБТ по формуле (5.3, [1]):

Tогда

Окончательно примем: l_УБТ(1)=75 м, т.е. 3 свечи; l_УБТ(2)=50 м, т.е. 2 свечи

Общий вес компоновки в жидкости вычисляется по формуле (5.6, [1]):

Общая длина КНБК:

Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность:

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБВ-140x8Д (предел текучести ).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8, [1]):

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (V_д³80 м/с) оценим по формуле (5.10, [1]):

где µ – коэффициент истечения из промывочных отверстий долота µ=0,95;

Перепад давления в турбобуре:

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК:

(5.9, [1]).

где к=1,1 – коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции, сил сопротивления движению раствора; F_Н(НК) – площадь поперечного сечения труб наддолотного комплекта, м² (по табл.8 приложений [1], F_К(НК)=120,1×10^-4 м²); F_тр(НК) – площадь поперечного сечения тела труб НК, м² (по табл.8 приложений [1], F_тр(НК)=33,1×10^-4 м²); DР_д–перепад давления в долоте, Па;

Коэффициент запаса прочности рассчитываем считая, что используются трубы 2-го класса

(

По табл. 8 приложения [1] выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны, выбираем: ТБВ-140×8Д.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

(5.19, [1])

где Q_p(1)– предельная растягивающая нагрузка для труб 1-й секции, по табл. 9 приложения [1] для : ТБВ-140×8Д Q_р(1)=1260 кН.

Допустимую длину секции БТ вычислим по формуле (5.18, [1]):

Учитывая, что длина одной свечи 25 м, получим:

Проверим условие:

, следовательно, одной секции труб недостаточно.

Вес секции труб в жидкости определим по формуле (5.21, [1]):

Для комплектования 2-й секции колонны, выбираем: ТБВ-140×8Л.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

(5.19, [1])

где Q_p(2)– предельная растягивающая нагрузка для труб 2-й секции, по табл. 9 приложения [1] для : ТБВ-140×8Л Q_р(2)=2150кН.

Допустимую длину секции БТ вычислим по формуле (5.18, [1]):

Проверим условие:

- это значит, что двух секций труб достаточно и следует уточнить длину второй секции:

Вес секции труб в жидкости определим по формуле (5.21, [1]):

Общий вес выбранных бурильных труб

Проверим прочность верхних труб секции БТ при спуске их в клиновом захвате по формуле (5.34, [1]):

где с – коэффициент охвата труб клиньями, примем с=0,7, n_зап – коэффициент запаса прочности, т.к. s_Т1=373; s_Т2 =637 МПа < 650 МПа, то принимаем n_зап=1,1; Q_кл – предельная нагрузка на бурильные трубы, по таблице 5.6

1-я секция:

Q_кл1=1050 кН. Итак:

2-я секция:

Q_кл1=1790 кН. Итак:

По табл. 5.2 [1] найдем крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из сталей Д: УБТ-219-37 кН*м, УБТ-178 - 26 кН*м.

По табл. 5.7 [1] для соединения труб ТБВ-140 выбираем замки типа ЗШ-178 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,101 м.

Для свинчивания замков по таблице 5.8 [1] необходим крутящий момент, равный 22,3кН*м.

Результаты расчетов сведем в таблицу:

Таблица 7.1

Показатели	Номер секции
А9Ш	УБТ1	УБТ2	НК
Наружный диаметр, мм		УБТ-219	УБТ-178	ТБВ-140	ТБВ-140	ТБВ-140
Внутренний диаметр, мм
Группа прочности	-	Д	Д	Д	Д	Л
Интервал расположения секции, м	3183,04-3200	3108,04-3183,04	3058,04-3108,04	2808,04-3058,04	1783,04-2808,04	0-1783,04
Длина секции, м	16,960					1783,04
Нарастающий вес колонны, кН	4,605	233,35	237,95	297,305	559,56	1011,415