Интервал 30-620 м.

Dд = 393.7 мм >295.3мм; Dк = 324 мм;

Находим диаметр нижней секции УБТ из соотношения:

Dyб,/D = (0,7 - 0,8);

Dуб1 = 0,7 *393,7 = 275,59мм; Dуб1 = 0.8*393.7 = 314.96мм.

Принимаем диаметр УБТС2 = 273мм

Находим диаметры последующих секций УБТ из соотношения:

Dбт/ Dубт = 0.75, следовательно

Dубт2 = 273*0.75 = 204.7 мм; ближайший стандартный диаметр 203 мм;

Dубт3 = 203*0.75 = 152.2 мм; ближайший стандартный диаметр 178 мм;

Dбт = 178*0.75 = 133.75 мм; ближайший стандартный диаметр 127 мм.

Следовательно, = 3, колонна трёхразмерная. Определяем длину УБТ:

м

Вес одного метра УБТ и длину одной трубы берём из таблицы основных размеров и масс УБТ.

Находим длину первой секции УБТ

= 0.7*43 = 30м, учитывая длину одной трубы УБТ-273 = 6 м, определяем длину первой секции УБТ: 30/6 = 5 = 5 шт;

Длина второй и третьей секций УБТ определяется:

=6 м, учитывая длину одной трубы УБТС 203 и 178,

равной 12 м, принимаем = 12 м.

Теперь определим общую длину УБТ, КНБК и бурильных труб:

=

=

=

Определим вес УБТ и КНБК:

Критическая нагрузка на УБТ для трёхразмерной колонны без учёта перепада давления определяется:

Ркр = 0,771*3,9*61,18 – 0,1*0,0126 = 183,96 кН

Площадь сечения выходного отверстия равна

Так как диаметр нижней секции УБТ более 203 мм и Ркр>Qубт, Рд<Ркр-

то нет необходимости в установке промежуточных опор для придания жёсткости колонне. Колонна и так будет жёсткой.

Условия прочности соединения УБТ:

f=(1,05*Dд- Dубт)/2

f = (1,05*0,3937 – 0,273)/2 =0,07м;

n = мин = 1

,

где, - изгибающий момент, кН*м;

f- стрела прогиба, м;

n - угловая скорость вращения бурильной колонны, ;

q - вес одного метра УБТ, кН/м

Длина полуволны изгиба УБТ:

где, EJ- жёсткость труб, берётся из таблицы геометрических

характеристик УБТ, кН*м2;

= 2*3,14*1 = 6,2884

EJ = 56 200 кН*м2 для УБТС - 203

= *56200*0,07/2*

Допускаемый изгибающий момент, кН*м.

где, Мпр - предельный переменный изгибающий момент, определяется

по таблице значений, кН*м; k,=1.4 – коэффициент запаса прочности.

Для УБТ - 273 с пределом текучести = 640 Мпа, Мкр = 98 кН*м.

Мпр/Миз = 98/19.6 = 4.9; что превышает коэффициент запаса прочности

1.4, следовательно можно использовать данные трубы для заданных условий.

Интервал 620-1854 м.

Dд = 295,3мм; Dк = 244,5 мм;

Находим диаметр нижней секции УБТ из соотношения:

Dубт/Dд = (0,7 - 0,8);

Dубт = 0,7 *295,3 = 206,7мм; Dубт =0,8*295,3 = 236,24мм.

Принимаем диаметр УБТС = 203мм

Находим диаметры последующих секций УБТ из соотношения:

Dбт/ Dубт = 0,75, следовательно

Dубт = 203*0,75 = 152,2 мм; ближайший стандартный диаметр 178 мм;

Dбт = 178*0,75 = 133,75 мм; ближайший стандартный диаметр 127 мм.

Следовательно, = 2, колонна двухразмерная. Определяем длину УБТ:

Находим длину первой секции УБТ

= 0.7*57,24 = 40,07м, учитывая длину одной трубы УБТС-203

Равную 12 м, определяем длину первой секции УБТ: 40.07/12 = 3.3 = 4шт;= 12*4 = 48 м.

Длина второй секции УБТ:

, учитывая длину одной трубы УБТС-

178, равной 12 м, определяем длину второй секции: 17.17/12 = 1.4 = 2 шт.

12= 12*2 = 24 м

Теперь определим общую длину УБТ, КНБК и бурильных труб:

Lубт = 48+24 = 72 м

Lкнбк = 72+7,38 = 79,38 м

=1854 – 79,38 = 1774,62 м.

Определим вес УБТ и КНБК:

Qубт = 48*2,1+24*1,6 = 134,88 кН.

Окнбк = 134,88+1,8 = 136.68 кН.

Критическая нагрузка на УБТ без учёта перепада давления:

Ркр = 0,834* - 0,1*0,0126 = 23,9кН

Так как диаметр нижней секции УБТС = 203 мм и Pкр< Qубт; Pд>Pкp, то

необходимо устанавливать промежуточные опоры для придания жёсткости

колонне.

Для долота D = 295.3 мм принимаем наибольший размер

опоры 255 мм. Расстояние между опорами 27 м.

Число опор:

T = - /

где, - вес жёсткой наддолотной части компоновки, кН (длина

жёсткой наддолотной части определяется по таблице оптимальных длин:

- расстояние между опорами, м.

= 13,3*2,1 = 27

T = 88,59 – 27,93/2,1*27 = 1,07 = 2 шт.

Условия прочности соединения УБТ:

f = (1,05*0,2953 – 0,203)/2 = 0,0535 м;

n=86,7 мин = 1,5

= 2*3,14*1,5 = 9,4222

EI= 16590кН* для УБТ-203

= *16590*0,0535/2*

Допускаемый изгибающий момент, кН*м.

Для УБТС - 203 с пределом текучести = 640 Мпа, = 40кН*м.

/ = 40/14,2 = 2,8; что превышает коэффициент запаса прочности

1,4, следовательно можно использовать данные трубы для заданных условий.

Интервал 1854-3384 м.

Dд = 215.9 <295.3мм; Dк = 177.8 мм;

Находим диаметр нижней секции УБТ из соотношения:

Dубт/Dд = (0,8 - 0,85);

Dубт = 0,8 *215,9 = 172,72 мм; Dубт = 0,85*215,9 = 183,51мм.

Принимаем диаметр УБТ = 165мм.

Находим диаметры последующих секций УБТ из соотношения:

Dбт/ Dубт = 0,75, следовательно

Dбт = 165*0,75 = 123,75 мм; ближайший стандартный диаметр 127 мм.

Следовательно, = 1, колонна одноразмерная. Определяем длину УБТ:

, учитывая длину одной трубы УБТ - 165 равной 12 м, определяем

длину УБТ: 90,61/12 = 7,6 = 8 шт.

L = 12*8 = 96 м

Lкнбк = 96+8,65 = 104,66 м

Lбт = 3384 – 104,66 = 3279,34 м.

Определим вес УБТ и КНБК:

Qубт = lq = 96*1,6 = 153,6 кН.

Окнбк=Qвзд+Qубт=1.2+153.6 = 154.8 кН

Критическая нагрузка на УБТ без учёта перепада давления:

Ркр = 1,9*

Так как диаметр нижней секции УБТС < 203 мм и Ркр< Qубт и P>Ркр, то

необходимо устанавливать промежуточные опоры для придания жёсткости

колонне.

Для долота D = 215.9 принимаем наибольший размер опоры 203 мм.

Расстояние между опорами 23.5 м.

Число опор:

t = 107,95 – 19,2/1,6*45,5 = 1,95 = 2 шт.

Условия прочности соединения УБТ:

f= (1,05*0,2159 - 0,65)/2 =0,0308 м;

n = 70,8 = 1,2

= 2*3,14*1,2 = 7,5366

EI = 9920 кН*м для УБТ-165

= *9920*0,0308/2*6,6 = 7,2 кН*м.

Допускаемый изгибающий момент, кН*м.

Для УБТ - 165 с пределом текучести = 640 Мпа, = 25,9 кН*м.

Мпр/Миз = 25,9/7,2 = 3,6; что превышает коэффициент запаса прочности

1,4, следовательно можно использовать данные трубы для заданных условий.

К опорно-центрирующим элементам КНБК относятся: калибраторы,

центраторы, стабилизаторы, маховики, расширители.

Расчёт бурильной колонны на прочность.

Выбираем диаметр бурильных труб в зависимости от предыдущей обсадной колонны. Dк = 245 мм; Dбт = 127 мм. Расчёт будем проводить для бурильных труб ТБПВ с толщиной стенки 10 мм, маркой стали Д.

1.Рассчитываем переменные напряжения изгиба (в МПа):

где, Е - модуль упругости материала бурильных труб, для стали E =2* , для алюминиевых сплавов Е = 8* ;

J- осевой момент инерции сечения по телу трубы.

J = 3,14/6 *( - ) = 0,63* м

где, D и d наружный и внутренний диаметры трубы;

f- стрела прогиба;

Dскв - диаметр скважины;

Dд - диаметр долота;

Dз - диаметр замка;

L - длина полуволны;

W - осевой момент сопротивления высаженного конца трубы.

f = (1,1*Dд - Dз)/2 = 0,041 м

где, Dнк, Dвк - наружный и внутренний диаметры высаженного конца

трубы.

Длина полуволны (в М) определяется для сечения непосредственно над

УБТ:

где, - угловая скорость вращения бурильных труб; m1 - масса 1м.

труб.

2. Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость.

n = 100*0,6/15,8 = 3,8

где, - предел выносливости материала труб МПа.

- коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки

резьбы, = 0,6 для стали марки Д. = 0,55 для алюминиевого сплава Д16.

3.Определяем напряжения МПа.

где, - длинна бурильных труб;

- диаметр долота.

= 960,85

где, - коэффициент, к = 1,15;

- вес бурильных труб, Н;

, - плотность бурового раствора и материала бурильных труб

соответственно кг\м3;

- перепад давления на долоте Па;

- площадь сечения канала трубы м2;

- площадь сечения трубы м.

4. Определяются касательные напряжения (в МПа) для труб данной

секции:

где, - крутящий момент Н*м,

- полярный момент сопротивления м3.

где, D,d - наружный и внутренний диаметры труб.

0,5/0,000203 = 2,5 МПа

где, - мощность на холостое вращение бурильной колонны кВт;

- мощность на вращение долота.

- полярный момент сопротивления .

Мощность на холостое вращение бурильной колонны (в кВт)

определяется по формуле:

=

где, L - длина колонны (м);

n - частота вращения (об/мин);

, - наружный диаметр бурильных труб (м);

- плотность раствора (кг\м3).

=

Мощность на вращение долота (в кВт) по формуле:

=

где, С - коэффициент, зависящий от крепости породы, для мягких пород

C = 2,6; для средних С = 1,3; для крепких С = 1,85;

- диаметр долота (м);

- осевая нагрузка (Н).

N = 1.3*10-7,7*70.8*0,215904*1079501.3 = 3.5 кВт

5. Рассчитаем коэффициент запаса прочности при совместном

действии нормальных и касательных напряжений

Условие выполнено.

= 490 МПа, предел текучести для стали марки Д.

6. Определяется допустимая глубина спуска колонны и труб с

одинаковой толщиной стенки и одной группой прочности материала:

где, - допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН

предел текучести материала труб, МПа;

P - площадь сечения труб, м;

n - коэффициент запаса прочности, n = 1,3 для нормальных условий, n =

1,35 для осложненных условий;

- предельная нагрузка, МН;

- коэффициент, = 1,15;

G - вес забойного двигателя, МН;

- перепад давления в долоте, МПа;

- перепад давления в турбобуре, вес 1 м бурильных труб, МН;

- площадь сечения канала труб, .

= 490*0,00368/1,3=1,387 MH

Общая длина колонны

L= 3472,6+96 = 3568,64м.

Следовательно, колонна бурильных труб будет состоять из одной секции

труб ТБПВ - 127*10, марки стали Д, с пределом текучести 490 Мпа.