54.Розрахунок мінімально-допустимих радіусів кривизни з умови вільного прохо­дження вибійних двигунів

Розрахунок мінімально-допустимих радіусів викривлення проводять виходячи із таких умов [3, 9, 17]:

1. З умови вільного проходження системи долото-секція вибійного двигуна

, (3.1)

де – довжина секції вибійного двигуна з долотом, м;

– діаметр свердловин, м;

– діаметр вибійного двигуна, м.

2. З умови проходження верхньої секції вибійного двигуна

, (3.2)

де – довжина верхньої секції вибійного двигуна, м.

3. З умови вільного проходження секції вибійного двигуна з центраторами на кінцях

(3.3)

де – діаметр центратора, м;

a – мінімально допустимий зазор між корпусом вибійного двигуна-відхилювача і стінкою свердловини

a = 0,003 – 0,005 м

4. З умови вільного проходження системи долото-вибійний двигун з врахуванням деформації вибійного двигуна та фактичного діаметра свердловини

, (3.4)

де – довжина вибійного двигуна, м;

– діаметр долота, м;

f – стріла прогину вибійного двигуна, м;

k – технологічний зазор між свердловиною та корпусом вибійного двигуна, м

k = 0,003 – 0,005 м

, (3.5)

q – вага одиниці довжини вибійного двигуна, кН/м;

ЕІ – жорсткість на згин вибійного двигуна, кН∙м².

5. З умови примусового спуску системи долото- вибійний двигун через викривлений ствол при виникненні напружень згину у межах пружних деформацій

, (3.6)

де – межа текучості сталі, Па;

Е – модуль пружності сталі, Па.

6. З умови проходження по стволу частини компоновки з найбільшим діаметром d

, (3.7)

де L – довжина компоновки з діаметром d, м;

k – технологічний зазор між компоновкою та стінками свердловини, м;

k = (4 – 6)∙10^-2 м – для стійких порід;

k = (6 – 8)∙10^-2 м – для нестійких порід і таких що чергуються.

– допустимий прогин компоновки на довжині L, м;

, (3.8)

де – межа текучості матеріалу компоновки, Па;

– коефіцієнт запасу міцності;

для вибійних двигунів = 4 – 6;

для ОБТ, маховиків, стабілізаторів =1,35 – 1,5;

7. З умови нормальної експлуатації бурильних (обсадних) труб, розташованих у нижній частині недалеко від вибою

, (3.9)

де - зовнішній діаметр бурильних (обсадних) труб, м;

– межа текучості матеріалу труб, Па;

8. З умови нормальної експлуатації бурильних труб, розташованих у верхній частині свердловини

, (3.10)

де – напруження розтягу, Па;

, (3.11)

де Р – максимальне розтягуюче навантаження, яке діє на колону у місці згину, Н;

F – площа поперечного перерізу тіла труби, м².

Величина Р складається із ваги у рідині бурильної колони, розташованої нижче місця згину ствола та сил тертя, які залежать від конфігурації ствола, нормального навантаження та коефіцієнта тертя металу об породу.

9. З умови врахування можливої концентрації місцевих напружень у дрібній трубній різьбі

, (3.12)

де – коефіцієнт концентрації місцевих напружень

, (3.13)

де – межа міцності матеріалу труби, МПа;

10. З умови забезпечення міцності бурильної колони, яка викривилась від втрати стійкості та від обертання у викривленому стволі

, (3.14)

де – межа витривалості при симетричному циклі, Па;

– коефіцієнт запасу міцності

= 1,4 – 1,6

– середнє постійне напруження циклу, Па

,

де – напруження стиску, Па;

τ – напруження кручення, Па;

– напруження згину, Па;

де f - стріла прогину стиснутої частини бурильної колони, м;

,

– довжина півхвилі стиснутої частини бурильної колони, м.

,

де – межа витривалості при асиметричному циклі, Па.

11. З врахуванням місцевих напружень у різьбовому з’єднанні бурильних труб, викривленої бурильної колони від втрати стійкості та обертання у викривленому стволі

. (3.15)

12. З умови попередження утворення жолобних виробок, протирання обсадних колон та інтенсивного зносу бурильного інструменту

, (3.16)

де – довжина свічки бурильних труб, м;

Р – максимальне розтягуючи навантаження, кН;

– допустима сила взаємодії замка зі стінкою свердловини для даних умов буріння, кН;

=10 кН – для м’яких порід;

=20 – 30 кН – для порід середньої твердості;

= 40 – 50 кН – для твердих і міцних порід.

13. З умови нормальної прохідності випробувача пластів або системи насос-пакер через викривлений ствол

, (3.17)

де L – довжина спускаючого в колону занурного пристрою (випробувача пластів, системи насос-пакер, ), м;

– внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м (для випробувача пластів замість d_e беруть діаметр свердловини );

– діаметр спускаючого в колону занурного пристрою (пакера, насоса), м;

k – зазор між внутрішньою стінкою обсадної колони і корпусом спускаючого в колону занурного пристрою, м;

У більшості випадків приймають

k = 0,0015 – 0,003 м

f – стріла прогину системи насос-пакер або випробувача пластів чи інших пристроїв для дослідження свердловин.

14. З умови вільного проходження турбінного відхилювача, який забезпечує задану інтенсивність викривлення

, (3.18)

де – довжина нижнього плеча відхилювача (від торця долота до місця викривлення перехідника відхилювача), м;

– довжина верхнього плеча відхилювача ( від місця викривлення перехідника відхилювача до верхнього торця перехідника з ножами), м;

– кут перекосу валів турбінного відхилювача, градус;

β – кут нахилу нижнього плеча відхилювача до осі свердловини

,

де – діаметр долота, м;

d – діаметр відхилювача, м.

15. З умови вільного проходження відхилюючої компоновки з кривим перехідником над вибійним двигуном, яка забезпечує задану інтенсивність викривлення , (3.19)

де – довжина вибійного двигуна з долотом, м;

– довжина встановлених над кривим перехідником ОБТ, м;

– кут нахилу ОБТ до осі свердловини, градус

;

,

де – діаметр вибійного двигуна, м;

– діаметр ОБТ, м.