Проверочный расчет на статическую прочность

Методики расчетов растягивающих усилий в БК для наклонно- направленных скважин изложены в пособии [8, раздел 4].

ТБПК127х9,2Д: q= 31,22 кг/м;d_вн= 108,6мм;f_т= 3,403*10^-3м²;f_к= 9,258*10^-3м²; σ_т= 372 МПа.

УБТС2-178х80: q= 156 кг/м;d_вн= 80 мм;f_т= 1,985*10^-2м²;f_к= 5,024*10^-3м².

Диаметр замка труб ТБПК-127 d_зм= 161,9 мм.

Проверим жесткость колонны. Проверка условия жесткости при толщине стенки обсадной колонны 178 (9мм) производится следующим образом:

.

При Е_УБТ=Е_ОК(сталь) условие имеет вид.

.

.

.

-условие выполняется.

Расчет усилий начинаем снизу вверх.

Сначала вычислим функцию Z_наб[8]:

а затем – искомую силу растяжения Q_рпо формуле:

.

Здесь Q_к– растягивающее усилие, приложенное к концу участка спада угла как результат действия (веса и сил трения) нижерасположенных участков бурильной колонны. ВQ_кне входит гидравлическая сила от перепадов давления на долоте р_д.Q_к= 175535 Н.

Напряжение растяжения в избранном сечении трубы равно:

,

а запас прочности определяется по формуле:

.

Значение n_σне должно быть меньше 1,4 (турбинное бурение ННС).

σ = 307712 / 3,403*10^-3= 90,42 МПа.

n = 372 / 90,42 = 4,11>1,4.

Условие выполняется.

Проверочный расчет на кручение и на усталостную прочность

Расчеты на кручение бурильной колонны и на усталостную прочность не проводим ввиду того, что бурение осуществляется винтовым забойным двигателем без вращения бурильной колонны.

Расчеты на прочность в клиновом захвате

Наиболее опасными сечениями являются верхние сечения секций бурильных труб.

Осевую нагрузку в месте захвата колонны клиньями Q_ТК, при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести σ_т, находим из [8, приложение 12]. Однако, т.к. эти данные приведены для случая коэффициента охвата трубы клиньями С = 1, то осевая нагрузка будет равна:

.

Для клинового захвата ПКР-560: С = 0,9.

Запас прочности в клиновом захвате определяется по формуле [8]:

.

Запас прочности не должен быть ниже 1,15.

Для труб 127х9,2Д: Q_ТК= 1091 кН.Q= 888605 Н.

.

>1,15.

Условие выполняется.

Таблица №16

Интервал		Характеристика бурильных труб, УБТ					Длина секции, м		Теорети-ческая масса, кН
от	до	Тип (шифр)	Наружный диаметр, мм	Группа проч-ности	Толщина стенки, мм
1923	3000	УБТС-2	178	Д		115		176,0
		ТБПК	127	Д	9,19	2885		882,81
Всего										1058,81

2.2.4 Расчёт потерь давления

Потери давления определяются по формуле:

Кондуктор

Производительность насоса в данном интервале: Q=0,5*0,785*0,3937²=60 л/с.

1. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 7,3 мм:

2. Потери давления в УБТС диаметром 203 мм:

3. Потери давления в обвязке буровой установки:

4.Потери давления в гидромониторном долоте диаметром 393.7 - 3 – 18 мм:

5.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и УБТ диаметром 203 мм:

;

6.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильными трубами диаметром 127 мм:

;

Промежуточная колонна

Производительность насоса в данном интервале: Q=0,5*0,785*0,2953²=34 л/с

1. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 8,3 мм:

2. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 12,7 мм

3. Потери давления в УБТС диаметром 178 мм:

4. Потери давления в турбобуре диаметром 240 мм:

5. Потери давления в обвязке буровой установки:

6. Потери давления в гидромониторном долоте диаметром 295.3 - 3 – 22 мм

_{РД295,3=0,003х1,1х2,025=6,7 МПа}

7.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и турбобура диаметром 229 мм:

8.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и УБТ диаметром 178 мм:

9. Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильными трубами диаметром 127

Эксплуатационная колонна

Производительность насоса в данном интервале: Q=0,5*0,785*0,2159=18 л/сек

1. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 12,1 мм:

2. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 12,1 мм:

3. Потери давления в УБТ диаметром 178 мм:

5.Потери давления в турбобуре диаметром 195 мм:

4. Потери давления в обвязке буровой установки:

7. Потери давления в гидромониторном долоте диаметром 215,9 - 3 – 20 мм

8. Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и УБТ диаметром 178 мм:

11.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и турбобуром диаметром 195 мм:

12. Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильными трубами диаметром 127 мм: