Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Выбор элементов бурильной колонны. Б»

рильная колонна состоит из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легкосплавных бу­рильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых пе­реводников, центраторов и калибраторов.

Бурильные колонны бывают следующими: одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными в бурильных труб одного и того же наружного диаметра;

многоразмерными (многоступенчатыми), составленными в труб различных наружных диаметров (двух-, трех — или четы­рехразмерным и);

многосекционными, составленными из нескольких участков труб одной и той же группы прочности, одного и того же на­ружного диаметра с одинаковой толщиной стенки и одинаковой конструкцией резьбовых соединений.

Нижний участок бурильной колонны составляют из >ЬЬ устанавливаемых непосредственно над долотом или забойны“ двигателем. ,

Основные размеры и масса УБТ приведены в табл. 9.1 Гладкие по всей длине горячекатаные УБТ рекомеяд) ся применять только для бурения с забойными двигателя — ‘ УБТС — для бурения в осложненных условиях; УБТ с ь дратным сечением по периметру — при бурении интерв3^ склонных к самопроизвольному искривлению и со епиральк ^ и продольными канавками — в условиях повышенной опас8° затяжек и прихватов бурильной колонны. н1,)1

Размеры и масса СБТ и ЛБТ, а также муфт и замков к приведены в табл. 9.2-9.7 [20].

Для бурения неглубоких вертикальных скважии РоГ°^ф способом рекомендуется использовать трубы типа ТБВ»

Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб

,вЫ® РазмеРы и масса УБТ

Цікфр	Наружный диаметр, мм	Внутренний диаметр, мм	Длина, м	Масса/вес 1 м трубы, кг/м и кН/м	Резьба
УБТ-95 і уБТЛ08 уБТ-146 урТ-178 уБТ-203 уБТ-219 уБТ-245 УБТС2-120 УБТС2-133 УБТС2-146 УБТС2-178 УБТС2-203 УБТС2-229 УБТС2-254 УБТС2-254 УБТС2-273 УБТС2-273 Примеч под элевато чева резьба прочности 1	95 108 146 178 203 219 245 120 133 146 178 203 229 254 254 273 273 &ння. 1. У. 3, УБТС — укороченног ; н К, УБТС	38 46 74 90 100 110 135 64 64 68 80 80 90 100 127 100 127 эТ (горячекаї с проточкой э профиля. 3. — из стали	6; 8 6; 8 6; 8 12; 8 8; 12 8 7 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 ганые) пос юд эле вате УБТ изгот ЮХН2МА	47/0,461 59/0,579 98/0,958 145/1,42 192/1,88 220/2,16 258/2,53 65/0,635 84/0,824 103/1,01 156/1,53 215/2,10 273/2,68 336/3,30 296/2,90 398/3,90 360/3,53 тавляются бе’ эр. 2. Звездоч* ОВЛЯЮТСЯ ИЗ С’ или 38ХНЭМФ	3-77 3-88 3-121 3-147 3-171 3-171 3-201 3-101 3-108* 3-121 3-147 3-161 3-171 3-201 3-201 3-201 3-201 проточки ой обозна — гали групп А.

Труба	Муфта	Масса, кг	Жесткость, кНм2
Диаметр, мм	Тол­ щи­ на стеи- ки, мм	Наруж­ ный диа­ метр, мм	Длина, мм	1 м глад­кой трубы	двух выса­ док	муф­ ты	при из­ гибе	при сдви­ ге
* кый	внут­ рен­ ний
~^_^Урильные трубы с высаженными внутрь концами
60,3	46.3 42.3	7 9	80	140	9,15 11,3	1,5	2,7	89 103	68 78
73	59 55 51	7 9 11	95	166	11,4 14,2 16,8	2,0	4,2	168 198 223	128 151 170

Таблица 9.2

Труба	Муфта	М	асса, кг	___ ^ 9.2 кН. мЛ
Диаметр, мм	Тол­ щи­	Наруж­ ный	Длина,	1 м глад­	двух выса­	муф­	При из­ гибе	пр, СДВ|. Ге
услов­ ный	наруж­ ный	внут­ рен­ ний	на стен­ ки, мм	диа­ метр, мм	мм	кой трубы	док	ты
89	89	75 71 67	7 9 11	108	166	14.2 17,8 21.2	3,2	4,4	320 385 439	244 293 334
102	101,6	87.6 85.6 83.6 81.6	7 8 9 10	127	184	16.4 18.5 20.4 22.4	5,0	7,0	491 545 595 641	374 415 453 488
114	114,3	100.3 98.3 96.3 94.3 92.3	7 8 9 7 11	140	204	18,5 20,9 23,3 25,7 28,0	6,0	9,0	716 797 872 944 1011	546 607 664 719 770
127	127	113 111 109 107	7 8 9 10	152	204	20,7 23.5 26,2 28,9	6,5	10,0	1000 1116 1226 1330	762 850 934 1013
140	139,7	123.7 121.7 119.7 117.7	8 9 9 11	171	215	26 29 32 35	7,5	14	1512 1664 1909 1947	1152 1268 137S 1483
168	168,3	150.3 148.3	9 10	197	229	35,3 39,0	9,5	16,7	3008 3283	2292 2501
Бурильные трубы с высаженными наружу концами
60	60,3	46.3 42.3	7 9	86	140	9,15 11,3	1,5	2.7	89 103	6S 78 ‘ТгГ 151 170
73	73	59 55 51	7 9 11	105	165	11.4 14,2 16,8	2.5	4,7	168 198 223
89	89	75 71 67	7 9 11	118	165	14.2 17,8 21.2	3.5	5,2	320 385 439	о93 33* 415 453
102	101,6	85.6 83.6 81.6	8 9 10	140	204	18,5 20.4 22.4	4,5	9.0	545 595 _б41.

Труба Муфта Масса, кг Жесткость, кНм2 Тол­ щи­ Наруж­ ный Длина, 1 м глад­ двух выса­ муф­ при при УСЛОВ­ НЫЙ наруж­ ный внут­ рен­ ний на стен­ ки, мм диа­ метр, мм мм кой трубы док ты из­ гибе сдви­ ге 114 114,3 98.3 96.3 94.3 92.3 8 9 9 11 152 204 20,9 23,3 25,7 28,0 5,0 11,0 797 872 944 1011 607 664 719 770 140 139,7 123.7 121.7 117.7 8 9 11 185 215 26,0 29.0 35.0 7,0 15,0 1512 1664 1947 1152 1268 1483 Таблица 9.3 Размеры бурильных труб (в мм) с высаженными внутрь ■ наружу концами я коническими стабилизирующими поясками

Размеры высаженной части, мм Увели­ чение массы Услов­ Наруж­ Внут­ Масса одной ный ный Толщи­ ренний Длина Длина 1 м трубы два- диа­ на стен­ диа­ Диа­ Наруж­ меха­ до пе­ глад­ вслед­ ^Р, метр ки, мм метр, метр ный ничес­ реход­ кой ствие мм трубы, мм про­ диа­ кой ной трубы, высад­ мм хода метр обра­ час­ кг ки обо­ ботки ти их КОН­ ЦОВ, кг

С высаженными внутрь концами

17,9 21,2

20.4 22.4

23,3 25,7 28

26,2 28,9

29 32 35

83.6 81.6

96.3 94.3 92.3

109 107

121.7 119.7 117.7

3,9 3,4

71 67

57 54

89,9

150

145

5,1 5

68 68

101,9

150

145

7,3 7,1 6,9

78 76 74

115,2

160

155

92 90

160

7,8 7,6

130,2

155

102 100 100

140,2

160

155

11 10,2 9,2

				Размеры высаженной части, мм
У с лов — ный диа­метр, мм	Наруж­ ный диа­ метр трубы. мм	Толщи­на стен­ки, мм	Внут­ ренний диа­ метр, мм	Диа­ метр про­ хода	Наруж­ ный диа­ метр	Длина меха­ ничес­ кой обра­ ботки	Длина до пе­реход­ной час­ти	Масса 1 М глад­кой тРУбы, кг	0дч ^РУбц’ СТВйе *В Обо. в* щ. П°8,*г
С высаженными наружу концами
73 ‘	73	9 11	55 51	52 48	85,9	150	155	14,2 16,8	3,7
89	89	9 11	71 67	68 64	101,9	150	155	17,8 21,2	4,5
102	101,6	9 11	83.6 81.6	80,6 78,6	115,2	160	165	20.4 22.4	5.;
114	114,3	9 9 11	96.3 94.3 92.3	93.3 91.3 89.3	130,2	160	165	23,3 25,7 28,0	■ .9

Таблица 9.4

Размеры, масса и жесткость бурильных труб с приваренными соединительными концами с высадкой наружу ТБПВ Наруж­ный диа­метр сое­дини­тельного конца, мм Масса, кг Же кос кН ст- ть, V? У слов — н ы й диа­метр трубы, мм Толщи­на стен­ки тру­бы, мм Наруж­ный диа­метр вы­садки, мм Толщи­на стен­ки вы­садки, мм Резь­ ба 1 м глад­кой трубы одного ком­плек­са сое — дини — тель- ных КОН­ НОВ при изги­ бе Df“ сдви­ ге 73 6 7 8 81 9.5 10.5 11.5 108 3-88 9,9 11,4 12,8 27.3 27.5 27,7 150 168 184 114 138 140 "гїїГ 2** іЮ 89 6 8 97 9.5 10.5 11.5 120 3-102 12,3 14,2 16,6 29,6 29,9 30,2 284 320 354 114 7 8 9 10 122 10.5 11.5 12.5 13.5 155 3-133 18,5 20,9 23,3 25,7 48.0 48.5 49.0 49.5 716 797 872 944 00Г 66?

услов­ ный д*а- *етр трубы, ЦК	Толімч — на стен­ки тру­бы, ММ	Наруж­ный диа­метр вы­садки, мм	Толщи­на стен­ки вы­садки, мм	Наруж­ный диа­метр сое­дини­тельного конца, мм	Резь­ ба	Масса, кг	Жест­ кость, кН-м2
1 м глад­ кой трубы	одного ком­плек­са сое — дини — тель — ных кон- пов	при изги­ бе	при сдви­ ге
	7	135	11	170	3-147	20,7	47,0	1000	762
	8		12			23,5	47,5	1116	850
	9		13			26,2	48,5	1226	934
	10		14			28,9	48,5	1330	1013
146	8	154	12	188	3-161	27,2	64,0	1739	1325
9		13			30,4	64,5	1916	1460
	10		14			33,5	65,0	2085	1589
	11		15			36,6	65,5	2246	1711
Примечан не. Длігаа труб 12,4 и 8,5 м.

Таблица 9.5

Характеристика легкосплавных бурильных труб, изготовляемых из сплава Д16Т, и замков к ним

Параметры	Наружный диаметр трубы, мм
73	93	114	129	129	147	147
Толщина стенки, мм	9	9	10	9	11	9	11
Шифр стальных об­легченных замков	ЗЛ-90	ЗЛ-110	ЭЛ-136	ЗЛ-152	ЗЛ-152	ЗЛ-172	ЗЛ-172
Диаметр, мм: наружный облег­ченного стального замка наименьший вну­тренний замка ^^Именьший вну- ^^»нийтр’бы	99 41 41	110 61 61	136 80 80	152 95 95	152 95 95	172 110 112	172 110 112
V.» труб «п3 замка *0ЦИКаЛЬНаЯ с зам’	9 9,25	9 9,25	12 12,25	12 12,27	12 12, 27	12 12,27	12 12,27
сСуУе^ тРУбы, кГ: высадки Чени^ облег — с УЧе™3амка *°НЧов ИМ шлсадки	5,3 1І,5 6,8	1(>,2 8,4	9,3 2Ґ,5 11,0	10,0 зо;з 11,8	11,8 зо|з 14,3	11.3 37,0 14.4	13.4 37,0 16.5

П р О Д О л ж с и и

е т*6„.

Крутящий момент, при котором напря­жения в теле трубы достигают предела текучести, кН м

52,0

12,0

21,0

36,0

44,5

Давление, МПа: максимально допустимое, вну­треннее внутреннее, при котором напряже­ние в теле трубы достигает предела текучести внутреннее разру­шающее максимально до­пустимое внешнее сминающее внешнее разруша­ющее

52 79,0 100 37 55,3

40 59.5 97.5 31 46.5

35 53,5 73,0 24 36,7

45 67,8 92,5 34 52,0

54 81,0 110 51 77,0

31 46.0 63.0 18 28.0 58,5

1100

1350

Нагрузка, кН: максимально допу­стимая растягива­ющая растягивающая, при которой на­пряжение в теле трубы достигает предела текучести растягивающая разрушающая

470

620

850

900

590

780

1070

1120

810

1470

1070

1520

1840

1730

Наружный диаметр трубы,
73	114	129	129
93
210 38 58.0 78,5 27 40,9 69.0
Жесткость труб, кНм2: при изгибе при сдвиге
787 592
671 505
70 53	321 242	442 333	515 388
152 114

Примечания: 1. При выборе допустимых усилий приняты Сд щие коэффициенты запаса прочности; для растягивающих нагрУ30* для внутренних давлений 1,25; для внешних сжимающих давлен для моментов кручения 1,8. 2. Для сплава Д16Т принят предел 330 МПа, предел прочности 4500 МПа; модуль при изгибе £=1»1 при сдвиге С=27,1 -103 МПа.______

Диаметр труб по ГОСТ 631-75, мм	Резьба	Диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
с высажен­ными внутрь концами	с высажен­ными наружу концами
60,3	—	3-66	80	404	12
73,0	—	3-76	95	431	16
89,0	—	3-88	108	455	20
89,0	—	3-88	113	455	23
114,3	—	3-117	140	502	35
139,7	—	3-140	172	560	58
168,3	—	3-152	197	603	76
73,0	—	3-86	108	431	20
89,0	—	3-101	118	455	23
101,6	—	3-108	133	496	37
114,3	101,6	3-121	146	508	38
139,7	—	3-147	178	573	61
168,3	—	3-171	203	603	73
—	60,3	3-73	86	404	15
—	73,0	3-86	108	431	20
—	89,0	3-102	120	468	25
114,3	101,6	3-122	146	496	37
127,0	114,3	3-133	155	526	39
—	139,7	3-161	185	553	53
—	ТБНК-73	3-86	108	431	17
ТБВК-89	—	3-101	118	454	22
ТБВК-102	—	3-108	133	506	32
ТБВК-140	—	3-147	178	573	61
—	ТБНК-89	3-102	120	468	20
ТБВК-114	ТБНК-102	3-122	146	506	36
ТБВК-127	ТБНК-114	3-133	155	536	38

>ь, е размеры и масса замков для СБТ

занные в скобках, применять

ЗН-108 ЗН-ИЗ (ЗН-140) ЗН-172 ЗН-197) 301-108 ЗШ-И8 ЗШ-133 ЗШ-146 ЗШ-178 ЗШ-203 ЗУ-86 ЗУ-Ю8 ЗУ-120 ЗУ-146 ЗУ-155 ЗУ-185 ЗУК-108 ЗШК-113 ЗШК-133 ЗШК-178 ЗУК-120 ЗУК-146 ЗУК-155

р Таблица 9.7

—*еры замков (ниппелей и муфт) для приварки к трубам

Резь­ ба

3-86 3-102 3-108 3-122 3-122 3-133 3-133

Длина, мм

Масса одного комп­лекта замка (нип­пель, муф­та), кг

муф­ ты

нип­ пеля 326.7 364.8 357.1 357.1 357.1 357.1 357.1

298.6 336.7 324.0 324.0 324.0 324.0 324.0

25,1 40.0 41.9 60.9 63,8 59.1 68.2

Размеры труб, к ко­торым при­варивают­ся замки, мм

72×9,19 89×9,35 102X8,38 114×8,56 114X10,92 127X9,19 127X12,7

58.3 58.3 63.0 63.0 63.0 63.0 63.0

ТБВК и ТБПВ; для бурения глубоких скважин в Осло* условиях — трубы типа ТБВК, ТБНК, ТБС и ТБПВ НеНн1>1)[ рения вертикальных с использованием забойных двигатр’^Л- трубы типа ТБН, ТБНК и ТБПВ; для бурения наклон^ правленных скважин с использованием забойных двига/р ° 1)4 трубы типа ТБНК, ТБПВ и ЛБТ. Лей —

Наддолотный комплект, обычно принимаемый длиной Гпп устанавливается над УБТ и составляется из бурильных типа ТБВК, ТБНК, ТБС, ТБПВ группы прочности Д с мальной толщиной стенки. ск’

Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции дратного сечения приведены в табл. 9.8 (изготовляются из стал групп прочности Д и К, переводники из стали 40ХН). 11

Механические свойства материала СБТ и ЛБТ приведены табл. 9.9. В

Таблица 9.8 Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения Показатели ТУ 14-3-126-73 ТУ 14-3-755-78 ТУ 51-276-86 (ТВКП) Сторона квадрата, мм 112 140 155 65 80 112 140 155 Диаметр ка­ нала, ми Диаметр 74 85 100 32 40 74 85 100 проточки под элева­ тор, мм 114 141 168 73 89 Общая дли­ на трубы с переводни­ ками, м, не 14,5-17,0 менее 13 14 14 10 10 11,5-13,5 Резьба пе­ реводников: верхнего 3-121Л 3-152Л 3-152Л 3-76Л 3-88Л 3-121Л 3-171Л 3-1Т1Л •3-171 нижнего 3-121 3-147 3-171 3-76 3-88 3-121 3-147 Наружный диаметр пе­ реводника, мм: 203 203 верхнего 197 197 197 95 108 146 203 нижнего 146 178 203 95 108 146 178 Масса (те­ оретичес­ кая), кг: 1 м трубы Ц4.3 без перевод­ 106,6 ников: 65,6 106,6 124,3 27 38 65,6 перевод­ ников: верхнего 60 55 54 10 12,5 — нижнего 22 35 39 9 12 —

0о^атеЛИ	Группа прочности стали	Д16Т
Д	К	Е	Л	М	Р	Т	40ХН	40ХМФА
Веяное СО — ^тявление разрыву л. № „ейвяее 0редел те-	637	687	735	784	882	980	1078	882	981	392 421
373	490	539	637	735	882	980	735	832	255 274
гучести ^,МПа, ,е иенее Относитель­ное удлине — аяе 6, %, не меяее	16	12	12	12	12	12	12	10	13	12 То
Примечания. 1. Трубы групп прочности Р и Т изготовляются по со­глашению изго говителя с потребителем. 2. В числителе для труб диаме­тром менее 120 мм, в знаменателе — более 120 мм.

Определение параметров конструкции УБТ. Диаметр нижней (первой) секции УБТ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочно­сти. В нормальных условиях бурения рекомендуется [20] прини­мать следующие соотношения между диаметрами УБТ и долот

К/Д).

Диаметр долота, мм………………………………. ^295,3 ^295,3

Соотношение йу/И……………………………. 0,80-0,85 0,70-0,80

Для осложненных условий это соотношение уменьшается, лоп 0Четания рекомендуемых диаметров нижней секции УБТ и °т приведены в табл. 9.10.

ДопуОСЛ°Ж1К Н, сых Усл°виях: при бурении долотами О >250,8 мм соди аеТся применение УБТ ближайшего меньшего диаметра Црв «ременной установкой опорно-центрирующих устройств. ^Бт ;>НИи забойными двигателями диаметр нижней секции <1у ^ .Дол*ен бглть не более диаметра забойного двигателя, т. е.

<0^°сгь наддолотного участка УБТ должна быть не менее Об( адной колонны, под которую ведется бурение. ^Ния0бОСП, ’1ения этого условия в табл. 9.11 приводятся со — Диам(‘гров обсадных труб и минимально допустимых

Таблица 9,1о Диаметры, мм, нижней секции УБТ и долот Долото УБТ (нижняя секция) Долото УБТ ~ (нижняя секция) 139.7- 146,0 149.2- 158,7 161,0-171,4 187.3- 200,0 212.7- 228,6 244,5-250,8 Примеча метр УБТ дл ней — для ос 114; 120 108 120; 133 108; 114 133; 146 120;133 165 146 178 165 203 178 НИЄ. В верх! я нормальны, ггожнениых. 269,9 295,3-311,1 320,0 349,2 2*374,6 [ей строчке при с условий бурен 219;229 1^87203 229; 245 203^219 245 229 254 229 273 254 веден диа — -1Я, в ниж-

Обсадная труба	УБТ	Обсадная труба	УБТ
114,3	108	244,5	203
127	120	273,1	219
139,7; 146,1	146	298,5	229
168,3	165	323,9; 339,7	229; 254
177,8; 193.7	178	351	254
219,1	178	377	254
244,5	203	5:406	273 j

Таблица 9.11

Диаметры обсадных труб и минималь­но допустимые диаметры УБТ, мм

Соотношение диаметров бурильных труб, расположен ^ над УБТ к диаметру УБТ с/у должно быть следующим: ®бт’у^ 0,7. Если это соотношение не соблюдается, то комплект должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьша ся в направлении к бурильным трубам. При этом отношение ^ метра последующей ступени к предыдущей должно бь11?’дца — Рекомендуемые сочетания диаметров бурильных тр> метров обсадных колонн приведены в табл. 9.12. у£Т

Обычно число секций многоразмерной конструкш!11 дс <3. х кой’

Общая длина УБТ для одно-, двух — и трехразмерн е1ш< струкций в зависимости от Рд и рБ р определяется из УР

Таблица. 9.12 леВДУеМые ДиаметРЫ бурильной и обсадной колонн

0бсаДнаЯ колонна

Бурильная

колонна

Обсадная

колонна

Бурильная

колонна

114; 127 (129) 127 (129); 140 (147) 140 (147) 140 (147) 140 (147); 168 (170)

73 89 (90) 89 (90); 102 (103) 102 (103); 114 114,127 (128)

244,5 273,1 298,5; 323,9 339,7; 377 406 и более

139,7; 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 Дримечание. В скобках указаны диаметры труб из легких сплавов-

-(1 — Х1)(д2 — 9з)

кг соб в

Аі? і +

пг

1,15 (Рп-ст)

(9.1)

где Рд в кН; О? — вес трубы турбобура, кН,

(9-2)

I! —длина нижней части (первой) секции, создающей основную часть нагрузки. Для определения к следует вначале задаться отношением Аь при нормальных условиях бурения

к = (0,7 -7-0,8)/; (9.3)

при осложненных условиях бурения

^ (0,4-г 0,6)/; (9.4)

Ъ, Яз — вес 1 м соответственно, первой, второй и третьей секций УБТ, кН/м; кг = 1 — р6р/рм — коэффициент, учитыва — &Щйй влияние бурового раствора, значения которого приведены

табд. 9.13; в — угол отклонения УБТ от вертикали.

2′ Тг?1/1 Пс = 3; то ^ = к = к = {I — ^0/2; если пс =

?’&0 1 ~ V; к — I — к; Чз = 0; если пс = 1; то А! = 1; д2 —

дйДРИМеР 9.1. Определить параметры конструкции УБТС

8 УРенм скважины роторным способом долотом £=393,7 мм

■’УРени =298,5

Н5П,0Ж/Не, ННЬ1х Условиях с Рд-170 кН при п = 1,5 с-1; рб „= "Кг/м3; 0=6°.

е ведется трубами с1б т = 140 мм под обсадную колонну р ММ.

!^Цение — По табл. 9.10 принимаем диаметр первой сек — ^бЬ1т^НЬ1м 254 мм. Поскольку е? бт/е? у=0,55<0,7, то /у долж — Многоразмерной. Примем трехразмерную конструкцию

Ро. р	1000	1100	1200	1300	1400
кі	0,873	0,860	0,847	0,834	0,822
	0,914	0,904	0,885	0,886	0,878
^’3	0,956	0,951	0,946	0,941	0,937
Рб. р	1600	1700	1800	1900	2000
&1	0,796	0,783	0,771	0,758	0.745
к 2	0,869	0,850	0,841	0,832	0.823
кз	0,927	0,922	0,917	0,912	0,907

1 абл,1Да9.1з Коэффициенты потери веса колонны УБТ в буровом раств

Примечание. Величины кі, и і,-з определяют по формулам- — 1 Рб. р/Рмі ^2 — і &3 = /к 1 ■

/=

У4 М.

1450 7850/

0,5-3,3 + — (І-0,5)(2,16 + !,53)

1-

0,9925

Длина каждой секции 1Х = 47 м; с учетом фактической длины труб УБТС (1У=254 мм и /ф=б м принимаем /1=48 м; и = /з=(94- 48)/2=23 м. Для одноразмерной колонны УБТ с1у определяется из жения

254x219x178 мм. Для верхней секции удовлетворяется условие <*6тЯ = 140/178=0,78>0,7. Приняв А!=0,5 и по данным табл. 9.1 =3,3; (/2 = 2,16 и </з = 1,53 кН/м по формуле (9.1) 1,15-170

(9.5)

/V

Рб.

1

Рь/

где к— 1,15-М,25.

Пример 9.2. Вычислить и сравнить длину УБТС2 с учетом и без учета фактора плавучести, если известно, чТ° Рд = 150 кН, а р6 р =1400 кг/м3 .

Решение. Примем /г=1,25. Для заданной Рд с учетом Фа^ тора плавучести [см. формулу (9.5)] при <^ = 1,53 кН/м V табл. 9.1)

1У =

1,25 ■ 150

і 149 м.

7850/

Без учета фактора плавучести 1У = 1,25 • 150/1, 53 « 122 м.

р = ЯфйіУСЯ-Оіді “ °> ^о^о;

„гговательно, без учета фактора плавучести 1у уменьшится те для двухразмерной колонны УБТ для двухразмерной колонны

(9.7)

-*КР *

для трехразмерной колонны УБТ

р г 0,1 *5*0• (9-8)

-В приведенных формулах £/, (£’/)1 — жесткость труб со­ответственно одноразмерной и нижней секции колонны УБТ, кН-м2; ?> ?1 — вес соответственно 1 м одноразмерной и нижней секции УБТ, кН/м; ра — перепад давления, Па; 50 — площадь сечения выходного отверстия; Ркр, Скр — критическая нагрузка в безразмерных единицах соответственно для двух — и трехраз­мерных колонн УБТ; кг, к2, к3 — коэффициенты, учитывающие влияние потери веса колонны УБТ в буровом растворе, опреде­ляемые по данным табл. 9.13.

Значения Е1, ^/Е1 /ц и fEIq2 приведены в табл. 9.14.

Таблица 9.14

Геометрические характеристики утяжеленных бурильных труб

Диаметр, мм Жесткость fWTjq, /Е1д2,

дружный внутренний ЕІ, кН-м2 м кН

95 108 120 133 146 178 178 203 203 219 229 245 254 254 273 273
38 46 64 64 74 80 90 80 100 110 90 135 100 127 100 127	820 1360 2040 3108 4375 9920 9666 17075 16590 22202 27615 33717 43680 40225 56200 54550	12,12 13,29 14.74 15,57 16,59 18.65 18,95 20,11 20.66 21.74 21,76 23,71 23,66 24,03 24,17 24.75	5,59 7,70 9,39 12,83 15,89 28,53 26,91 42,22 38,85 46,96 58,32 59,98 78,07 69,69 96,20
89,08

В формулах (9.7) и (9.8) qx = тг — fflO’3,

где mi — масса 1 м нижней секции УБТ, кг/м.

репаде давления без гидромониторного эффекта, то вели^,Йе’

Если бурение ведется роторным способом при небольшое Рово допускается не учитывать.

Значения FKр (для колонн УБТ 146×178 и 178 х 203)

(для колонн УБТ 146 х 178 X 203 и 178 X 203 X 229) определяю“11 ся из рис. 9.1 (на оси ординат указаны критические нагрузк„Т’ безразмерных величинах 11 = Ркр/ДеТ)7я)) и рис. 9.2 в зав1{ симости от величин Li, Ai и А3, вычисляемых соответственно по формулам [20]

L = lyk3^/(EI)i/qi, (9.10)

Ai = /i/iy,

= h/l — (9.11)

Здесь /ь /3 длина нижней и третьей секции УБТ, м.

а		5 п
п		II	I
2,8	уЛ/А ,=1,0	3,0	A/At=V7
2,6	У0’9	2,8	Ж/ 0,9
2,4	Vv/ff’7	2,Б	Щ/0,7
2,2		2,4
2,0		2,2	—
	лз
1,8	———	2,0	л
	у	\ 0,3 ~
1,5	г	1,8	—
	\у0’1		NNs. у о,1
1,4	—	%в
1,2		/й5
I I I ‘ 1	1,4	I | 1 i_——"
	3 4 5 В 7		3 4 5 6 7 i

Рис. 9.1. Зависимость критической нагрузки от ДЯ1 секций УБТ:

И

к	■—— 1——- 1—i	К	1 1 1 J-!-~"J
0,3*		0,34
0,32	/улС “’3 178*203	0,32	wf"203×223
0	!/! 0,5	0,30	i/L°s
0,28	Ц Г’ПБхгОЗ	0,28	H/I’17#*223
0,28	Шп 0,7	0,ZG	Ml 07
0,24		0,24	i /
0,22		o, zz	/ /
0,20	—	o, zo	-J
0,18	—	0,18	‘j’XЯ-OfS
0,1В	/ЪЛ3=0,9	0,1В
0,14		0,14

Рис. 9.2. Зависимость величины К от отношения длин секций УБТ:

а — 146x178x203 мм; б — 178x203x229 мм

l3/ly определяют

По заданным значениям Лх = /х//у и Л3 = л, а следовательно, Ркр = Kqxly (см. рис. 9.2).

(9.12)

Для одноразмерной колонны УБТ Ркр может быть также вы­числена по формуле (9.7). При этом величину Ркр получают из 1®с- 9.1 для Дх = если диаметр УБТ равен диаметру нижней Ве^двУхРазмерной конструкции УБТ, и для Лг = 0 для труб РХней секции (меньшего диаметра). сяи dy нижней секции меньше 203 мм, то для ограничения р ^ р в и площади контакта УБТ со стенками скважины при ЖуТо р Рекомендуется устанавливать на секциях УБТ проме — «др^е опоры профильного сечения (квадратные, спиральные Рйц’п та®л — 9.15 приводятся наибольшие поперечные разме — ЖуточнЬ1Х опоР а и диаметры УБТ dy. на которые они ^ вяиваются, в зависимости от диаметра долота D. и CJI° °пор на длине УБТ определяется по формуле

Л‘ЛИНа *-й секции УБТ, м; /0 — длина компоновки для с Искривлением (для i > 1 величина 10 не учитывается).

Диаметр долота, мм	Наибольший размер опоры, мм	Диаметр УБТ, мм
139,7-146,0	133	95; 108
149,2-151,0	143	108; 114; 120
158,7-165,1	153	114; 120; 133
187,3-190,5	181	120; 133; 146
212,7-215,9	203	146; 159
244,5-250,8	230	159; 178
269,9	255	178; 203

^,0 13.0 13.5 45 17.0 19.0 20.5

Диаметр УБТ, мм	Расстояние а ( с’1
0,8	1,5	2,0
108-114	20,0	16,0	13.5
120	22,0	16,5	14 П
133	23,5	17,5	15,0
146	25,0	18,5	16.0
159	31,0	21,5	18,5
178	33,0	23,5	21,0
203	36,0	27,0	23,0

В табл. 9.16 приведены рекомендуемые расстояния промежуточными опорами а при различных п.

Условия прочности соединений УБТ:

Миз = тг2£///2^; (9ЛЗ)

Миз = №/57,3; (9.14)

где Мкъ — изгибающий момент, кН-м; / — стрела прогиба, м. /= (1,05.0-<*у)/2; (9.15)

гв — интенсивность искривления ствола, градус/] 0 м; В ийу — диаметры соответственно долота и наружный УБТ, м; 1п — дли­на полуволны, м,

(9.16)

и> = 2ттп — угловая скорость вращения бурильной колонны, с

х; ч

п

в с

вес 1 м труб, кН/м.

Допускаемый изгибающий момент в кН-м.

[Миз] = МПр/к З. п; И

где Мар — предельный переменный изгибающий момент, ^ &3.п=1,4 — коэффициент запаса прочности.

да#’

По формулам (9.13) и (9.14) можно также вычислить Д°у каемую частоту вращения УБТ, наибольшие значения ц11 В табл. 9.17 приведены значения Мкр, установленные п° ным стендовых испытаний ВНИИБТ.

УБТ — с

Пример 9.3. Рассчитать одноразмерную колонну 0 ^ о! у=178 мм, <4=80 мм для бурения скважины в норыэль ^

,200

условиях долотом диаметром £>=215,9 мм, если Рд р6. р=1100 кг/м3; п— 1с

Решение. Для одноразмерной конструкции УБТ опреД

,1ЧеСТИ а	Диаметр УБТ, мм
120	133	146	178	203	229	254	273
	8,5	11,8	16,0 13,6	25,9 23,5	40,0 32,8	57,0	81,0	98,0

(в кН-м)

[е (9.5), приняв &=1,15, а из табл. 9.13 и 9.14 /^=0,860

дакн/м,

" и^ = 175м.

^ " 0,860 ■ 1,53

0з табл. 9.14 jElq~28,53 кН, а из табл. 9.13 &2=0,904, тогда я0 формуле (9.6) без учета перепада давления р0

Р = 1,90 -0,904 -28.53=49,0 кН.

Гкр 5

Поскольку <203 мм, а Ркр < Рд, то согласно данным табл. 9.15 при £=215,9 мм следует предусмотреть промежу­точные опоры размером 203 мм с расстоянием между ними а=33 м (см. табл. 9.16). Число опор по формуле (9.12) при /о=0, пп 0=174/33—1=4,3, т. е. предусматриваются 4 опоры. Для опре­деления прочности резьбовых соединений вычислим и = 2-3, 14X х1=6,3 с“1 и определим длину полуволны, для чего подставим из табл. 9.14 значения £7=9920 кН-м2 и </=1,53 кН/м в выражение

(9.16):

=20 м.

/ = 20 ,/9920 ■ 6,32 6,3′

10-1,53

Стрела прогиба по формуле (9.15)

(1,05 • 0,2159 — 0,178)/2=0,024 м.

Изгибающий момент по формуле (9.13)

К = 3,142 ■ 9920 ■ 0, 024/2 • 202=2,93 кН.

55/2,93

8? с сгт=г440 МПа (см. табл. 9.17) отношение Млр/М„3= 8,02, что превышает коэффициент запаса прочности.

Равный

й ыи1>4-1,5.

%ат?°Д: УБТ с ^т=440 МПа могут быть использованы для ^ ЬК условий.

1Ц?*Уэки и напряжения в вертикальной скважине.

Растягивающее напряжение (в МПа) для колонны в енном состоянии в процессе движения бурового раствора. л*ется по формуле

1/Ю65′[кд(т.6т + гпу + тот)&1 + 5п(рп + Ро)}- (9.18)

Для приближенной оценки СГр МОЖНО восиользовать жением

kk0(-fu 7б. р)-^/^0 . ^

В приведенных формулах &=1,1 — коэффициент. , УЧИТЬ! ^ щий влияние трения сил инерции, сил сопротивления Дви Bai°- бурового раствора; тбт — масса всех бурильных труб, кг. eiilt]o масса УБТ, кг; тат — масса турбобура, кг; 5П — площад^Пу» ходного канала труб, м2; рт — перепад давления в турбо^0- Па; рц — перепад давления в долоте, Па; S — площадь сеч^’ труб, м2; к0 — коэффициент, учитывающий влияние замков высадки (для стальных труб к0 ~1,1). Д

Если колонна составлена из труб из разных материал (стальные и легкосплавные), то наибольшее растягивающее на пряжение определяется из выражения

<7р = 1/106S[kg(m6T + my + mT)( 1 — 7б. Р/7с) + kma(l — ^(Рт + Рд)], (9.20)

где 7с — удельный вес стали, Н/м3; 7а — удельный вес алюмина — евого сплава, Н/м3; тоа — масса труб из алюминиевых сплавов кг.

Наибольшие сжимающие напряжения определяются из выра­жения

сгсж = 1/106,%(тоу + т. г)кх — дт6г • 7б. Р/7м — Ра}- (9.21)

В процессе торможения бурильной колонны при спускоподъ­емных операциях возникают инерционные нагрузки, связанные с изменением скорости движения колонны.

Наибольшее напряжение у устья скважины с учетом динами­ческих напряжений определяется по формуле

EAv

1 + ^, (9.22)

т6г ’

где аст — статическое напряжение в подвешенной колонне; Ап изменение скорости движения колонны, м/с2; а — скорость ка в металле, м/с (для стали а = 5000 м/с). В формуле (У — ту < те6т. а.

При спуске труб с клиновым захватом, предельная осевая грузка 0К (вес колонны, в кН), при которой напряжение втру достигает предела текучести, определяется из выражения

п _ сгт5с10 (9-23)

— 2 ’

1+ ср

4ftg(o + .<>)

где с — коэффициент, учитывающий неравномерное ра

ельного давления по окружности трубы (коэффициент УДпубы); ^ср — средний диаметр трубы; / — длина сопри-

* __ ^ /-V — Лм^/"1ТТ И-И/ГГЛИ“! Т^ТГТЛЛ* / г, ЛГТ’/^ГГ

уУд Клина’ с трубой; а — угол наклона клина; <р — угол ^°вемежду клином и корпусом клинового захвата. fpe#nS 9 ig приведены нагрузки на бурильные трубы (в кН), В 1 цые при следующих значениях величин, входящих в фор-

^(9-23):

rп ч(а + ¥’)::=0’4; /=40°мм-

^ касательные напРяжеиия определяются из выражения

,jtjwр. <9-24>

^ — среднее значение крутящего момента, Н-м, lJcp = 9540 N/n; (9.25)

^____ осевой (полярный) момент сопротивления площади none-

peW0 сечения труб при кручении, м3,

*‘й-*(1-#)=:С’2»,(1-£)! (М5)

ii — dB — наружный и внутренний диаметры труб, м.

ДО —мощность, затрачиваемая на вращение колонны, кВт,

H=Nn + Nx. B; (9.27)

п—в мин-1; Nn — мощность, требуемая для преодоления сопро­тивления при работе долота (разрушение горной породы, трение

о боковые стенки и в опорах шарошек; осевые перемещения); iпx. B — мощность, затрачиваемая на холостое вращение буриль­ной колонны (трение о стенки скважины и буровой раствор).

Мощность Na зависит от многих факторов, не поддающихся точному учету. Имеющиеся в литературе формулы по вычисле — 8010 Na не нашли практического применения, поскольку дают Результаты, отличающиеся от действительного расхода мощно­сти. Поэтому ее значение предпочтительнее определять по экс — 1еРИМентальным данным (табл. 9.19).

Для

%и бурении долотами с D = 190 мм при п = 79 мин-1 и 150 кН значение Na достигает 11-36 кВт.

определения примерных величин Na можно воспользо-

формулой фирмы “Юз” (США), полученной на основа — . ^g — — 1 Мм.

45q ^адовых испытаний трехшарошечных долот с D — 120

Ватвся Те М.

^г. п-Ю-5-^0’4^1’3, (9.28)

коэффициент крепости горной породы; п — в мин, в мм. рд —

я Мягких пород кг. п = 2,6; для пород средней твердости

Предельные нагрузки (кН) при спуске с клиновым захватом

Длина клина, мм

Г руппа прочно­сти стали

Диаметр труб, мм
89	127	140
114

Толщина стенки, мм

10	10 11
9 11	10 11

1110 1460 1600 1890 1180

1220 1610 1770 2090 2410

1340 1760 1930 2290 2640

930 1220 1340 1590 1830

910 1200 1320 1560 1800

990 1300 1430 1690 1950

590 770 850 1000 1160

740 970 1070 1260 1460

730 960 1060 1250 1440

830 1090 1200 1420 1640

1120 1470 1610 1910 2200

800 1060 1160 1370 1580

1020 1340 1480 1740 2010

1120 1480 1630 1920 2220

1020 1340 1480 1750 2020

1160 1280 1510 1740

Д К Е Л М
300

610 770 910 770 800 1010 1200 1010 &80 I 1110 1 1320 1110 1040 1310 1560 I 1310 1100 15 1ВОО 1 1510

870 1140 1260 1480 1710

970 1280 1400 1660 1910

850 1110 1220 1440

1180 1560 1710

1070 1410 1550 1830 2110

1170 1530 1690 1990 2300

1670 | 1890 I 2110 I

960 1070 1260 1410 1390 1550 1640 1830

1050 1170 1290 1380 1540 1700 1510 I 1690 / 1870 I 2040 2020 I 1790 / 2000 / 2210 /2410 , 2330 / 2060 I 2310 / 2530 / 2780 ,

400

Л, кН				пр, мин	-і
68	92	118	168	220	296	420
140	32	—	48		70	—	—
90-100	14	28	42	56	—	—	—
120-140	28	56	80	—	—	__	__
150	—	60	70	84	—	]60	210
100	—	—	—	—	42	—	78
120	—		—	—	60	—	110
130	__	—	—	—	72	—	—
140-160	—	—	—	—	84	84	108
180						84	96
100	—	12	—	—	—	—	—
150	—	17	—	—	—	—	—
175	—	21	28	—	—	—	—
70-80	—	10	15	20	25	—	—
50	2	—		_	—	—	—

сть (в кВт) при роторном бурении Ц/Ірй®® 01Иечньши долотами

р,**м 394 346 346 346 295 295 295 295 295 269 269 269 243 140

в — 2,3; для крепких пород кг п = 1, 85. Для изношенных до — пот значение кг п увеличивается в 1,5 раза.

Пример 9.4. Определить мощность, расходуемую на работу долота Б — 244,5 мм для следующих условий: Рд = 150 кН; разбуриваемые породы средней твердости; п = 60 мин-1. Решение. По формуле (9.28), приняв кгп = 2,3,

= 2,3 • 10~5 • 60 ■ 244,50,4 ■ 1501,3 = 8,4 кВт.

Мощность (кВт), потребляемая колонковым долотом [20]

К =!Л 5, (9.29)

— удельная мощность, отнесенная к 1 см2 забоя, кВт/см2 колеблется в пределах от 0,06 до 0,18 кВт/см2 в зависимости Давления на забое и скорости бурения); 5 — площадь забоя,

Дл* определения А^.в (кВт) можно воспользоваться полуэм — Рической формулой В. С. Федорова:

/■в = 1°2-^ис/э6.р ЬБЧ1’7, (9.30)

Де к

.не опытный коэффициент, зависящий от зенитного угла.

“ления

°5реп скважины, примерное значение которого можно

8МИн~1ИТЬ И3 Рис Р6 р — в кг/м3; ^ — в м; I? — вм;п —

практически вертикальных скважин с в <5° при работе

# сп°льзуется формула [20]

^581з,5 • 10-ЧсРп1’50°’51б. Р, (9-31)

Рис. 9.3. Зависимость коэффициент зенитного угла в (по Г. М. Саркисов К 0г У)

-диаметр бурильной. ГГТ 1 • Г} ____ т-> . .

7г;%-

снижается

Яро.

где L — в м; d бы, м; п — в мин Н/м3. Для ЛБТ значение NX. B порционально уменьшению веса мате ‘’ ла труб. Пример 9.5. Вычислить Ах в При щении СБТ d = 140 мм в вертикаль ■ скважине, если L = 2500 м; D = 393 7*0® га = 60 мин-1; j6.p = 1,4- 104 Н/м3.’ М| Решение. По формуле (9.31) Nx. в = 13,5 • 10-8 • 2500 • 0,142 • 601-5 ■ 0,39470-5 • 1,4 ■ 104 и 27 кВт, Опыт бурения показывает, что искривление ствола приводит к значительному увеличению Агх. в. Для расчета Nx в (в кВт) на наклонном и искривленном участках ствола скважины соответственно можно воспользо­ваться следующими формулами [20]: iVx. в(н) = дтц • sin (9-32) 2 п /_т (9.ЭЗ)

радиус искривления скважи- (9.34) (9.35)

4.

_ хс^4 р = 12

1-й d4

х в(и) — 955г у Е101р, где т — масса рассматриваемого участка колонны; ц ~ 0,15-г 0,40 — коэффициент трения труб; (1 — в м; п — в мин-1; Е1—ъ Н-м2; О — модуль сдвига, Н/м2; 1Р — осевой (полярный) момент инерции при кручении; м ны, м

1 — J, ) ~ 0, и’

N.

/2(1 — sin^iSin^2COS/3 — COS^COS^) ’

61, 62 — углы наклона в начальной и конечной точках Р3,0^ триваемого участка длиной /; /3 — разность азимутальных У в тех же точках. на­ значения 1¥р и 1р приведены в табл. 9.20, а прочности рактеристики — в табл. 9.21. Напряжение изгиба на участке искривления определи формулам:

,ические характеристики бурильных труб

Ус*0»0*6 д*аИеТР’ ЙМ	Толщина стенки, мм	Плошадь поперечного сечения, см2	Осевой мо­мент инер­ции попе­речного сечения	Осевой момент сопротивления, см3	Приведенная масса 1 м трубы (в кг) в соответст­вии с длиной трубы, м
		тру­ бы	кана­ ла	трубы, 4 см	глад­ кой части трубы	высажен­ного конца в основной плоскости резьбы	6	8	11,5
	Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и навинченными замками
60	7	11,7	16,8	42,3	14,0	16,0	10,8	10,4	10,0
9	14,5	14,0	49,1	16,3	17,2	12,9	12,5	12,2
73	7	14,5	27,3	79,9	21,8	26,9	14,3	13,6	12,9
	9	18,0	23,7	94,4	25,8	30,8	17,1	16,4	15,7
	11	21,4	20,4	106,2	29,1	31,8	19,5	18,9	18,3
89	7	18,0	44,2	152,7	34,3	45,8	17,5	16,7	16,0
	9	22,6	39,6	183,2	41,2	54,1	21,1	20,3	19,5
	11	26,9	35,2	209,1	47,0	56,0	24,3	23,5	22,8
102	7	20,8	60,3	234,0	46,1	62,1	21,8	20,5	19,3
	8	23,5	57.5	259,5	51,1	68,0	23,9	23,0	21,4
	9	26,2	54,9	283,3	55,8	7.3,1	25,7	24,4	23,2
	10	28,8	52,3	305,4	60,1	77,3	27,6	26,4	25,2
114	7	23,6	79,0	341,0	59,7	92,7	24,2	22,9	21,6
	8	26,7	75,9	379,5	66,4	100,0	26,7	25,3	24,0
	9	29,8	72,8	415,7	72,7	106,2	29,0	27,6	26,4
	10	32,8	69,8	449,7	78,7	111,5	31,4	30,0	28,7
	11	35,7	66,9	481,6	84,3	113,8	33,5	32,2	31,0
127	7	26,4	100,2	476,6	75,0	119,2	26,6	25,2	23,9
	8	29,9	96,7	531,8	83,7	129,4	29,3	27,9	26,6
	9	33,4	93,3	584,1	92,0	138,4	32,0	30,6	29,3
	10	36,8	89,9	633,5	99,8	146,2	34,6	33,3	32,0
140	8	33,1	120,1	720,3	103,1	169,0	35,1	32,9	30,9
	9	36,9	116,3	792,8	113,5	181,5	38,0	35,8	33,8
	10	40,7	112,5	861,9	123,4	192,6	40,9	38,8	36,8
	11	44,5	108,8	927,6	132,8	206,8	43,9	41,8	39,8
168
	9	45,0	177,3	1433,3	170,3	277,5	46.0	43,4	41,1
	10	49,7	172,6	1564,0	185,9	296,6	49,6	47,1	44,7

У словный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	П лошадь поперечного сечения, см2	Осевой мо­мент инер­ции попе­речного сечення	Осевой момент сопротивления, СМ3	прйв^ масса к** тРУбы •“«ІЗ TDvRi. *
		тру­ бы	кана­ ла	трубы, см4	глад­ кой части трубы	высажен­ного конца в основной плоскости резьбы	6	8	4M Щ
Бурильные трубы с приваренными по высаженной бурильными замками	части
73	7	14,5	27,3	79,9	21,8	—	—	13,8	13,0 14,4
	8	16,3	25,5	87,6	24,0	—	—	15,1
89	7	18,0	44,2	152,7	34,3	—	—	16,7	15,4
	8	20,4	41,8	168,6	37,9	—	—	18,9	18,2
114	9	29,8	72,8	415,7	72,7	—	—	27,5	26?
	10	32,8	69,8	449,7	78,7	—	—	29,8	28,5
127	9	33,4	93,3	584,1	92,0	—	—	31,5	29,8
	10	36,8	89,9	633,5	99,8	—	—	43,0	32,4

при вращающейся бурильной колонне (знакопеременные на­пряжения)

<та = EI/rW; (9.36)

при невращающейся колонне (постоянные напряжения)

<7ИЗ = EI/tW, (9-37)

где I — момент инерции при изгибе, м4, I ~0,05 d4 (1 г — радиус искривления [см. формулу (9.35)]; W — осевой момент сопротивления опасного сечения (высаженного конца ^ основной плоскости резьбы или сечения трубы по стабилязирУ ющему пояску, либо по сварному шву), м3, W ~ 0,1 d3 1.

(9-38) (9.:

Изгибающие напряжения <тиз < ат/п в вертикальной с жине: переменные напряжения

а а = K2EIf/2l7W;

постоянные напряжения gj

<ТИЗ = 7T2EIf/PW ИЛИ <Тт = 2СГа, ^ „

где / — стрела прогиба колонны (в м) в скважине, м. / " d3)/2; d3 — диаметр замка.

^дляа. полуволны определяется по формуле

10 и

^ 0,5г + ^0,25г2 + > (9.40)

координата, того места бурильной колонны, где опре — г#е сЯ длина, полуволны (для растянутой части эту величину но принимать положительной,’ для сжатой — отрицатель­на — отсчитывать следует от плоскости раздела сжатой и рас-

тяИУтоИ частей), м.

Напряжение в наклонно направленной скважине. Наи­большее растягивающее напряжение (МПа) в бурильной колонне г наклонно направленной скважине определяется по формуле

1

*<>’ 1065

где(?в — вес колонны на вертикальном участке, Н; (7Н — усилие, действующее на прямолинейных участках, Н; Ск — усилие, дей­ствующее на участках набора и спада угла наклона скважины, Н; (?т — вес УБТ, забойного двигателя и долота, Н

(>* = (9.42)

1

где /; — число секций на вертикальном участке;

п

+ сой^), (9.43)

1

где щ — масса г-го участка колонны; ц « 0,15 4- 0,40 — ко­эффициент трения труб на г-м участке; 9 — угол наклона г-го Участка; п — число наклонных участков;

= дт/совв; (9.44)

^Т~9{ту + тг)(цп8’твп — соБвп), (9.45)

ГД0 I, й

На« ~~ соответственно коэффициент трения и угол наклона

т, астке, на котором расположены УБТ и забойный двигатель. 1е колонны в наклонно направленной скважине напряже — . Каждой секции определяют по двум расчетным схемам секция находится под действием как веса расположен­ная-*е ^сти колонны, так и сил сопротивления ее движению Лщ^^вдвилых и наклонных участках в процессе подъема ко — ’ ) секция находится только под действием веса распо­ет»,, И ни*е части колонны (предполагается, что скважина

^5альная)-

^йа^11166 напряжение, полученное по той или другой схеме, ается за расчетное.

Предельные растягивающие нагрузки и крутящие моменты бурильных труб

Тол­щина стен­ки, мм

Услов­ ный диа­ метр, мм

Растягивающая нагрузка, соот­ветствующая пределу теку­чести 0,1 кИ

Растягивающая нагрузка, соот­ветствующая пределу прочно­сти ОД кН

Группа прочности

Крутящий момент, соответст­вующий пределу текучести

0, 1 Н-м _______________________

д	к	м	д	к	л	м	д	м
л

Бурильные трубы с навинченными замками 60 7 45 58 64 76 88 76 82 88 94 105 614 808 888 1050 1212 9 55 72 80 94 109 94 101 109 116 130 714 940 1035 1223 1410 73 7 55 72 80 94 109 94 101 109 116 130 956 1258 1384 1635 1887 9 68 90 99 117 135 117 126 135 144 162 1131 1487 1637 1935 2233 11 81 107 118 139 160 139 150 160 171 193 1276 1679 1847 2183 2519 89 7 68 90 99 117 135 117 126 135 144 162 1504 1979 2177 2573 2969 9 86 113 124 147 170 147 158 170 181 203 1807 2377 2615 3090 3566 11 102 134 148 175 202 175 188 202 215 242 2061 2712 2983 3525 4068 102 7 79 104 114 135 156 135 146 156 166 187 2022 2660 2926 3458 3990 8 89 117 129 153 176 153 164 176 188 211 2241 2948 3243 3833 4423 9 99 131 144 170 196 170 183 196 210 236 2447 3220 3542 4185 4829 10 109 144 158 187 216 187 202 216 230 259 2635 3468 3815 4508 5202 П4 1 Т 90 118 130 153 177 153 165 177 190 212 2618 3444 3789 4478 5167 8 101 154 147 174 200 174 187 200 214 і 240 і 2 912 3831 4214 4981 5747 9 113 149 164 194 224 194 209 224 238 268 3188 4195 4614 5453 6292 125 164 180 213 246 213 230 246 I 262 295 3451 4541 / 4995 / 5903 6811 / V — 136 178 196 232 268 232 250 268 286 321 / 3697 / 4664 / 3350 / 6323 / 7296 /

298 332 366 400

4521 4977 5411 5824

6544 7203 9178 8429

7734 8514 9256 9961

5949 6549 7120 7663

8923 9823 10680 11494

405 447

14740 16090

7468 8152

9826 10726

10809 11799

12774 13944

4034 4376

3289 4327 4760 5626 6491 3670 1 4829 5312 6278 7244

5308 І 5839 5758 6334

6900 7963 7486 8638

172 І 198 194 224 217 250 239 276	172 194 217 239	185 209 234 258
127
198 224 250 276
215 240 264 289	248 277 305 334	215 240 264 289	232 256 285 311	248 277 305 334	265 295 326 356
140
168
292 323	337 373	292 323	315 348	337 373	360 398

Бурильные трубы с приваренными по высаженной части замками 73 7 55 72 80 94 109 94 101 109 116 130 956 1258 1384 1635 1887 8 62 81 90 106 122 106 114 122 130 147 1051 1385 1523 1800 2077 89 7 68 90 99 117 135 117 126 135 144 162 1504 1979 2177 2573 2969 8 77 102 112 133 153 133 143 153 163 184 1660 2187 2405 2843 3280 114 9 113 149 164 194 224 194 209 224 238 268 3188 4195 4614 5453 6292 10 125 164 180 213 246 213 230 246 262 295 3451 4541 4995 5903 6811 127 9 127 167 184 216 250 217 234 250 267 201 4034 5308 5839 6900 7963 10 140 184 202 239 276 239 258 276 294 331 4376 5758 6334 7486 8638

Рис. 9.4. Трехинтервальны филь наклонной скважины-**

I — вертикальный участок’ // сток, на котором угол наклона ув" ^

вается; III — прямолинейный

ный участок *Лок.

Для скважин с трехинтервальным профилем (рис. 9.4) по первой расчетной схеме для секций, расположенных на участке III, <тр (в МПа) определяют по формуле (9.41) при 6’в = <?„ = 0: 1

°р ~ іо^ У + Ро)5п;

(9.4?)

Пз

Ои^2дт{11г11((13&тв3 + соз03); і

СТ = д(ту + тт)(/х38т03 + соэ^з),

П 3

где ^ тії1/1 — общая масса секций рассматриваемого сечеяЛ кг; п3 — число секций на прямолинейном наклонном учасїке

111‘ еса

По второй расчетной схеме ар (в МПа) от собственного в

определяется из выражения (9.41) при Ов = (7Н — 0 и "

тогда.

°р = То^1,1^ (?т^11 + Шу + Шт) кї + 1о2^п + Ро^п’ ^ ^

/а 4б) *

Большее из напряжений, полученных по формулам (9.49), принимается за расчетное. ‘ ^

Напряжение изгиба труб на участке III в процессе пРаХ°пре — ния их через искривленный участок при подъеме колонні

по формуле (9.37). Наибольшее напряжение для этой

+ (9.50)

( секний, расположенных на искривленном участке II, стр л7я’) вычисляют по формуле (9.41) при Св = 0, а 6’н и Ст — (^р„улам (9-«) к (9.45):

—3—, 1Д<7(6н + 6’н + От)к + Ю2(рп + ро)^, (9.51)

?р’1025

__ ^2[—2^тг-г(с°802Л: — совв-1) — дгтцгАвг8тв2к — С7Д0*]+ ^г(япв„-ип^)1, (9.5-2)

__ угол наклона в верхнем сечении рассматриваемой Г * на участке II; в2к — угол наклона скважины в конце

участка искривления II; Д0г — = в2к — в-1 — разность углов, рад; г— радиус кривизны, м; т,- — масса 1 м трубы секции, кг/м; д= (гн + — натяжение, действующее в начале участка II,

н

По второй расчетной схеме напряжение (в МПа) от собствен­ного веса для труб участка II

1 „ . /Из. .г,

102Ј

1,1« ‘ + Е mi(r; + mv + mTj fci + Ю2(р„ +

1 1 (9.53)

n2

где Е — общая масса секций на участке II до рассматри — !=1

ва«мого сечения п-й секции, кг; 1-! = 0,01745гД0,-.

Большее из полученных напряжений принимается за расчет­ное.

48=Гй Л о. * ~~ р2Н; Ов — вес вертикального участка.

Для секций, расположенных на вертикальном участке I, зна­нию о-р находят по формуле (9.41). Величины Сп, СТ и (7И дд^1яют по формулам (9.43)-(9.45). Значение С? и находят для

Нацц

Р ~ ‘ > 1 Ад тД + J2 m-ilj1 + £ тЛ7/ + тУ + ттj +

^Ряжение по второй расчетной схеме от собственного веса ff, _ 1 10%’

^Pn+Po)5’n; ^ 1 ‘(9.54)

Hon Пз и пз — число секций на 1,11 и III участках.

% (п Л*ее из напряжений, полученных при расчете по форму — J| ‘ > и (9.54), принимают за расчетное.

11 ®аэ«кАНость бурильной колонны. Расчетные формулы

^0фИЦИент запаса прочности. Прочность бурильной ко — Рбделяется при статической и динамической нагрузках

как при спускояодъемных операциях, так и в процессе б? Условие прочности при действии ТОЛЬКО ПОСТОЯННЫХ Но ^ ных (растягивающих или сжимающих) напряжений

а ^ [сг],

где [<?] — допускаемое напряжение,

[о-] — ^т/^з. П’

Коэффициенты запаса, прочности кЗЛ1 в зависимости от V вий работы приведены в табл. 9.22. °’

Для нормальных (растягивающих и сжимающих) и касател ных напряжений условие прочности определяется из следую,,Ь выражений:

Лт2 + 3г2 < [ст], (9.5^

где а — растягивающее сгр или сжимающее асж напряжение — т — касательные напряжения. Значения стр, сгсж и т определяются из выражений, приведенных выше.

При одновременном действии (гр и г допускается использо­вать приближенную формулу

1,04<7р < [а]. (9.58)

Для искривленных участков скважины и при бурении с пяа-

вучих средств (для участка колонны, расположенного между судном и дном акватории)

(«р + О2 + Зг2 < [сг], (9.59)

сгиз — изгибающее напряжение на изогнутом участке.

Для наклонно направленных скважин вместо выражения (9.59) допускается пользоваться приближенной формулой

1,08сгр + сгиз < [сг]. (9,6°)

SHAPE \* MERGEFORMAT

Табл

иц» 9,22

роторным способом

Коэффициент кг. п при бурении

Скважина

забойными

двигателями

1,30-1,35 1.35 1.35

Вертикальная Наклонно направленная Морская

Примечание. Большее значение кг,„ принимается для ослоя условий бурения.

отсутствии касательных напряжений (бурение забойны — ЯР^гателямя) выражение (9-59) принимает вид

< И-

(9.61)

(Гр

л пускаемая нагрузка для бурильной трубы в клиновом за хваТе должна быть

/і < (гдоп —

(9.62)

и — коэффициент запаса прочности, к2= 1,1 для труб с ГДЄ<640 МПа, &2=1,15 для труб с стт >640 МПа.

^ Допускаемое внутреннее давление

[(>„] = Рб. т/^з, (9-63)

гдеРбт — потери давления в бурильных трубах; &3=1,15. Допускаемое наружное давление определяется из выражения

Ы = РкР/^4 (9-64)

(*4 = 1,15).

Критическое давление находят по формуле Г. М. Саркисова ркр = 1,1Агтіп(Д — у/А*ЕКъроа), (9.65)

Зе

где А = ап + ЕК1р{ 1 — з

__

Р=^о/^тт; £* — наружный диаметр трубы; стп — предел про­порциональности, принимаемый в расчете равным пределу те­кучести материала трубы; е = 0,01 — овальность труб; <5т1п = 0,8750; Я0 = 0,935(5; 6 — номинальная толщина стенки труб.

Допускаемая нагрузка на замковое соединение (вес колонны) ЛРИ &з. п=1,5 определяется из табл. 9.23. оапас прочности для бурильной колонны, находящейся

-); А’п

^тіп / & Л о — Ь01В;

под Таблица 9.23

Дои

Допускаемый вес колонны. кН

Допускаемый вес колонны, кН

Ускаемый вес колонны при <гт=735 МПа Тип замка

Тип замка

SHAPE \* MERGEFORMAT

1070 1540 1510 2630 3610 1460 1830

2690 2940 910 1140 1910 1970 2630

ЗН-95

Ї’108 Й-ІІЗ

% ЗШК-133

ЗШ-178, ЗШК-178 ЗШ-203 ЗУК-108 ЗУ-120, ЗУК-120 ЗУ-146, ЗУК-146 ЗУ-155, ЗУК-155 ЗУ-185

действием как переменных, так и постоянных напряжен^ деляется из зависимости,011Ре.

/ А (СТ-1 )о

(а_і )о——- <7 р

(<7-1 )і

-ат

<7„

п =

(9-6б)

Са

где (сГ_г)о — предел выносливости трубы при симметрии цикле изгиба (табл. 9.24); ав — предел прочности; ар пряжение растяжения; ста — амплитуда переменных напряж^’

80Ь(

1а-

изгиба; ат

постоянное напряжение изгиба. ""И11

Запас прочности в нейтральном сечении вертикальной кол0„

(9.67)

ны (верхний конец сжатого участка УБТ) при <тр=0 (<7-0 о

п

(<7-1 )і

-СГ-г

<7Й

П =

<7 а

(9.68)

Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, МПа

Диаметр, мм Трубы с резьбой треугольного профиля Т рубы со стабилизиру­ющими пояс­ками ТБВК Трубы с при­варенными замками ТБВП Легко ные б ные 1 ЛІ ;плав- фИЛЬ- рубЫ 5Т 1953, К-48   д К Е Д К Е д К Д16Т   73 75 65 — 140 140 150 — — 50-56 —   89 75 60 — — 120 — — — —   102 — — — — 110 120 — — —   114 70 60 80 140 110 120 100 90 43-52   127 — — — — 100 110 100 90 —   140 70 60 80 — 100 110 110 90 — 40   147 36-46

Таблица 9.24

Значение аа определяют из (9.38). У нижнего конца буриль­ной колонны над УБТ сгр = 0, тогда п = (ст_1)0/аа. (9.69)

Значения ста и ат определяют из выражений (9.36) и (9.37).На искривленных участках наклонно направленных и вертикаль­ных скважин при о*т — О

ффициент запаса прочности по формулам (9.66)—(9.60) ‘2Гбыть»>1,5.

дичины (<7-і)о для труб, приведенных в табл. 9.24, полу — дри натурных испытаниях.

^поверочный расчет бурильной колонны. При про — 0чйом расчете бурильной колонны рассчитывают нижнюю? еР руф) секцию на внутреннее и наружное давления; вычи — юТ напряжения растяжения и сжатия и соответствующие (ЪфйЦИенты запаса прочности от действующих нагрузок. Затем определяют рациональную компоновку, т. е. длины сек­ций колонн по допускаемым нагрузкам.

При бурении забойными двигателями расчет бурильной колонны сводится к определению ее допускаемой глубины спуска /вм). Для одноразмерной колонны в вертикальной скважине, составленной из труб одной группы прочности

Рр(1) ~ ІДЯ^ТП;У + тт)кі — (р„ + Ро)5’Т 1,1т1дк1 ’

где к = (1 — 7б. р/7м))

Рр(1) = о’тСі/^з. п, (9-71)

Рр(і) — допускаемая растягивающая нагрузка на, трубу, Н; Ш] — масса 1 м труб, кг/м; 5Т — площадь поперечного сечения трубы; (?! — предельная нагрузка на трубу (растягивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести), Н (табл. 9.24). Остальные обозначения приведены выше.

Общая длина колонны I = /0 + /у (и длина соответственно забойного двигателя и УБТ).

Для одноразмерной мпогосекционной колонны, составленной из труб разных толщин и групп прочности, длина первой (ниж — №и) секции вычисляется по формуле (9.70).

Длина второй секции

<9-72>

Д^ина третьей секции (з ї ^(з) — Р Г)

„ТЯ5ЇГ"-«- <»■«>

Труб р(2)> -Рр(з) — допускаемые растягивающие нагрузки для *г/м*а*Дой секции, Н; ?722; т3 — масса 1 м труб каждой секции,

Д«я*ая ДЛИНа КОЛОННЫ Ь = 1у + 1-і + /2 + Із-

4 іІВ^хРазмеРной (двухступенчатой) колонны, состоящей Ней части из труб большего диаметра,, каждая ступень

которой включает несколько секций (многосекционная) секций 1-й (нижней) ступени определяются ПО формула^^/1^ и (9.73), а длина секции 2-й (верхней) ступени определяй следующих выражений: с* Из

^-+1 —

Рр(к + 1) — Рр(к) — Ю‘(р„ + Ро)$п,

1,1?/^+!)^! ’ (9.74)

7, — ^р(^+2) ~ -^рО’-И)

+2 1ДЩк+2)дкг ‘ ” (9-?5)

где к — число секций 1-й (нижней) ступени; Рр^к+У). р Рр{к) — допускаемые нагрузки для труб 1-й и 2-й секций 2-й ст? пени и последней секции 1-й ступени, Н; — разность площаад проходных сечений труб нижних секций 2-й и 1-й ступеней бу рильной колонны, см2; пцк+г) и т(*,+2) — массы 1 м бурильных труб 1-й и 2-й секций 2-й ступени.

Если колонна трехразмерная (трехступенчатая) и каждая из ступеней многосекционная, то длины секций 1-й ступени (в и) определяются по формулам (9.70) и (9.73), длина, секций 2-й сту­пени — по формулам (9.74) и (9.75), длины секций 3-й ступени— по следующим формулам:

, _ ^"р(П + 1) — Р-р(п) ~~ Ю (Рп "Ь Ро)^"п /г. пл

ы+1 — ————— —л————

1,1т{п+1)дк1

1п+2 = Рр("+2) ~ Рр(;+1) и х. д., (9.77)

где п — число секций 1-й и 2-й ступеней бурильной колонии; Рр(п) — допускаемая нагрузка для труб верхней секции 2-й сту­пени, Н; Рр(„+1) и Рр(п+2) — допускаемые нагрузки для труб Ь11 и 2-й секций 3-й ступени, Н; ,в! п! — разность площадей проход ных сечений труб нижних секций 3-й и 2-й ступеней колоний СМ2. а

Расчет длин секций бурильной колонны для наклонно наП^ вленных скважин, так же как и напряжений, проводят по расчетным схемам, указанным выше.

Длина первой секции труб, расположенных на. накло участке (для скважины с трехинтервальным профилем),110 вой расчетной схеме из выражения (9.41) с учетом сгиэ (в ь1’’

Ег I Б

— — — 1,1д{ту + т-Т)(цъ$,тв3+

ГУУ 1

[111= ___________ +соб6|з)/с1 — 10~(рп + Ро)5п_____________________ (9′,ь’

1 1,17тг1й'(//351п6,3 -Ь СОв^з)^!

Дя0на втоР°^ секшш тРУб, расположенных на наклонном £/,5, Е13-,

Р^’ Р(1>+ гУг ~ гЖа ,ц п)

= ГДт25г(/из81п6’з + соз^з)*!

здесь Рр(2) = АЛ*- — Рр(1) = Р/п — допускаемые осевые на — КИ для труб первой и второй секций, Н; Р} и Р2 — предель — нагрузки, Н; /ь /2, ^ и ’’Мъ — соответственно осевые мо — ^■гЫ инерции и сопротивления труб первой и второй секций;

^ £2___ площади поперечных сечений труб первой и второй

см2; Е — в Н/см2. Значения то, I, И7, 5 приведены в

табл. 9.20.

До второй расчетной схеме длины указанных секции с учетом их собственного веса

„I — Рр(1) ~ 1 Д#(ОТУ + тт)^1 — Ю2(Рп + Ро)5п 80.

,ш = и х. д. (9.81)

2 1,1т25г^1

Полученное по формулам (9.78)—(9.81) меньшее значение / принимается за длины секций.

На искривленном II участке длины секций определяют с уче­том растягивающих и изгибающих нахрузок. Для выбранной трубы первой секции предварительно находят (с учетом аУЛ)

1,1*1

‘^(Рь + р»^], (9.82)

Глр Р

•гр(1) — допускаемая нагрузка для труб первой секции ис — РИВДенного участка II.

Длина первой секции искривленного участка

1 = 0,01745г((92к — 6>(7). (9.83)

^апее выбирают трубы для второй секции и аналогично рас — аК)т ее длину IIі:

с — 1 РГ 9

1дХ^[^р(2) 1,1(^иі + Сгн + От)кх — 102(рп-|-

^5°]; (9.84)

2 ^°,01745г(61(/ — О")- (9-85)

Но3?01,114110 находят длины других секций.

°Р0й расчетной схеме длины секций на искривленном

участке вычисляют по формулам, аналогичным (9.80) при этом Рр(1) и Рр(2) — допускаемые нагрузки для ‘груб и второй секции на искривленном участке

Рр(1) — 1,1&(ту + тт + Е — Ю2(Рп +Ро)8п

їй ____________________________ і________________________

1 1,1т1дкі ’ (9.86)

I11 = ^р(2) ~ ^р(х^

2 1,1тп2дкі (9-Х?)

Для вертикального участка длину первой секции для выбп ных труб определяют по первой расчетной схеме: из выра*ен^

Iі — Рр(:) ~ + (?т)^і — 102(рп + Ро)$п _

1 1,1^!^!

длина второй секции

Рр(2) — Рр(г)

‘■ = ТЇ^"т’д — (5’»1

В (9.89) Рр(!) и Рр(2) — допускаемые нагрузки для труб первой и второй секций вертикального участка.

По второй расчетной схеме длины секций вертикального участка

п2 пЗ

Рр(1) — 1Д5(ту + тт + ’52ші1іІ + 1] ГПІІ1/1)^-

1 1

^ _ _______________________ — Ю2(Рп + Ро)5„________________________ ^ до)

1 1,1 тпдкх ’

і = Р&- — р(-^ и т. д. (9-91)

2 1,1 т,2дк

Если для наклонно направленной скважины іе < 0,5°/Ю **’ то допускается рассчитывать бурильную колонну на прочность без учета влияния искривления, т. е. только по второй расчет« схеме по формулам (9.49), (9.53), (9.80) и (9.81). ^

При использовании для спускоподъемных операций клин го захвата, коэффициент запаса прочности

к аю3 (9.92)

2 д(шбт + тпу + тт)к! ’ где ЄК — предельная нагрузка на клиновьтй захват согласно^ ^ муле (9.23), кН; тбт — масса бурильных труб, кг; ту и масса УБТ и турбобура, кг.

Расчет проводится для верхней трубы каждой секи»11, Пример 9.6. Рассчитать бурильную колонну Для

йОГО профиля (см. рис. 9.4). Исходные данные [20]: Я =

■ Ьв ~ м’ 7 ~ м> 2к ~ ^Зн = ^°’ бурение ве-

^ ПОД эксплуатационную колонну диаметром 168 мм в 27.3- ^ояонне; способ бурения турбинный; масса турбобура? пт = кг; длина его 14 м> диаметр бурильных труб d = 140 мм; — 244,5 мм; Рд = 90 кН; перепад давления в турбобуре и доло — ^7 ^.р0) = б МПа; удельный вес раствора 7б р = 1,4-104 Н/м3. Решение. Принимаем dy = 178 мм. Длина одноразмерной «А-ияы УБТ ПРИ ^ = 0,822 и qr = 1,53 будет [см.

долови

формулу (9.1)J

■ s 1,15(РЯ — <?™т)/V/i = 1,15(90 — 9,81- 2500 ■ 10“3)/(0,822х

Й>)=60 м- Масса УБТ

= 60 • 1,53 • 103/9, 81 = 9350 кг.

Для первой секции, расположенной на наклонном участке, принимаем трубы 140×9 группы прочности Д(стт = 373 МПа). Прочность труб на наружное давление проверяется при давле­нии 25 МПа, тогда коэффициент запаса прочности при критиче­ском давлении 35 МПа кп — 35/25 = 1,4, что достаточно.

Длина 1-й секции труб на наклонном прямолинейном участке IIIпо первой расчетной схеме вычисляется из выражения (9.78). Принимая геометрические и прочностные характеристики труб из табл. 9.20 и 9.21 в3 = 03н, /j,3 = 0,3, получаем

140-104 2,1 ■ 107 — 792,8 — 36,9

1,35 250-113,5-102 1,1-9,81(9350+

= +2500)(0,3 • 0,1736 + 0,9848)0,822 — 102(6 ■ 116,3) _

1,10 • 33,8 • 9,81 • 0,822(0,3 • 0,1736 + 0,9848)

=1920 м.

Допускаемая длина этой же секции по второй расчетной схеме из выражения (9.80)

^ = 3^ ~ 1,1-9,81(9350+ 2500)0,822- 102(6 • 116,3)

" 1,10-33,8-9,81 ■ 0,822 =

=2680 м.

принимается меньшее значение 1и — 1920 м.

^•стк СЛедУет из Рис — 9-4, длина прямолинейного наклонного

U = Н — (feB + hn) = Я — (Яв + rsinlO0) _

COs^ cos в cos 10°

2000 — (260 + 250 ■ 0,1736) , ,!п

0,9848 ~ 20 м, т. е. н < /х —

телыю, длина бурильной колонны на наклонном участке 11И = 1720 — 60 — 14 = 1646 м.

то"’ = 33,8 — 1646 = 55 700 кг. :ЧеНИИ ЭТОЙ СеКЦИИ [см. б)гт„ (9,41)] ‘ ‘ Р Уй? 1,1 • 69 • 104 • 0,822 + 102 ■ 6 • 116,3

Масса труб на участке III и

6т

Напряжение В верхнем сечении ЭТОЙ секции [см. фор у Уд

= 197 МПа,

102 • 36 9

где GH + GT = 9,81(55 700 + 9350 + 2500)(0,3 • 0,1736 + 0,

69 • 104 Н.

Напряжение при изгибе

2,1 • 1011-792,8 голттт <7из_ 250-10* -113,5-1 ~58 М

Наибольшее нормальное напряжение а = 197 + 58 = 255 МПа,

коэффициент запаса прочности Кп = 373/255 = 1,46.

По первой расчетной схеме в верхнем сечении участка II

= М • 9,81(69 • 104 + 51 • 103)0,822 + 102 • 6 — 166,3 ар 102•36,9

Здесь Сн = 0,3[—2 • 9,81 • 33,8 • 250(cos 10° — cos 0°)] — 9,81Х

хЗЗ,8-250-0,1745 sinl0o-69-104-0,1745+[9,81-33,8-250(sinlO°’ -sinO0)] = 51 • Ю3 H;

0" = в2п = 0; Ав = в2к — в2н = 10° = 0,1745 рад.

G = GH + GT = 69 • 104 Н.

Тогда а = 210 + 58 = 268 МПа.

По второй расчетной схеме

1,1-9,81(1480 + 55 700 + 9350+

= _+2500)0,822 + 1_0216-1_1613 =

р 102 • 36,9

Здесь mg’ = ml11 = тгАв = 33,8 ■ 250 • 0,1745 = 1^80 А,.п = 373/268 = 1,4.

Да вертикальном участке по первой расчетной схеме

I 1.9,81(86,1-103 + 69-104 + 51х

^!а-822+ 1°а’6-116-3 = 232 МПа.

—102 ■ 36,9

Здесь растягивающая нагрузка на вертикальном участке

„I — 33,8 * 260 • 9,81 — 86,1 • 103 Н.

Ьв" т

да участке I по второй расчетной схеме

!51 • 9,81(65970 + 9350 + 2500)0,822+

+ Ю2 — 6 ■ 116, 3

= 215 МПа;

102 — 36,9

П1 г

Гш,// = Шбт = 8790 кг;

у тії1 = тіі = 1480 кг;

и

1

= К" = 55 700 кг;

1

т‘бТ + тпЦ + тЦ1 = 8790 + 1480 + 55 700 = 65 970 кг.

Наибольшее напряжение ар — 232 МПа, коэффициент запаса прочности

& = 373/232 = 1,61.

Коэффициент запаса прочности при спуске труб с использо­ванием клинового захвата по формуле (9.92) при Рд = 1170 кН (см. табл. 9.18)

к 1170 • 0, 7 • 103

Чп. к =————————- !———————— = 1 39

9,81(65970 + 9350 + 2500)0.822 ’ ’

410 больше допустимого.

Как ^0тоРном бурении проектирование колонны, так же ра П^И ®УРении забойными двигателями, начинается с выбо — {(0^ИаметРа труб нижней секции, устанавливаемых над УБТ. 3оп РУкция колонны в значительной степени определяется гру­зин Ъв*н°стью буровой установки. Поэтому для глубоких сква — д®РИМеняются многоразмерные (ступенчатые) колонны.

5 ВеРтикальных скважин на выносливость рассчитывают

250 цКе Секиии колонны, расположенные над УБТ на длине 200 СекДии в местах перехода от одного размера труб к дру ДЛя Многоразмерных колонн). Если колонна однора. змер

пая, то на выносливость рассчитывают сечение, располо*. над УБ’Г (2 = 0). ^

Если скважина наклонно направленная, то на выносдИв рассчитывают все трубы, расположенные ниже начала цЗ вления скважины. ‘-*’1

Наибольшие напряжения от статических нагрузок вознц^ у устья скважины и в местах перехода от труб одного диац^’ к трубам другого диаметра. Расчет труб ведется на совмес^ действие нормальных и касательных напряжений. 11

Для определения длин секций труб в вертикальной сква^ц, вначале выбранные трубы рассчитывают на наружное и 8#[ треннее давление. Затем находят длины секций при коэффициенте запаса прочности.

Длины секций (в м) одноразмерной колонны, состоящей нескольких секций,

Рр1 — 1, gmyki — 102ро5п 11 — ’ <» / __ Рт и т д 1^1

1,1 т2дк

Здесь Рр(1) = Рх/1,04кЪЛ1-, Рр(2) = Р2/1,04&3.п; Рх и Р2 — пре­дельные нагрузки для труб, Н (см. табл. 9.21); гпу — масса тр)< УБТ, кг; р0 — перепад давления на долоте, МПа; Яп — плошай проходного сечения над долотом, см2.

Общая длина бурильной колонны

X = 1у "Ь 1 4-12 — Ь…

Длины секций (в м) двухразмерной (двухступенчатой) ко.®®’ ны определяют но формулам: длины секций верхней ступени

^+1 —

Рр(к +1) ~~ Рр(к) ~ Ю Ро^п (9,й

1,1т{к+1)дкх

Pv{k + 2) Рр

1, 1тП(1с + 2)дк1

Здесь Рр(£-(.1) — Р(£_)_1)/1,04 к3 п, Рр(к + 2) Р(*,- + 2)/1’

Рр{к) = Рк/1,04 кг, п Б! п — разность площадей проходных се труб НИЖНИХ секций второй И первой ступеней, СМ2. ту[[е-

Если колонна трехразмерная, то длины секций первой ^ ни определяют по формулам (9.93) и (9.94), длины секции в

„и —- по формулам (9.95) и (9.96), длины секций третьей

стУ0е

сГуЦеЯИ ^ 102 сП

РМп + 1) ГР(П) 1и Ро^п ^д д^ч

Ц Iй 1) 1т(п + 1)5^1

^4н2г^+1) их ^ (д. д8)

Ц2 " 1, 1тП(п + 2)0М

Здесь Рр(п + 1) — Р(п + 1)/1? 04 &з. п, — Рр(п + 2) — Р(п+2)/1) 04 &3рП; р = Р(П)/1,04 Лтэ п; 5„7 — разность площадей проходных се — ч^й труб нижних секций третьей и второй ступеней.

Для наклонно направленных скважин порядок расчета, ана­логичен изложенному выше. При расчете напряжений условие лрочности проводится с учетом касательных напряжений. Для общего случая растяжения, изгиба и кручения условие прочно­сти определяется выражением

1,08сгр + сгиз < [а]. (9.99)

Допускаемые нагрузки с учетом увеличения касательных на­пряжений на изогнутых участках принимают равными: Рр^ = АЛД&эл,; Рр(2) = Ра/1,1 *з. п и т. д.

Пример 9.7. Рассчитать бурильную колонну диаметром 4т = 140 мм для вертикальной скважины и следующих усло­вий: глубина бурения 2750 м; бурение под обсадную колонну <1 = 299 мм в осложненных условиях; п = 120 мин-1; В — 393,7 мм;

перепад давления на долоте р0 = 5,5 МПа; Рд — 124 кН; 7б р =

М-104 Н/м3.

Решение. Рекомендуемый диаметр УБТ — 254 мм (см. табл. 9.11). Поскольку <16т/<1у = 140/254 = 0,55<0,7, то УБТ вставлена из труб нескольких диаметров: УБТС2-254; УБТС2- ЗиУБТС-178 с массами 1 м трубы соответственно 296, 215 и 156 кг/м.

Общая масса УБТ должна составить

‘ 1,25 Рд/д = 1, 25 • 124 • 103/9, 81 = 15, 8 ■ 103 кг.

трех размеров УБТ принимаем равными соответ — ^о: /1 = 30 ^ = 18 м, /3 = 9 м. Общая масса составит

у ‘ 36 • 296 + 18 • 215 + 9 ■ 156 = 15, 9 ■ 103 кг.

««жней секции выбираем трубы с высаженными внутрь ЙацИ РазмеРом 140×10 мм группы прочности Е.

С Ряжения изгиба определим по формулам (9.38) и (9-39). ^ела прогиба

^ *«> иоа

" 1 • 39,37 — 17, 8)/2 = 12,8 см.

Угловая скорость и = 3,14-120/30 = 12,56 с-1.

Длина полуволны по формуле (9.40) при г ~ 0

, _ Ю,/2ДаОп • 861,9 ■ 1(Г8 ■ 12, 561 п _ 12,56 у 102 • 36,8 -13,3 м

Значение /р взято из табл. 9.20.

По формуле (9.38)

3,142 • 2,1 ■ 10п • 861, 9 — 10“8 ■ 0,128

°а ~ 2 • 132 • 192.6 • 10~® “ 351 ‘ ]°5Н/^2 й

35,1 МПа.

стт = 70,2 МПа.

По табл. 9.24 (<т_= 80 МПа.

Для выбранных труб ав = 735 МПа.

Тогда коэффициент запаса прочности

_ 80 ,

3-П — СП —

35,1 + —-70,2

что допустимо.

Длина секции из расчета на статическую прочность при *! = 1-1,4/7,8 = 0,822

204■ 104

— 1,1 -9,81 • 15,8- 103 • 0,822- 5,Ю2-112,5

1,1-36,8-9,81-0,822 3421 м,

что выше требуемого значения длины бурильных труб

/бт = L — /о = 2750 — 63 = 2687 м.

Пример 9.8. Определить прочность бурильных труб ^вы­саженными внутрь концами ТБВ 140×10 (длина труб 11,5 м/ группы прочности К при следующих условиях: Н = 2400 Л скважина вертикальная; способ бурения — роторный; в лнтер вале 1200—12.13 скважина искривлена; углы наклона в начальЯ” и конечной точках участка искривления составляют = 1 и 62 — 2°; азимуты в тех же точках 0Х = 70° и /?2 = 150°; ^аС УБТ шу = 15 т; длина /у = 62 м; 76 р = 1,24 — 104 Н/м3; пеРеП давления на долоте р0 = 5 МПа. ^ I

Решение. Радиус искривления по формуле (9-35)

0 = 02-0!= 80°

г =__________________ — — —13____________________ = 285 *■

— 0, 0262 ■ 0, 0349 ■ 0,1736 — 0, 9927 — 0,9994)

йцимая Ip = 861,9 см4; Wv = 192,6 см3 из табл. 9.20 по Le (9-37) вычислим

^ ? 1-Ю11-861,9 оо Л(ГТТ

fii___________ и 33 МПа.

Лз= 28ГЇ0ГГ192,6

j^acca бурильных труб на глубине 1200 м

— 36 8 • 1200 = 44,16 • 103 кг.

На глубине 1200 м

9,81(44,16 + 15) 103 ■ (1 — 1,24/7, 85) + 102•5 • 112,5

(Гр = 102 • 40, 7

133,7 МПа

iS л 40,7 см2 из табл. 9-20).

Коэффициент запаса прочности по формуле (5.68) при [о i)d — МПа (табл. 5.24), ав = 687 МПа (табл. 5.11),

От = стр> °а = Стиз’

60- (60/687)133,7 _

&3.П — gg ^?40,

что достаточно.

Пример 9.9. Рассчитать собственно бурильную колонну на выносливость для следующих условий: бурение вертикальной скважины под эксплуатационную колонну роторным способом ведется в интервале 3600-4600 м. Обсадная колонна, спущен­ная к началу бурения, состоит из труб диаметром 245 и 219 мм (диаметром 245 мм — 2100 м, а диаметром 219 мм — 1600 м); и = 60 мин-1 (1 с-1;) D = 190 мм; перепад давления на долоте Ро = 8 МПа; Ра = ПО кН; />бр = 1300.

Решение. Бурильную колонну выбираем двухразмерной 44×127 мм.

Для расчета на выносливость для первой нижней секции ко — , ны, расположенной над УБТ (z = 0) следует вычислить оа и

‘Л*

бурения долотом D = 190 мм в нижней части колонны ^Усматриваются трубы 114×10 Д.

РИ г = о (расчет сечения непосредственно над УБТ)

Учитывая небольшую разницу между длиной трубы ц волны, принимаем /п = 12 м.

Стрела прогиба колонны в скважине при диаметре 146 мм За, ь,8а

/= (1,05 • 0,19 — 0,146)/2 = 0,027 м.

Тогда

= 15,6 МПа,

3,142 —2,1- 1011 ■ 449, 7 ■ Ю“8 ■ 0,027

106■122•111,5- 10“6

где 111,5 см3 — осевой момент сопротивления высаженного ков в основной плоскости резьбы.

Постоянное напряжение цикла

<тт = 2аа = 31,2 МПа.

Коэффициент запаса прочности по формуле (9.67) для труб из стали группы прочности Д с <тв = 637 МПа

£ — _________ 12_______ — 3 67

^З. П — уА —

15,6+ —3!, 2

что достаточно.