Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.
Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..
Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд = 190 кН:
Окончательно принимаем ℓубт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров
Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):
Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7):
м8)Интервал 1560-1700м-для ГЗД
Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1):
dубт(1) =
С учетом табл. 5.1. окончательно dубт = 0,178 м.
По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dн = 0,140 м.
Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:
Dнк = dн = 0,140 м.
Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.
Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..
Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд = 190 кН:
Окончательно принимаем ℓубт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров
Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):
Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7):
м9)Интервал 1700-1822м-для ГЗД
Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1):
dубт(1) =
С учетом табл. 5.1. окончательно dубт = 0,178 м.
По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dн = 0,140 м.
Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:
Dнк = dн = 0,140 м.
Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.
Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..
Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд = 190 кН:
Окончательно принимаем ℓубт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров
Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):
Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7):
м1)Интервал 0-60м-для роторного способа
Длину НК принимаем равной 250 м. С целью повышения усталостной прочности составим его из труб со стабилизирующими поясками типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σт – 373 МПа).
Вес НК в жидкости вычисляем по формуле
кНВозможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (υд ≥ 80 м/с) определим по формуле:
МПа
Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле
для используемых нами долот примем коэффициент α = 0,15. Тогда, мощность, расходуемую на разрушение породы долотами, определим по формуле (5.11):
Мощность, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной ℓ = 450 м, вычислим по формуле (5.13):
Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле (5.15) нМКасательные напряжения в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле (5.16):
МПа
Коэффициент запаса прочности определим по формуле (5.17), считая, что используются трубы 2-го класса (ν = 0.8)
что выше допустимого значения Кд = 1,45 (табл.5.4).
Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенном над УБТ (z = 0), на усталостную прочность.
Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗП-127 dз = 0,127 м. вычислим по формуле (5.30):
мДлину полуволны плоскости раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчитаем по формуле (5.31):
м
Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле (5.29):
МПапостоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле (5.32):
МПа
Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (σ1 = 59 МПа) вычислим по формуле (5.33):
что превышает допустимый коэффициент nд = 1,5.
По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е
Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):
кН м
Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):
Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.21):
кНПо таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.
Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):
Кн
Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):
мУточним длину второй секции:
мВес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кНПроверим по формуле (5.34) прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.
1 секция:
что выше допустимого значения 1,1.
2 секция:
что выше допустимого значения 1,15
По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН
По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;
Таблица 8.2.1
Показатели | Номер секции | |||
УБТ | НК | 1 | 2 | |
Тип труб | УБТ-178 | ТБПВ-127 | ТБПВ-127 | ТБПВ-127 |
Наружный диаметр труб, мм | 178 | 127 | 127 | 127 |
Внутренний диаметр труб, мм | 80 | 109 | 109 | 109 |
Группа прочности материала труб | Д | Д | Е | М |
Длина секции (ступеней), м | 300 | 250 | 686 | 579 |
Нарастающий вес колонны, кН | 615 | 379 | 318 | 214 |
2)Интервал 60-360м-для ГЗД
Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σт = 373 МПа).
Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8):
кНПерепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПаРастягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле (5.9):
Коэффициент запаса прочности определим по формуле (5.17), считая, что используются трубы 2-го класса (ν = 0.8)
По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е