Технический проект на бурение эксплуатационной скважины глубиной 2600 м на Мыхпайском месторождении

кГс.

Напряжение  растяжения равно:

,

где F – площадь поперечного сечения трубы, мм².

кГс/мм².

6,5 кГс/мм²<27,14 кГс/мм², следовательно условие прочности на статическое нагружение выполняется.

Фактический запас прочности рассчитывается по формуле:

.                                                               

 

Допустимые избыточное наружное Р_н и внутреннее Р_в давления на тело трубы составляют:

,                                                               

,                                                                

где Р_кр – критическое наружное давление, кГс/мм², Р_кр=5,91 кГс/мм²;

Р_m – предельное внутреннее давление, кГс/мм², Р_m=6,46 кГс/мм²;

n – нормативный запас прочности, n=1,15.

 

кГс/мм².

Действующее наружное давление P_нд=2,3 кГс/мм², что меньше допустимого избыточного наружного давления. Фактический запас прочности на избыточное наружное давление составляет:

.

 

кГс/мм².

Действующее внутреннее давление P_вд=2 кГс/мм², что меньше допустимого критического внутреннего давления. Фактический запас прочности на избыточное внутреннее давление составляет:

.

Максимальная растягивающая нагрузка  Р_max на замки ЗП-159-76 при графитовой смазке равна 268,5 тс, а максимальное растягивающее осевое усилие Q_р в первой секции составляет 20,5 тс.   

20,5<268,5.

Следовательно, действующие осевые усилия допустимы для замков первой секции бурильных труб.

Для замков ЗП-159-76 при n=1,4 и графитовой смазке крутящий момент свинчивания M_ЗТ=2854 кГс·м.

Наибольшая глубина спуска первой секции бурильной колонны в клиновом захвате l_k1 определяется по формуле:

,                                                                      

где - предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате, кГс;

Q_Бi – вес i-ой секции КБТ, кГс;

Q_КН – вес КНБК, кГс;

n – нормативный запас прочности бурильных труб в клиновом захвате, n=1,15;

q_m – вес 1 метра трубы m-ой секции, кГс/м;

g_БР – удельный вес бурового раствора, Гс/см³;

g_m – удельный вес материала бурильных труб m-ой секции, гс/см³.

,                                                                     

где - предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата, равном единице, кГс;

С – коэффициент охвата.

Для четырехклиновых захватов ПКР-Ш8 с длиной клиньев 400 мм, С=0,7, для бурильных труб  диаметром 114 мм группы прочности Д -  =116,8 тс.

 тс.

м.

Допустимая глубина спуска первой секции в клиновом захвате значительно  больше её длины, следовательно, вся  она может быть спущена с использованием ПКР-Ш8.

Необходимая длина второй секции l₂ равна:

м.

С целью облегчения колонны бурильных  труб и  для  обеспечения повышенной прочности трубы в зоне работы пневмоклиньев вторая секция проектируется из труб ТБД16Т-129 11.

,

где Q_pmax – максимальная допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы m-й секции, кГс;

Кτ – коэффициент влияния  касательных напряжений на напряженное  состояние трубы, при бурении  забойным двигателем Кτ = 1;

К – коэффициент, учитывающий влияние  сил трения, сопротивления движению бурового раствора, рекомендуется принять  при проектировочных расчетах,  К=1,15;

m – порядковый номер секции КБТ от УБТ;

Q_Бi – вес i-ой секции КБТ, кГс;

Δр – перепад давления в забойном двигателе и долоте, кГс/мм²;

F_к – площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции, кГс/м;

q_m – вес 1 м трубы m-й секции, кГс/м;

ρ_БР – удельный вес бурового раствора, гс/см³;

ρ_m – удельный вес материала бурильных труб m-ой секции, гс/см³.

,                                                                                       

где σ_Т – предел текучести для материала труб m-й секции, кГс/мм²;

F – площадь поперечного сечения тела трубы m-й секции, мм².

n – нормативный запас прочности, n=1,4.

Для ТБД16Т-147 11:

σ_Т=33 кГс/мм²,

F=4078 мм².

кГс.

м.

Расчетная длина второй секции превосходит  необходимую длину.

Допустимое напряжение для  бурильных труб второй секции определяется по формуле:

кГс/мм2.

Вес второй секции Q_Б2 рассчитывается по формуле:

кГс

Растягивающая нагрузка в верхнем  сечении второй секции Q_р в момент отрыва долота от забоя определяется по формуле:

кГс.

Максимальное напряжение растяжения во второй секции рассчитывается по формуле:

кГс/мм².

 

9,9кГс/м²< 23,57 кГс/мм².

Следовательно, эквивалентные напряжения для второй секции меньше допускаемых, а фактический запас прочности  больше нормативного.

.

Для ТБД16Т-129 11 критическое наружное давление Р_кр=3,89 кГс/мм², предельное внутреннее давление Р_m=4,92 кГс/мм², n – нормативный запас прочности, n=1,15.

Допустимые избыточные наружное и  внутреннее давления определяются по формулам:

кГс/мм².

Действующее наружное давление P_нд=2,3 кГс/мм², что меньше допустимого избыточного наружного давления. Фактический запас прочности на избыточное наружное давление составляет:

.

кГс/мм².

Действующее внутреннее давление P_вд=2 кГс/мм², что меньше допустимого критического внутреннего давления. Фактический запас прочности на избыточное внутреннее давление составляет:

.

Максимальная растягивающая нагрузка  Р_max на замки ЗЛ-152 при графитовой смазке равна 208,4 тс, а максимальное растягивающее осевое усилие Q_р во второй секции составляет 45 тс.

45 тс<208,4 тс.

Следовательно, действующие осевые усилия допустимы для замков второй секции бурильных труб.

Для замков ЗЛ-152 при n=1,4 и графитовой смазке крутящий момент свинчивания M_ЗТ=1752 кГс·м.

Наибольшая глубина спуска второй секции бурильной колонны в клиновом захвате l_k2 определяется по формуле:

.                                            

Для четырехклиновых захватов ПКР-Ш8 с длиной клиньев 400 мм, С=0,7, для ТБД16Т-129 11 -  =168 тс.

 тс.

Допустимая глубина спуска второй секции в клиновом захвате значительно  больше её фактической длины, следовательно, вся вторая секция, и вся колонна  бурильных труб  может быть спущена  с использованием ПКР-Ш8.

Характеристики используемых стальных и облегченных бурильных труб приведены в табл. 2.8.2.

 

Таблица 2.8.2. Характеристики стальных и облегченных  бурильных труб

 

 

Элементы оснастки бурильной  колонны

_{Калибраторы}

Калибратор включается в  компоновку низа бурильной колонны  над долотом для сохранения номинального диаметра ствола по мере износа долота по диаметру, придания стволу цилиндрической формы. Кроме того, калибратор центрирует КНБК в скважине, что улучшает условия  работы долота, забойного двигателя.

Если калибратор дополнительно  включается в КНБК над нижним калибратором, или в колонну УБТ (колонные калибраторы), то он выполняет роль центратора или стабилизатора (в зависимости от места установки) и обеспечивает стабилизацию направления ствола, либо искривление скважины в определенном направлении.

Для бурения под направление  и кондуктор выбираются лопастные  калибраторы с прямыми лопастями, т.к. производится бурение мягких и  мягких с прослоями средних пород. Для бурения под эксплуатационную колонну применяется лопастной  калибратор со спиральными лопастями, т.к. производится бурение пород  средней твердости. Спиральные калибраторы  образуют полный непрерывный контакт  со стенкой скважины, поэтому их применение наиболее рационально в  породах средней твердости и  твердых.

Выбранные калибраторы и  их характеристики указаны в табл. 2.8.3.

Таблица 2.8.3. Используемые калибраторы  и их характеристики