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)
нМ
Касательные 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):
м
Длину 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):
МПа
постоянное 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):
кН
По 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):
м
Уточним длину второй секции:
м
Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кН
Проверим 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):
кН
Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПа
Растягивающие 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
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):
кН
По 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):
м
Уточним длину второй секции:
м
Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кН
Проверим 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;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.2
| 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 | 200 | 250 | 280 | 1061,45 |
| Нарастающий вес колонны, кН | 588 | 382 | 319 | 270 |
3)Интервал 360-600м-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):
кН
Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПа
Растягивающие 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
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):
кН
По 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):
м
Уточним длину второй секции:
м
Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кН
Проверим 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 ТБВК-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;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.3
| Показатели | Номер секции | |||
| УБТ | НК | 1 | 2 | |
| Тип труб | УБТ-178 | ТБВК-127 | ТБВК-127 | ТБВК-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 | 200 | 250 | 447 | 894,45 |
| Нарастающий вес колонны, кН | 589 | 383 | 320 | 228 |
4)Интервал 600-833м-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):
кН
Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПа
Растягивающие 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: ТБВК-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):
кН
По 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):
м
Уточним длину второй секции:
м
Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кН
Проверим 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 ЗУК-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;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.4
| 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 | 200 | 250 | 447 | 894,45 |
| Нарастающий вес колонны, кН | 589 | 383 | 320 | 228 |
5)Интервал 833-1154м-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):
кН
Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПа
Растягивающие 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
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):
кН
По 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):
м
Уточним длину второй секции:
м
Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кН
Проверим 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 ТБВК-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;
6)Интервал 1154-1308для 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):
кН
Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПа
Растягивающие 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
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):
кН
По 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):
м
Уточним длину второй секции:
м
Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кН
Проверим 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;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.6
| 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 | 200 | 250 | 447 | 894,45 |
| Нарастающий вес колонны, кН | 589 | 383 | 320 | 228 |
7)Интервал 1308-1560м-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):
кН
Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПа
Растягивающие 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
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):
кН
По 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):
м
Уточним длину второй секции:
м
Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кН
Проверим 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;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.7
| 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 | 200 | 250 | 447 | 894,45 |
| Нарастающий вес колонны, кН | 589 | 383 | 320 | 228 |
8)Интервал 1560-1700-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):
кН
Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПа
Растягивающие 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
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):
29-04-2015, 00:57