2. Проектирование бурильной колонны.

   1. Расчет компоновки убт.

В отличие от роторного способа бурения колонна рассчитывается лишь на статическую прочность с дополнительным учетом в КНБК веса турбобура.

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом по формуле:

Используя рекомендуемые сочетания наружных диаметров элементов бурильной колонны в зависимости от диаметров долот, выбираем диаметр первой ступени УБТ , а диаметр бурильных труб

Примем диаметр труб наддолотного комплекта (НК) равным диаметру остальных бурильных труб

Поэтому предусматриваем установку второй ступени УБТ диаметром

следовательно, наружные диаметры УБТ выбраны правильно. Находим тип УБТ: УБТ – 178 и УБТ – 146, изготовленные из стали марки «Д».

Общую длину УБТ при одно-, двух- и трехразмерной конструкции КНБК в зависимости от нагрузки на долото, угла наклона и плотности промывочной жидкости определяют по формуле:

(2.3)

где ₁=0,7÷0,8 – эмпирический коэффициент, принимаем ₁=0,7; G_ЗД – масса забойного двигателя, кг; , м– плотность жидкости и материала УБТ, кг/м3;  – масса погонного метра первой, второй и третьей ступени УБТ, кг/м; n – число ступеней УБТ;  – угол отклонения УБТ от вертикали, град ( в вертикальных скважинах =0).

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания вычисленной ранее необходимой осевой нагрузки Р=288 кН:

Вычислим длины ступеней УБТ:

тогда

Окончательно принимаем:

Общий вес КНБК в жидкости найдем по формуле:

Общую длину КНБК рассчитаем по формуле:

2. Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность.

Длину НК примем равной 300 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБВ – 127 х 10Д.

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта ( ) оценим по формуле:

µ - коэффициент истечения из промывочных отверстий долота.

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле:

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК определим по формуле:

где К=1,1 – коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции, сил сопротивления движению раствора; F_К(НК) – площадь поперечного сечения канала труб наддолотного комплекта, м²; F_ТР(НК) – площадь поперечного сечения тела труб НК, м²; ΔР_зд=ΔР_тб – перепад давления в турбобуре, определяемый по формуле 2.9, Па; ΔР_д – потери давления в долоте, Па.

Коэффициент запаса прочности рассчитываем по следующей формуле, считая, что используются трубы 2-го класса (υ=0,8):

где σ_Т – предел текучести материала труб, Па; υ – коэффициент износа труб;

-касательные напряжения в теле трубы у верхнего конца НК, влиянием которых при бурении с забойными двигателями пренебрегают.

По каталогу бурильных труб выбираем трубы для комплектования 1-ой секции колонны: ТБВ-127х7Е.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

 – предельная растягивающая нагрузка для 1-ой секции, Н. Значения для различных типов труб с различными толщинами стенок и из различных групп прочности материалов находят по специальным характеристическим таблицам.

Допустимую длину 1-ой секции бурильных труб вычислим по формуле:

Учитывая, что длина одной свечи 25 м, получим:

Проверим условие:

, следовательно, одной секции труб недостаточно.

Вес первой секции труб в жидкости определим по формуле:

Определим допустимую длину второй секции из труб ТБВ-127х7М:

Проверим условие:

- это значит, что двух секций труб достаточно и следует уточнить длину второй секции:

Общий вес выбранных бурильных труб:

Проверим прочность верхней трубы 1-ой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент охвата трубы клиньями С=0,7:

где Q – вес труб, расположенных ниже рассматриваемого сечения; -предельная нагрузка на бурильные трубы в клиновом захвате.

Теперь проверим прочность верхней трубы 2-ой секции:

По характеристическим таблицам найдем крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-26 кН м и УБТ-146-13 кН м.

По таблице для соединения бурильных труб ТБВ-127 выбираем замки типа ЗУ-155 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м.

Для свинчивания замков ЗУ-155 необходимый крутящий момент будет 14 кН. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.

Таблица 4.

Показатели	Номер секции
	УБТ(1)	УБТ(2)	НК	1	2
Наружный диаметр труб, мм Внутренний диаметр труб, мм Группа прочности материала труб Интервал расположения секций, м Длина секции, м Нарастающий вес колонны, кН	УБТ-178 90 Д 2999,095-3174,095 175 250	УБТ-146 74 Д 2924,095-2999,095 75 311	ТБВ-127 107 Д 2624,095-2924,095 300 390	ТБВ-127 113 Е 1149,095-2624,095 1475 682	ТБВ-127 113 М 0-1149,095 1149,095 910