Выбор цементировочного оборудования и оснастки

Количество цементировочных агрегатов.

Число цементировочных агрегатов должно обеспечить необходимую производительность закачки и продавки тампонажной смеси. В свою очередь необходимая производительность цементирования задаётся из двух условий: из условия создания требуемой скорости восходящего потока в затрубном пространстве и условий заданного времени цементирования.

Общепризнанно, что скорость восходящего потока является одним из главных факторов, определяющих качество цементирования, связанное со степенью вытеснения бурового раствора из затрубного пространства, а соответственно и степенью заполнения его тампонажной смесью. Экспериментально установлено, что степень замещения достаточно высока при малых скоростях восходящего потока (0,2 - 0,3 м/с), с повышением скорости степень замещения вначале снижается, а затем увеличивается, достигая максимального значения при высоких скоростях (1,5 - 2,5 м/с). Поэтому единого мнения о требуемой величине скорости восходящего потока пока нет, однако руководящие документы рекомендуют при цементировании эксплуатационных колонн скорость восходящего потока равную 1,8 - 2,0 м/с.

Чтобы обеспечить рекомендуемую скорость, суммарная производительность цементировочных агрегатов должна составлять:

ΣQ = S_зп • V_вп, ()

где S_зп - площадь затрубного пространства, м²;

V_вп - скорость восходящего потока в затрубном пространстве, м/с.

ΣQ = 0,045 • 1,9 = 0,09 м³/с

Требуемое число агрегатов определяется по формуле:

()

где ΣQ - суммарная производительность насосных агрегатов, м³/с;

g^IV - производительность одного агрегата на 4 скорости при диаметре втулок, обеспечивающих необходимое давление, м³/с; 1 - резервный агрегат.

Принимаем число цементировочных агрегатов n_ца = 8. Исходя из условия заданного времени цементирования, найдем потребную суммарную производительность цементировочных агрегатов по формуле:

()

где V_mc - объем тампонажной смеси, м;

V_пж - объем продавочной жидкости, м;

Т^н_заг- время от затворения тампонажной смеси до начала её загустевания (для цемента ПЦТ-1 - 100 Т^н_заг = 6300 с), с;

Т_доп- дополнительное время необходимое для вывода смесительной машины на рабочий режим и освобождение верхней продавочной пробки (Т_доп = 900 с), с;

Выбор смесительных машин:

Выбираем цементосмесительную машину типа УС6-30, которая имеет следующие характеристики:

1. Вместимость бункера по сухому цементу, т - 30

2. Тракторная грузоподъёмность, т - 15-20

По производительности смесительная машина УС6-30 может обеспечить работу двух цементировочных агрегатов, то есть:

()

где n_ца - число цементировочных агрегатов.

n_см = 7/2 = 3,5

По количеству необходимого сухого порошка, затариваемого в смесительные машины, их количество находится по формуле:

n_см = ΣG/G_i, ()

где ΣG - суммарное количество сухого порошка, необходимого для проведения цементирования.

G_i - грузоподъемность одной смесительной машины, т.

Принимаем п_см = 4. Таким образом, необходимое число смесительных машин составляет 4 машин.

Определение требуемого количества материалов для цементирования обсадных колонн   Тампонажные материалы для цементирования обсадных колонн выбирают в зависимости от температуры среды, плотности бурового раствора, пластового давления, давления гидроразрыва пород, наличия солевых отложений, вида флюида и необходимости обеспечения высоты подъема тампонажного раствора. Плотность тампонажного раствора не должна превышать плотности бурового раствора более чем на 0,2 г/см3. После выбора тампонажного материала и необходимой плотности тампонажного раствора ρ т.р проводят лабораторное испытание и подбор рецептуры раствора. По значениям ρ т.р и подобранного водотвердого отношения (В/Т) предварительно определяют среднюю плотность твердой фазы ρ т. тампонажного раствора: , ()     где ρ т - плотность жидкости затворения, определяемая в процессе подбора рецептуры, г/см3. Масса тампонажного материала (т), необходимая для приготовления 1 м3 раствора, (.)   Необходимый объем тампонажного раствора для цементирования обсадной колонны определяется по формуле , ()   где F -средняя площадь поперечного сечения ствола в интервале цементирования, определяемая по данным профилеметрии, м2; d - средний наружный диаметр обсадной колонны в интервале цементирования, м; Н - высота подъема тампонажного раствора, м; d0 - внутренний диаметр обсадных труб в зоне цементного стакана, м; h - высота цементного стакана, м. Общая масса сухого тампонажного материала для приготовления требуемого объема тампонажного раствора G сух = K ц G V т.р., (.) где К ц = 1,03÷1,05 - коэффициент, учитывающий потери тампонажного материала при погрузочно-разгрузочных работах. Расход сухого тампонажного материала на 1 м3 воды затворения (т) G1 = ρ в Т / В () Полный объем воды для затворения общей массы сухого тампонажного материала (м3) Vв=Кв Gcyx / G1, (.) где К в = 1,08÷1,10 - коэффициент, учитывающий потери воды. Количество химических реагентов (в л -для жидких и в кг -для сухих веществ), необходимое для обработки 1 м3 воды затворения, определяется по формуле Qх.р.=10 G1 а, (.) где а - содержание химических реагентов по отношению к массе сухого тампонажного материала (определяется лабораторными испытаниями), % Общее количество химических реагентов для обработки всего объема воды затворения Gx.p=q x.p.Vв () Необходимый объем продавочной жидкости (м3) определяется по формуле , (.)   где Δ= 1,02÷1,04 - коэффициент, учитывающий сжимаемость продавочной жидкости; п - число секций обсадной колонны, различающихся по внутреннему диаметру; di, li - соответственно внутренние диаметры и длины каждой секции труб, м.   Гидравлический расчет цементирования   Гидравлический расчет цементирования обсадных колонн проводят для определения необходимой суммарной подачи цементировочных агрегатов Q из условия обеспечения максимально возможной скорости восходящего потока бурового и тампонажного растворов в затрубном пространстве v, допустимого давления на цементировочной головке и забое скважины p3 (в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва), а также выбора цементировочного оборудования и определения продолжительности процесса цементирования tц. При этом принимаются следующие граничные условия: рr ≤ pу / 1,5; () ; ()   tц = tзаг + tпр + 10 ≤ 0,75 tзаг, ()   где py - допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование (цементировочная головка, обвязка, насосы ЦА), МПа; рг.р. - давление гидроразрыва пород на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва, МПа; tзат - затраты времени на приготовление и закачивание тампонажного раствора, мин; tпр - затраты времени на продавливание тампонажного раствора, включая время на получение давления "стоп", мин; tзаг - время загустевания тампонажного раствора, определяемое консистометром, мин. Гидравлический расчет цементирования скважин проводят в следующем порядке. Исходя из конкретных геолого-технических условий и практики цементирования скважин в данном районе выбирают предполагаемую максимально возможную скорость восходящего потока бурового и тампонажного растворов в скважине v к моменту окончания продавки, когда имеются наиболее благоприятные условия гидроразрыва пород. Максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке рассчитывают по формуле рг = рг.с. + рт + рк, () где рг.с. - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце процесса цементирования, МПа; рт, рк - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве при принятом значении v, МПа. Разность гидростатических давлений определяют по формуле , () где L´ - глубина скважины по вертикали, м; Н´ — высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны по вертикали, м; h´ — высота цементного стакана в колонне по вертикали, м; g - ускорение свободного падения; ρпр - плотность продавочной жидкости. Гидравлические сопротивления в трубах и затрубном пространстве находят соответственно по формулам , () , ()   где λ - коэффициент гидравлических сопротивлений, для практических расчетов принимается равным 0,035; Dc, d, d - соответственно средний диаметр скважины, наружный и внутренний диаметры обсадных труб, см; Q - производительность закачки раствора, л/с; L - длина обсадной колонны, м. Производительность закачки цементного и бурового растворов Q = 0,0785 (Dc2 – d2) v () Максимальное ожидаемое давление на забое скважины p3 = p' т.с + p к, (.) где p' т.с = 0,1 g [(L´-H´)ρ σ.р+H´ ρ т.р] () По вычисленным р г и р 3 проверяют условия (1.10.) и (1.1.). Если одно из этих условий не выполняется, то корректируют v и повторно рассчитывают эти параметры до выполнения ограничений. По расчетным значениям Q и рг выбирают тип цементировочных агрегатов (ЦА), количество которых определяется из соотношения n = Q / q (0) где q — производительность одного ЦА при давлении ≥ рг Требуемое количество цементосмесительных машин m определяется в зависимости от соотношения расчетного объема тампонажного раствора V т.p и внутреннего объема обсадной колонны Vb.k. При V т.р. ≥ Vb.k. m = Q'/q см () где Q' = n q - суммарная производительность ЦА при закачке тампонажных растворов, л/с; q см - производительность одной цементосмесительной машины, л/с. При V т.р. < Vb.k. m = G / Gσ () где G - требуемая суммарная масса сухого тампонажного материала, т; Gσ - вместимость бункера смесителя, т. Время закачки тампонажного раствора в обсадную колонну определяется из выражения , ()   где ∑q - суммарная производительность одновременно работающих ЦА при закачке тампонажного раствора, л/с. Продавливание тампонажного раствора обычно начинают на максимальной скорости работы ЦА. По мере роста высоты подъема тампонажного раствора за колонной давление на цементировочной головке возрастает, что вынуждает снижать скорость продавливания. Вследствие этого в глубоких скважинах продавливание заканчивают, как правило, на второй или первой скорости работы ЦА. Общее время продавливания тампонажного раствора определяют по формуле tпр = ∑ Vпрi / QI () где Vпрi - объемы продавочной жидкости, заканчиваемые на i-й скорости работы ЦА, м3; Qi - суммарная производительность ЦА на 1-й скорости, м3/мин. Для определения Vпрi следует вычислить расстояние от устья скважины до уровня тампонажного раствора внутри обсадной колонны для каждой скорости работы ЦА , (.)   где pi - допустимое давление на ЦА при работе его на i-й скорости; f1, f 2 - средние площади поперечного сечения соответственно внутреннего пространства обсадной колонны и кольцевого пространства скважины. По li для каждой скорости работы ЦА определяют Vпрi, затем tпрi и общее время цементирования скважины.   Расчет УБТ Диаметр УБТ определяется исходя из условий обеспечения наибольшей жесткости сечения в данных условиях бурения, а длину исходя из нагрузки на долото. Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины должно быть (0,75- 0,85) для долот диаметром 295,3 мм и для долот свыше 295,3 мм (0,65- 0,75) Диаметр основной ступени УБТ должен быть соответствующим диаметру долота по условию: Дубт = (0,75- 0,85) х Дд () где Дд – диаметр долота, мм. Интервал 0 – 410 м. Дубт = (0,75 – 0,85) х 215,9 = 161,9- 183,9 мм Принимаем Дубт = 178 мм, выбираем УБТ С1- 178 dв = 80 мм, q = 156 кг / м. Жесткость на изгиб для УБТ должна быть не меньше жесткости колонны. (ЕJ)о1³ (ЕJ)ок () где Е – модуль упругости материала труб, кгс / мм2 J – осевой момент инерции сечения тела трубы, мм4 Преобразовав получаем: До1 / Док ³ 1- [(Док- 2 dок) / Док]4 / 1 – (dо1 / До1)4, () где До1 и dо1 – наружный и внутренний диаметр основной ступени УБТ, мм Док и dок – наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, мм 178 / 168 ³ 1- [(168 - 16) / 168]4 / 1 – (80 / 178)4 1,059 ³ 0,766 – условие не соблюдается. Проектируем переход от УБТ к колонне бурильных труб. Наружный диаметр бурильных труб первой секции принимаем согласно рекомендациям Д1 = 127 мм. Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к КБТ должно быть выполнено условие: Доп £ 1,33 Д1, () Доп- диаметр последней ступени УБТ мм = 178 мм, Д1 – диаметр бурильных труб первой секции = 127 мм 178 ³ 169 мм – условие не выполняется, следовательно компановка УБТ должна быть ступенчатой Определяем диаметр и длину дополнительных ступеней УБТ. Требованиям к УБТ второй ступени удовлетворяет УБТ С1- 146 с Д02 = 146 мм, q02 = 103 кг/ м. Принимаем длину этой ступени l02 = 8 метров.   Рассчитываем длину основной ступени УБТ и КНБК: l01 = 1 / q01 cos a х [Кд х Qд / 1- gж / g0- (Qзд + Qс + оi х loi) cos a], () где Qд – осевая нагрузка на долото, кгс. q01 – вес одного метра основной ступени УБТ, Кд – коэффициент нагрузки на долото, - 1,175 g0 – удельный вес материала УБТ,гс / см3 gж- удельный вес промывочной жидкости,гс / см3 Qзд- вес забойного двигателя, кгс Qс- суммарный вес КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, кгс. loi- длина i-ой секции ступени УБТ, м qoi – вес одного метра первой переходной ступени УБТ, кгс / м a - зенитный угол скважины на участке расположения КНБК. l01 = 1 / 156 х 0,9914 х [1,175 х 20000 / 1- 1,13 / 7,85- (4850 + 103 х 8) 0,9914] = 141 м Принимаю l01= 141 метр. Тогда общий вес УБТ в воздухе: Q0 = оi х loi (.) Q0 = 156 х 97 + 103 х 8 = 15956 кгс, Общий вес КНБК в скважине: Qкн = (Qзд + Q0) х (1- 1.13/7,85), () Qкн = (4850 + 15956) х (1- 1.13/7,85) = 24304,63 кг Общая длина КНБК: lкн = l01 + l02 + lзд, () lкн = 141 + 8 + 25.3 = 174.30 м Проводим расчет промежуточных опор. Расстояние между промежуточными опорами равно 33 м для УБТ с1 – 178 согласно данным [ учебного пособия,, Расчет бурильных труб,, таблица 4] Кроме того количество опор должно быть не менее двух. m = l01 / а, () где а – расстояние между промежуточными опорами, м m = 97 / 3 = 2,93 принимаем m = 3 Поперечный размер промежуточных опор равен 203 мм для долот диаметром 215,9 мм Определяем момент затяжки резьб УБТ. Для УБТ С1 – 178 х 80 из стали группы прочности,, Д,, и смазки Р – 146 при Gт = 65 кг / мм2 (М\ = 0,1) момент затяжки резьб принимаем Мзт= 2530- 5040 кгс х м Для УБТ С1- 146 момент затяжки Мзт = 1170- 1490 кгс х м, при G = 45 кгс / мм2 (М\ = 0,1)   Расчет колонны бурильных труб (КБТ) Определяем тип БТ, их диаметр и тип замковых соединений по секциям. Из условия плавного перехода от колонны УБТ и КБТ удовлетворяют стальные бурильные трубы типа ТБПВ 127 х 9,19, группы прочности,,Д,, Исходя из опыта работы на данной площади принимаем длину первой ступени КБТ l1 = 250 метров. С целью облегчения колонны БТ вторую секцию проектируем из труб ЛБТ–147 х 11. Рассчитываем на прочность первую секцию КБТ. Определяем допускаемое напряжение (G) для стали прочности,,Д,, Gт = 38,0 кгс / мм2. Нормативный запас прочности n = 1,35 согласно [учебнику,,Расчет бурильных колонн,, таблица 7.9] Qн = 6506 (0,3 х sin 9 + cos 9) = 6731.226 кгс Q\н = Qкн (m х sin ai + cos ai) () Q\н = 24304.63 (0.3 х sin 9 + cos 9) = 251460.01 кгс Wи = 91,98 см3 [Учебное пособие,, Расчет бурильных труб,, таблица 8,7] Изгибающий момент (Ми) бурильной колонны определяется по формуле:   Ми = Е х I / 100 х R () где Е – модуль упругости материала труб, кгс / мм2 I – осевой момент инерции сечения тела трубы, см4 R – радиус кривизны бурильной колонны, м Ми = 2,1 х 104х 584,1 / 100 х 250 = 490,6 кгс х м Следовательно Gи= Ми / Wи Gи= 490,6 / 91,98 = 5,33 кгс х мм2 Напряжение растяжения Gр на верхней границе искривленного участка при подъеме БК определяется по формуле: Gр = Q / F () где Q – осевое усилие в рассматриваемом сечении, кгс F – площадь поперечного сечения тела трубы, мм2 F = 3336 мм2, (l1) = 250 – 40 = 210 м (Qd1)н = qi х (l1) (1 - gж / gi). () где m – число ступеней КБТ до рассматриваемого сечения, (Qd1)н = 30,4 х 210 х (1 – 1,13 / 7,85) = 5465,03 кгс [G] = Gm / n, () где Gm- предел текучести при растяжении, кгс / мм2 n – запас прочности. [G] = 38 / 1.35 = 28 кгс / мм2 Действующие эквивалентные напряжения Gэ в верхнем сечении первой секции КБТ на верхней границе искривленного участка при подъеме БК определяется: Gэ = Gр + Gи () где Gр- напряжение растяжения, кгс / мм2 Gи- напряжение изгиба, кгс / мм2 В нашем случае осевой момент сопротивления сечения бурильной трубы ТБПВ – 127 х 9 li- длина i- ой секции, м gж- удельный вес бурового раствора, гс / мм2 gi- удельный вес материала трубы i – ой секции, гс/ мм2 qi- приведенный вес одного метра трубы i – ой секции, кгс / м Q = 30,4 х 250 (1 – 1,13/ 7,85) = 6505,98 кгс Gр = 6506 / 3336 = 1,95 кгс / мм2 Усилие, обусловленное весом и силами трения колонны в прямолинейном участке и в наклонном участке определяется по формуле: Qн = Qdi(mi х sinai + cosai), (.) где Кн – число наклонных прямолинейных участков, ai – зенитный угол скважины на i- ом участке, град. m - коэффициент трения БК о стенки скважины = 0,3 Растягивающая нагрузка в наклонной скважине определяется по формуле: Qр = К (Qв + Qн + Qи +Q\ кн) + Dр х Fк, () где Qв- вес КБТ, находящейся в вертикальном участке ствола, кгс Qн- усилие обусловленное весом и силами трения колонны на прямолинейных участках ствола скважины, кгс Qи- усилие, обусловленное весом и силами трения колонны на искривленных участках ствола, кгс Q\ кн- усилие создаваемое в колонне за счет веса и сил трения КНБК, кгс К – коэффициент, учитывающий силы трения, силы инерции, силы сопротивления промывочной жидкости = 1,15 Dр – перепад давления в забойном двигателе и долоте Fк – площадь поперечного сечения канала трубы Fк = 4983 мм2 Qр = 1,15 (6731,226 + 25146,001) + 0,78 х 4983 = 40545,54 кгс Gр = Qр / F. () Gр = 40545.54 / 3336 = 12,54 кгс / мм2 Gэ = Gр + Gи = 12,154 + 5,33 = 17,48 кгс / мм2 Gэ < [G] => 17,48 < 28 Эквивалентные напряжения меньше допустимых, а фактический запас статической прочности n = Gm / Gэ () где Gm - предел текучести материала труб, кгс / мм2 Gэ – эквивалентное напряжение, кгс / мм2 n =38 / 17,48 = 2,17 Фактический запас прочности больше нормативного 2,17 > 1,15. Следовательно, первая секция КБТ выдержит статические нагрузки в опасном сечении. Проверяем условие прочности первой секции КБТ на избыточное давление. Сравниваем действующее давление и допускаемое наружное избыточное давление Рн на тело трубы по условию: Рн = Ркр / n, () Для условий расчета нормативный запас прочности n = 1,15, критическое наружное давление Ркр = 3,92 по[,,Расчет бурильных труб,, таблица 11] Отсюда: Рн = 3,92 / 1,15 = 3,4 кгс/мм2 Следовательно, действующее давление меньше допускаемого, а фактический запас прочности на избыточное давление n =3,92 /2,0 = 1,96 кгс / мм2 Таким образом, первая секция КБТ имеет достаточный запас прочности на избыточное давление. Проводим проверку прочности замковых соединений первой секции КБТ. По условию действующие осевые усилия Qр в опасном сечении должны быть меньше допускаемой нагрузки на замковые соединения Рmax. Для замков ЗП – 127 Рmax = 235.8 тс [,, Расчет бурильных колонн,, таблица 8 ] при n =1,3 и смазке Р- 402. Qр = 32678 кгс Qp < Q max => 32.678 <235.8 Значит, действующие осевые усилия доступны для замковых соединений первой секции колонны бурильных труб. Рассчитываем наибольшую глубину спуска первой секции КБТ, (lк1) в клиновом захвате ПКР- 560 (при длине клиньев lк = 400) по формуле: lк1 = Qоmк / n - QG1- Qкн / q1(1 - gж / g1), () где g1- удельный вес материала бурильных труб первой секции, гс/см3 gж – удельный вес бурового раствора, гс/ см3 q1 – вес одного метра трубы первой секции, кгс/м n – нормативный запас прочности трубы в клиновом захвате, n=1,1 В нашем случае предельная осевая нагрузка на трубу Q\mк=107т.с.[,,Расчет бурильных колонн,, таблица 16] а коэффициент охвата с=0,9 из этого следует: Qстк= Q\mк х с, () Qстк = 107 х 0,9 = 96,3 т.с. lк1 = 96300/ 1,1 – (6505- 25146) / 30,4(1 – 1,13 / 7,85) = 2147,8 м Так как lк1 = 2147,8 метров, значительно больше принятой l1=250 метров, то вся первая секция КБТ может быть спущена с использованием ПКР- 560 Рассчитываем на прочность вторую секцию КБТ, состоящую из ЛБТ- 147 х 11, для этого необходимо рассчитать длину второй секции КБТ. Наибольшую допустимую длину второй секции l2 КБТ определяем по формуле: l2 = Qp max / Kt- K( QG2+ Qкн)- D р х Fк / К х q2(1- gж/g2) () Максимально допустимую растягивающую нагрузку Qp max на тело трубы второй секции определяют по формуле: Qp max = Gm х F / n, () Qp max = 33 х 4700 / 1,35 = 114889 кгс Из этого следует: l2 = 114889 / 1- 1,15(6505+ 25146)- 0,6 х 12272 / 1,15 х 16,5(1- 1,13/2,78)=6315,7 м. Расчетная длина l2 превосходит необходимую длину второй секции. Расстояние по стволу скважины от забоя до устья l определяется из выражения: l = lв + lи + lн, () где lи= 0,017453 х R х DQ, () Необходимая длина второй секции l2= 2227 - lкн – l1 = 2227- 174- 250 = 1803 м. Рассчитываем запас прочности при статическом нагружении второй секции. Расчет проводится для двух случаев: 1. на верхней границе интервала искривления для момента окончания бурения наклонного участка и отрыва долота от забоя, 2. на устье скважины при отрыве долота от забоя. Рассмотрим запас прочности для первого случая, допустимое напряжение определяется по формуле: [G] = Gm / n. () [G] = 33,0 /1,35 = 24,4 кгс/ мм2 Напряжение изгиба Gи определяем по формуле: Gи = Ми / Wи, () Изгибающий момент определяем по формуле: Ми = ЕJ / 100 R. () Mи = 0,72 х 1003 х 1094 / 100 х 250 = 315 кгс х м Следовательно Gи = 315/ 148,8 = 2,212 кгс / мм2 Длина части второй секции КБТ, находящейся в наклонном участке (l2)н равна: (l2)н = 2087 – (250 + 174) = 1663 м, а ее вес: (QG2)н = 16,5 х 1663 х (1- 1,13 / 2,78) = 16286 кгс Условия, обусловленные весом и силами трения для этой части второй секции определяем из выражения: Qн = QG2(m х sinQ2 + cosQ2). () Qн = 16286(0.3 х 0.15643 + 0.98768) = 16849.05 кгс Условие обусловленное весом и силами трения колонны на участках увеличения зенитного угла скважины Qи определяется по формуле: Qи = m2 (1 - gж / g2) [ + 2 q2 х R (cosQк2- cosQн2)- q2R х DQ2 sinQк2 + (Q2DQ2) / (1- gж / /g2) + (1- gж / g2) q2R х (sinQк2 – sinQн2)]. (.) Усилие второй секции КБТ в начале участка искривления Q2 определяем из выражения: Q2 = Qн + Q\кн, (.) Q\кн = Qкн(m х sinQ2 + cosQ2), () Q\кн = 25146(0,3 х 0,15643 + 0,98768) = 26015,8 кгс Тогда Q2 = 16849.05 + 26015.8 =42864.85 кгс Qи ­= 03(1- 1,13 / 2,78) х [-2 х 16,5 х 250 х (0,9876 – 1)- 16,5 х 250 х 0,15643 х 0,157077+ + 42864,85 х 0,157077 / (1- 1,13 / 2,78)] + (1- 1,13 / 2,78)[16,5 х 250(0,15643- 0)] = 2411,5 кгс Растягивающую нагрузку Qр определяем по формуле: Qр = К х (Qв +Qи +Qн +Qкн), () Qр = 1,15 (45276,35) + 0,6 х 12272 = 59431 кгс Следовательно Gр = 59431 / 3336 = 17,81 кгс/мм2, тогда Gэ = 17,81 + 2,212 = 20,02 кгс/ мм2 20,02 < 24,4 кгс / мм2 – условие прочности соблюдается. Фактический запас прочности при статическом нагружении второй секции КБТ. n = 33,01 / 20,02 = 1,648. Таким образом, вторая ступень КБТ выдержит все статические нагрузки в опасном сечении. При расчете запаса прочности на устье скважины, к растягивающему усилию, действующему в начале участка искривления Qр, добавляются Qв, равное весу бурильных труб на вертикальном участке. (QG2)в= QG2, () (QG2)в = [16,5 х 100 х (1- 1,13 / 2,78)] = 979 кгс Тогда Qр = [1,15(979 + 2411,5 + 26015,8 + 16849)] +0,6 х 12272 = 60556, 8 кгс Gр = 60556,8 / 3336 = 18,153 кгс /мм2 Из этого следует: Gэ = Gр = 18,153 кгс/мм2 < [6] = 24,4 кгс/мм2 Фактический запас прочности будет равен: n = 33,01 / 18,153 = 1,82 Переходим к расчету второй секции БК на прочность под действием избыточного давления. Допустимое избыточное наружное давление Рн на тело трубы определяется по формуле: Рн = Ркр / n, () Ркр = 3,07 кгс/ мм2 Тогда: Рн = 3,07 / 1,15 = 2,67 кгс / мм2 2,0 кгс / мм2 < 2,67 кгс / мм2, значит условие прочности соблюдается. Проверяем условие прочности замковых соединений (ЗС) второй секции КБТ. Действующие осевые усилия Qр в опасных сечениях должны быть меньше допускаемой нагрузки на (ЗС) Рmax. Для замков ЗП- 172 Рmax = 224 т.с. при смазке Р–416. Максимальное растягивающее усилие Qр = 55,6 т.с. 55,6 < 224 Условие прочности замковых соединений второй секции соблюдается. Определим моменты затяжек замковых соединений второй секции КБТ. Рекомендуемый момент затяжек замковых соединений Мз.т.= 2016 кгс х мДля замковых соединений типа ЗЛ – 172 при смазке Р- 416. Проводим расчет наибольшей глубины спуска второй секции КБТ в клиновом захвате. Наибольшая глубина l к2 спуска второй секции КБТ определяется: lК2 = Qcт.к./ n - QG2 + Qкн / q2 (1- gж / g2), (.) Предельную осевую нагрузку с учетом сжатия в клиновом захвате Qстк определяется по формуле: Qстк = Q\тк х с, () где Q\тк = 190,4 т.с., с = 0,9 [,,Расчет бурильных колонн,, таблица 17] Qстк = 190,4 х 0,9 = 172 т.с. Значит: lК2 = 172000 / 1,1 – (6506 + 24304,63 + 17265) / 16,.5(1- 1,13 / 2,78) = 11057,6м Фактическая глубина спуска второй ступени КБТ l2 = 1803 метра.   Таким образом, вторую секцию КБТ и всю БК можно спускать в клиновом захвате ПКР-560. Сводим данные в таблицу Таблица Номер секции Тип БТ Длинна, м Вес, кг 1 ступень УБТ 2 ступень УБТ 1 секция БТ 2 секция БТ 3ТСШ1-195 УБТ – 178 90 УБТ – 146 74 ТБПК – 127 9,19 ЛБТ - 147 11   4850,0 15132,0 824,0 6505,0 28429,5 6 Итого     55740,5