вниит

по расчету

Бурильных

колонн

КУЙБЫШЕВ • I9S6

- 10 -

AoL * 0,017^53 \<£^K - vL^H \ _f

-    параметры участка расположения КНБК;

-    начальный н конечный углы наклона искривленного участка или его части, занимаемой КНБК, град;

-    приведенный вес I м КНЕК, Н/м (кгс/м). Находится делением суммарного веса всех элементов КНБК, включая УБТ, на общую длину КНБК.

3.9.    Бели на рассматриваемых участках колонна состоит из нескольких секций, то    определяют отдельно дал каждой

секции, а затем суммируют.

3.10.    Растягивающие нагрузки и напряжения растяжения в верхних сечениях секций многосекционной колонны, возникающие при подъеме БК или спуске части обсадной колонны на бурильных трубах, определяют для последовательных (с выбранным шагом) фиксированных положений БК на всех участках (см. рис. I). на каждом из участков верхнее сечение каждой секции фиксируется на менее чем в трех точках, соответствующих концу, середине я началу участка.

Примечание. Допускается производить расчет верхних сечений секций БТ только для их положений на верхних границах искривленных участков и на устье скважины.

3.11.    Бели при расчете суша усилий    окажется

меныве веса нижерасположенной части колонны, суммарное усилие принимается равным весу соответствующей части БК.

Примечание. Формулы для расчета БК в наклонно направленной скважине применимы только для случая, когда профиль скважины можно аппроксимировать набором гладко-сопряженных отрезков прямых линий (вертикальных и Наклонных) а искривленных отрезков постоянной кривизны. В том случае, если действительный профиль не может быть описан указанным способом, а также при ориентировочном расчете растягивающие нагрузки н напряжения в БК можно определять по формулам (I) - (4), как для вертикальной скважины.

3.12.    Для процесса бурения в том случае, когда вся нагрузка на долото создается за счет веса КНБК в нейтральное сечение колонны находится над УБТ, растягивающую нагрузку на БК определяют из выражений (I), (6) при К = 1,0\Qkh » 0; лр = 0, то есть:

а) в вертикальной скважные

⁼ J Qsl ⁼    ^    )    i

6) в наклонно направленной скважине

⁼ $е>

Напряжения растяжения в случаях а и б рассчитывают но формуле (2).

3*13. Для сжатой части колонны (в сечениях 7Ш) на вертикальном и наклонном участках соевую нагрузку» Н (кгс), рассчитывают но форвуле

/77    /Д

Q_c = £ Q_oi * z fa e_0l (i~fac/>_л ) COSoL. (15)

Q_e = R£ I%(sina?-sinat ))(1-}»c/yoL ),    П6)

где

d - угол наклона профиля на прямолинейном наклонном участке* На вертикальном участке оС = о.

, OU - угдш наклона профиля в начале и конце зоны расположения с -й ступени УБТ*

Напряжения сжатия бс могут быть вычислена с использованием значения Qc по формуле, аналогичной (2).

3.14. При спуске на бурильных трубах частей обсадных колонн (ОК) растягьвапдуг нагрузку на БК к вызываемые ею напряжения определяют по формулам (I), (2) или (6), (2). В этом случае вместо Bf_H в формулы подставляют значение веса спускаемой части ОК.

Кручение

3.15. Крутящий момент Мк> Н-м (кгс-м), который необходимо приложить к бурильной колонне при вращении ее ротором, приближенно может быть определен для вертикальной скважины из выражений

Мк = Тт*/п;

- 12 -

A/ai = MS ■ If*it di ft*,

M_a = ^C-iO^nn^Qf ,

где - коэффициент, равняй 9545 при вычислении в Н-м в 974 - в хгс>ы;

N - обвал мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны в работу долота, кВт;

П - частота вращения колонны, об/мин;

А/& - мощность, затрачиваемая на вращение колонны, кВт;

Ы_д - мощность, затрачиваемая на работу долота, кВт;

т - число участков с постоянными значениями наружного дна-метра трубы и диаметра скважины;

N_Bi - мощность, затрачиваемая на вращение I -то участка Суральной колонны U = I,т), кВт;

ti - длина L -го участка скважины, м;

Ul - наружный диаметр трубы на I -м участке скважины, м;

d_ci - номинальный диаметр скважины на I -ы участке, м;

-    коэффициент, равный 5,14*Ю“² Фа в кЕ), 1,0 (Я_э в тс)

С - коэффициент крепости пород (7,8 - мягкие; 6,9 - средине; 5,5 - твердые породы);

D» - наружный диаметр долота, мм;

-    осевая нагрузка на долото, кН (тс).

3.16. В произвольном сечении X. наД -м (1^$ =5/77) участке скважины мощность АХ(х), необходимую доя вращения нижераспахоженной части ВС ж работы долота, рассчитывает по формуле

где ; X# - верхние Гранины (#-1)-го и ^ -го участков

скважины с постоянными значениями диаметров V ж д_с , м;

_X(A-i) ^ х ^ Ха •

3.17. Ориентировочный расчет мощности, затрачиваемой на вращение ВС в наклонно направленных скважинах, можно производить по формулам (19), (20) с дополнительным поправочным коэффициентом в формуле (20) с,, зависящим от искривления скважины (рис. 2),

- 13 -

3.18. При проектировочных расчетах приближенное значение М* _у Н*м (кгс»м), в верхних сечениях секций или их частей может быть получено по формуле

¹²³¹

или    _

Мк = 0,577 \!к^гт-1^Л <5р W_K ,    <24)

где К<г    -    коэффициент,    учитывавший влияние касательных

напряжений на уровень напряженного состояния труоы. можно принимать .для вертикальных скважин

= 1>04_# для наклонно направленных скважин

К_ТЯ£ 1,10;

Qp - растягивающая нагрузка в рассматриваемом сечении БК, рассчитываемая по формулам (I), (б);

-14-

Qртах Мктах ~ максимальные допускаете значения осеней расгя-

гивавдей нагрузки и крутящего момента по телу;

<5р - напряжения растяжения в теле трубы, определяете по формуле (2), МПа (кгс/мм^);

VVjc - полярный момент сопротивления сечения по телу трубе, ем⁸.

Qpmor ~ <5_Г 9^/п; М_шох - 0,577 с5_Т W_K 7 л,

где П - коэффициент запаса прочности (п. 4.2).

3.19.    Касательные напряжения, МПа (кгс/m^), в рассчитываемом сечении колонна

Z=M_K/W_K    (25)

Изгиб

3.20.    Изгибающий момент в бурильной колонне ЪЛ„, Н*м (ггс-м), н напряжения нагиба 6_И, МПа (кго/ым^), определяют во формулам

М„ - Е7 /100R i    (26)

~    / W_H 7    (27)

где Е - модуль упругости материала трубы, МПа (ис/ш²);

7    -    осевой    момент    инерции    сечения    тела    трубы, ом⁴;

R - радиус кривизны ЕК, м;

W_M - осевой момент сопротивления рассматриваемого оечення бурильной трубы, см⁸.

3.21.    На. искривленном участке скважины можно считать, что кривизна ЕК определяется кривизной скважины. В этом случае

R ~    ^    ^    (28)

V2 (4 -sin $1 SinSi COS АЗ -С OS Si COSffiz У ’ где Sj , 6*2. - зенитные углы наклона профиля скважины в начальной н конечной точках рассматриваемого участка длиной &£, м;

~£>г~    -    разность    азимутальных    углов    в    тех    же    точ

ках.

3.22.    При потере ЕК прямолинейной форт устойчивости в результате вращения в вертикальной скважине

о = mom¹ %■*/

- 15 -

где - дява ямуволны изогнутой колонны, и; у - стрелвгнрогжба Ж, ш.

В производим! сечении колонны

(30)

(31)

(32)

-    длина полуволны БК в нейтральном сечена, к;

-    осевое усилие в рассматриваемом сечена БК, Н (кто). 1к-0.р_т в растянутой части бурильной кодона определяют из выражена (13), в формуле (30) ставят за тшл.й-Qcm ^в снятой части определят а вырвана (Т5), в формуле (30) ставят знак минус;

<-&=    - угловая скорость, с^-1;

й - ускорение свободного падена = 9,8 м/с²),

В частности, в технической системе единиц, принимая да стали £ = 2,1 • Ю⁴ кгс/да², да дюраля (сплав Д16-Т) £ = O.’ftHCJ⁴ кгс/iai², замена № , е^-*, на частоту числовой значениями, получим

(33)

(34)

(Jp)

(36)

- даметр скважины, а. В откроем стволе принимается д_с~К_к Р₉, где Л”* - коэффициент кавераозиоети, назначаемый по результатам замеров или (да нова месторождений) по прогнозна данным;

2?₃    - наружный диаметр бурильного замка, а.

3.23. При расчете на сопротивление усталости вращающейся бурильной колонны в вертикальной скважине рассматриваются постоянная и переменная составляющие напряжений изгиба, возникающих вследствие

потери ЕК прямолинейной формы устойчивости

⁼    »    О_а    ~    О_т    & / f •>

где От - постоянное среднее напряжение, определяемое по

формулам (26), (27), (29)-(32), (36) или (33)-(36);

Са - амплитуда переменного напряжения;

6=(0 + f) - смещение (эксцентриситет) оси колонны по отношению к оси скважины. В расчетах можно принимать

в// = 0,5.

Изгибные напряжения От, О_а при расчетах на усталость вычисляют для опасного сечения трубы (основной плоскости ревьбы на высаженном конце трубы, сварного шва, стабилизирующего пояска или тела трубы). Следует пшнить, что осевой момент инерции 7 во всех случаях вычисляют для тела трубы, а осевой момент сопротивления W* -для опасного сечения.

Примечание. Допускается положения пп. 3.22, 3.23 использовать при расчете БК на наклонных участках в наклонно направленных скважинах.

3.24.    На искривленных участках скважины О_т= 0. Тогда Оа -для опасного сечения трубы рассчитывают по формулам (26), (27),

R находят из выражения (28).

3.25.    При расчете на статическую прочность вращающейся бурильной колонны в вертикальной скважине общее напряжение изгиба вследствие потерн прямолинейной формы устойчивости

¹³⁸¹

при этом для вычисления изгибающего момента используют выражения (26), (2Э), (30)-(32), (36) или (33)-(36).

3.26.    При небольшом искривлении скважины расчет напряжений изгиба производят, как я для существенно искривленной скважины, по формулам (26)-(28), а также в соответствии с п. 3.25, как для вертикальной скважины.

Для оценки статической прочности колонны используется большее из полученных значений.

Сопротивление усталости также оценивается в предположении чисто вертикального ^формулы (26), (27),(29)-(37),(64)] и существенно искривленного [формулы(26)-(28),(64) щи б_т=0;Оа = Си ] характера профиля. Оценка сопротивления усталости ЕК делается по меньшему

- 18 -

где 6_ТК - предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате пр* коеффшциенте охвата, равном единице, Н (кто);

<5т - предел текучести материала трубы, Ша (кгс, /мм²);

Ф - площадь поперечного сечения тела трубы, шг;

С - коэффициент охвата.

f> - угол охвата трубы плашками одного клина, град; к - количество клиньев;

CLcp - средний диаметр труби, ш;

€_к ~ рабочая длина клина, ш; оС - угол наклона клина, град;

У> - угол трения на поверхности сопряжения юпгч о корпусом клинового захвата, град.

Для четнрехклиновнх захватов ПКР-У7, ПКР-ГО С - 1,7, для ПКР-560 С * 0,9. В приложениях 10-12 приводятся значэния предель-иых осевых нагрузок щ_к , вычисленные по формуле (41) при С = 1,0, <* = д°27'15- (уклон I : 6) иCtpCa+'P) = 2,5.

3.29. Наружное избыточное давление, при котором наибольшее напряжение в теле трубы достигает предела текучести (критическое давление), определяют по формуле

ркр = UKmln (Ас ' fAl^:PEKoP^T ) ,    (42)

^гда Kmin^SmLn/l) i K₀-SjV \ Р -    ,

4, ~<5г +Е/<2р(1+Зе/2р^гКм,) ,

$mLn i $о    - расчетные величины;

_г Vmto « 0,875^; (£ = 0,905$;

О    - номинальная толщина    стенка, мм;

д    - наружный диаметр трубы,    мм;

6    -    овальность.

Значения р_кр при овальности в = 0,01 приведены в приложениях 7-9. Действующее на трубу в рассматриваемом сечении избыточное наружное давление, МПа (кгс/mi²), определяют из выражения

Р_н = 0,001%    h_z    ),

где Vp - коэффициент, равный 9,8, если расчет производится в единицах СИ,и 1,0 - в единицах технической системы;

, у_г - плотность (удельный вес) бурового раствора за бурильной колонной и внутри колонны, г/см⁸ (гс/см³);

/?у , hi - высота столба жидкости над рассматриваемым сечением за колонной н внутри колонны, M.

3.30. Внутреннее избыточное давление, при котором наибольшее напряжение в теле трубы достигает предела текучести, определяет по формуле

р ₌ 0,875С_Т Ц. ,    (43)

л    *    Я

где 0    -    номинальная    толщина    стенки    трубы.

Значения р_г приведены в приложениях 7-9.

Допуокаамне длины секций КЕТ

3.31.    Допускаемую из условий статической прочности по телу трубы длину ГЛ -й секции бурильной колонны    в    вертикальной

скважине определяют из выражений

р _ Qpmox /    ~    Qsi    ^Qkh    )    ~Ар    ?к

К<j,_m (1-Ъж/%#> )

^Ртах~ Ру Ф/Я-у

-    максимальная допускаемая растягивающая нагрузка на тело трубы/77—й секции, Н (кгс);

-    коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние труби. Для бурения забойяши двигателями= 1,0, для роторного споооба бурения можно принимать А*_г « 1,04;

-    площади поперечного сечения канала и тела трубы /71-й секция,

-    нормативный козффимиеят завеса прочности (по текучести), принимаемый в вавкониоотв от опоооба я условий бурения (в. 4.2).

3.32.    Для найденного по формуле (44) значения д»и» секции С_т по формулам (I) и (23) [пни (17) - (22) прнЛ£ .о] раеечпнвшт значения осевой растягиваний вагрувжв лруттго момента Н_к

Руководящий документ подготовлен оектором надежности и расчетов на прочность Всесоюзного научно-исследовательского института разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб.

Составители: Ю.Г.Аланович, ВЛД.Валов» В.П.Ивановский, В.Ф.Куз-нецов, Ю.С.Ропяной, Г.М.Саркисов, А.Е.Сароян.

В подготовке материалов принимали участие: А.В.Андриянов, Н.В.Блажнова, Г.Г.Горбунова» Н.С.Коврова.

Согласован:

с начальником Технического управления Миннефтепрома Г.И.Григо-ращенво 19.12*85

с начальником Управления по развитию техники, технологии и организации бурения А.В.Перовда 19.12.85

с заместителем директора Всесоюзного научно-исследовательского института буровой техники В.И.Дипатовш 19.12.85

Утвержден первым заместителем министра нефтяной промышленности В.Ю.Филановским 20.12.85.

© Всесоюзный научно-ис следовательс кий институт разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб, 1986.

• 20 -

в верхнем сечении секции и в соответствии с разделом 5 определяют допустимость комбинации этих нагрузок для замковых соединений. Вели Q_fif Мк являются допустимыми» найденное значение может быть принято за длину секции. В противном случае производят уменьшение в_т (по шагам лв) до допустимого для замкового соединения значения или же (по возможности) выполняют другие рекомендации и. 5.10.

3.33.    При роторном способе бурения в случае использования рассчитываемой секции на участках расширения вертикальной скважины производят проверку на сопротивление усталости секции согласно

п. 4.3 в сечениях перехода на больший диаметр скважины. Бели в каком-либо из сечений условия прочности не выполняются, найденную по формуле (44) длину секции уменьшают до значения, при котором будет обеспечено сопротивление усталости секции иа участке раск фения.

3.34.    Для вертикальных скважин с известными параметрами резкого локального искривления ствола в том случае, если в про весе углубления рассчитываемая секция будет работать на участке ~ '~кривле-ния» производят ее проверку иа статическую прочность» а дхя роторного способа бурения - дополнительно на сопротивление усталости с учетом напряжений изгиба, определяемых по формулам (26) - (28), а также согласно п. 3.26. Условия прочности проверяются по пп. 4.1 -

4.3.

Вели статическая прочность или сопротивление усталости недостаточны, производят уменьшение найденной по формуле (44) длины секции до значения» удовлетворяющего по прочности всем положениям секции на участке искривления.

3.35.    Если скважину бурят с плавучих средств и если найденная с использованием формулы (44) секция в процессе углубления частично или полностью располагается на участке между дном акватории и судном» то значение длины секции уточняют.

Для этого выполняют проверку условий статической прочности по пп. 4.1» 4.2 с использованием формул (39), (40). Дополнительно для роторного способа бурения секцию проверяют на сопротивление усталости по п. 4.3. Вели условия прочности не выполняются, длину секции уменьшают до значения, при котором будет обеспечена прочность секции во всех ее возможных положениях на указанном участке.

3.36.    Наибольшую допускаемую глубину спуска />?-й секции колонны бурильных труб в клиновом захвате (с учетом скомпонованной ниже части бурильной колонны) определяют по формуле

РУКОВОДИЛ! ДОКУШНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО РАСЧЕТУ БУРИЛЬНЫХ ШЛОИН РД 39-0147014-502-85

Взамен РД 39-2-4II-80

Срок введения установлен с 01.04.1966 г. Срок действия да 01.04.1989 г.

Инструкция по расчету бурильных колонн содержит расчетные схемы, методы определения основных расчетных нагрузок н напряжений, условия и нормы прочности для бурильных колонн при бурении о использованием забойных двигателей н роторным способом вертикальных н наклонно направленных скважин в обычных н осложненных условиях, на суда и на море, со стационарных оснований ж о плавучих средств стптгими, в тем чхсле импортными, ж алшпвневнмп бурильными трубами.

Дана ориентированная на применение ЭДН методика проектировочного расчета оптимальных конструкций бурильных колонн дня проводки скважпш, основными свойствами которых являвтея минимальная масса кошлекти, максимальное нслользованне труб низких групп прочности н необходимость минимальной замоин труб яри переходе от одной тех-нологнчеокой операции к Дугой.

Приведена методака проверочного расчета бурильной колонны. Данн примири расчета. Приводится справочный материал но геометричео-кнм, наееевнм (веоовнм) я прочностным характеристикам всех видав бурнльннх труб.

I. ОШЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Настоями инструкция иредиазвачева для выполнения проектировочного и проверочного расчетов бурильних колонн как для всего цикла строительства скважины, так и для отдельных технологических операций, выполняемых о использованием бурильных труб.

1.2.    Инструкция обеспечивает проведение расчетов в сведущей области неходких данных:

Схважннн - нефтяные, газовые, геологоразведочные.

Месторождения - на сума ж в прибрежном шельфе (бурение пронз-

- 4 -

водятся стационарными в плавучими буровыми установками).

Профиль скважины - вертикальный, наклонно направленный.

Технологические операции - бурение, отбор керна, растирка, проработка, калибровка ствола скважины, спуск частей обсадных колонн на бурильных трубах, разбуривание цементных мостов (в том чис-«е внутри эксплуатационной колонны).

Способы бурения - роторный, с использованием забойных двигателей (в том числе электробуров), совмещенный.

Бурильные трубы - стальные, в том числе импортные, и алюминиевые.

1.3. В инструкции не рассматривается особенности расчета, обусловленные возможным контактом бурильных труб с высокоагрессивной, в том числе сероводородсодержащей, средой, а также особенности, связанные о воздействием на трубы высоких температур (свыше 100°С для алюминиевых и 200°С для стальных труб).

2. {СХОДНЫЕ ДАННЫЕ

2.1.    Конструкция скважины.

2.2.    Профиль наклонно направленной скважины.

2.3.    Интервалы проводки скважины. Для каждого нз них приводятся следующие данные;

-    виды технологических операций, выполняемых с использованием бурильных труб;

-    способ бурения;

-    диаметр долота;

-    нагрузка на долото;

-    тип, размеры и масса (вес) забойного двигателя;

-    частота вращения бурильной колонны;

-    плотность (удельный вес) бурового раствора;

-    давление бурового раствора;

-    наружное давление;

-    перепад давления в турбобуре и долоте;

-    интервалы установки и массы (веса) частей обсадных колонн, спускаемых на бурильных трубах;

-    крепость разбуриваемых пород;

-    коэффициенты трения колонны о стенки скважины (для наклонно направленных скважин);

-    условия бурения и возможные виды осложнений.

- 5 -

2.4.    Дополнительно дхн скважин, бурение которнх производят о плавучих средств, приводятся следующие данные:

-    глубина акватории;

-    иаибольиее смецение судна относительно оси скважина в горизонтальной плоскости;

-    наибольший угол поворота (наклона) судна относительно оси скважинн;

-    давление волн и течения на бурильную колонну.

2.5.    Типоразмер клинового захвата.

2.6.    Парк бурильннх труб и УБТ - номенклатура н количество труб (с указанием типоразмеров замковых соединений), из которых можно формировать бурильные колонии.

3. РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ, ФОРМУЛЫ, СООТНОИВШ

Схематизация бурильной колонна

^.1. Бурильная колонна (БК) состоит из компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК) я колонны бурильных труб (КВТ).

3.2.    КНБК включает в себя в общем случае долото, забойный двигатель, элементы формирования ствола вертикальной скважины (калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, короткие утяжеленные трубы - маховики) или элементы, обеспечивающие бурение наклонно направленной скважины заданного профиля (кроме перечисленных воде - отклоняющие устройства), секция утяжеленных бурильных труб (УЬТ), основное назначение которых заключается в создании осевой нагрузки на долото.

3.3.    КЕТ состоит из секций бурильных труб (ЕЕ), идентичных но номинальным характеристикам Стилу, наружному диаметру, толщине стенки, груше прочности (марке) материала, типоразмеру замкового соединения].

3.4.    Последовательно расположенные секции бурильных труб одного наружного диаметра образуют ступени бурильной колонны. Согласно настоящей инструкции диаметры и длины ступеней бурильной колонны определяются исходя из двух условий: достижение оптимальных гидравлических соотношений труб в скважине н обеспеченно прочности ЕКч

3.5.    6 общем случае в произвольном поперечной сечении колонны бурильных труб действуют растягивающая Qtp (сжимающая Q_c ) нагрузка, крутящий М_к и изгибающий М„ (вследствие потерн устойчивости

2-5611

6

ши кривизны скважины) моменты, внутреннее р_а    и наружное р_н

давления бурового раствора.

Способы определения указанных нагрузок н вызываемых иод напряжений приведены ниже. Необходимые для расчета геометрические, прочностные и массовые (весовые) характеристики отечественных я некоторых зарубежных (по стандартам АНИ) типов бурильных труб, замковых соединений и УБГ, а такие механические свойства материалов приведены в приложениях I - 19. Все характеристики импортных труб взяты, за исключением специально оговоренных случаев, из стандартов АНИ.

Осевое нагружение колонны

3*6. В вертикальной скважине растягивающую нагрузку Q#, h (кгс), в верхнем поперечном сечении /77-й секции бурильной колонны и соответствующие ей нормальные напряжения растяжения 6р, МПа (кгс/мм²), для момента отрыва долота от забоя (наибольшие эначфшя^ определяют из выражений

Q-P		(I)
Ор	= Qp/?t	(2)
&6i	= 9* А и-Хж/Ю*	(3)
Qkh		14}

где К - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора э сил инерции. Устанавливается по данным ^цдоров в-конкретных условиях бурения. При проектировочнъа расчетах ориентировочно можно принимать/Г = 1,15;

т - порядковый номер (снизу от УБГ) рассчитываемой секции КБГ;

Обе - вес i -й секции КБГ, Н (кгс);

Q_KH - вес КИЕК, Н (кгс);

Ар - перепад давления в забойном двигателе и долоте, МПа (кге/од²);

Т_к - площадь поперечного сечения канала трубы/77-й секции БТ,

V - площадь поперечного сечения трубы/тх-й секции, миг;

й1 - приведенный вес I м трубы L -й секции, Н/м (кге/м);

Ci - длина С -й секции БТ, м;

- 8 -

V*c- у ютность (удельный вес) бурового раствора, г/см⁸ (го/см⁸);

- приведенная плотность (приведенный удельный вес) трубы L -й секции, г/см⁸ (го/см⁸);

Q$₃ - вес забойного двигателя, Н (кгс);

Q₀ - вес компоновки УБТ, Н (кгс);

Qs. - вес элементов КНБК (за исключением УБТ и забойного дви-

гател4 Н (кгс);

)fo - плотность (удельный вес) УБТ, г/см⁸ (го/см ).

3.7.    В никнем поперечном сечении следующей (/я+1)-й секции напряжения растяжения, МПа (кгс/ш^), будут равны

Gptm+i) ~ Qpn> / ^(пт) » где Qpm - осевая растягивающая нагрузка, вычисляемая по формуле (I), Н (кгс);

Щпн)~ площадь поперечного сечения тела трубы (/Л-н)-ъ секции, мм*\

3.8.    В наклонно направленной скважине (рис. I) растягивающую нагрузку Qp, Н (кгс), в поперечном сечении произвольной/77-й (снизу от УБТ) секции колонны бурильных труб для момента отрыва инструмента от забоя определяют по формуле

Qp - К (Q$+Q_M    *Qkh ) +Ар    »

где в_я - вес вертикальных участков, Н (кгс);

Qp - усилие, обусловленное весом и силами трения колонны на прямолинейных наклонных участках скважины, Н (кто);

Qp - усилие, обусловленное весом и силами трения колонны на участках увеличения или уменьшения угла наклона профиля

, скважины, Н (кгс);

Qkh - усилие* создаваемое в колонне за счет веса и сил трения КНБК, Н (кгс).

Примечание. Усилия Q$ , 0#^ Q_rt, определяют для участков, расположенных ниже рассчитываемого.

Напряжение растяжения в поперечном сечении т -й секции ЕК в наклонно направленной скважине от нагрузки Q_p рассчитывают по формуле (2).

Входящие в выражение (6) слагаемые вычисляют следующим образом:

Q& - !- Qsi ,    (7)

где $₈    - число вертикальных участков.

<?« = Z Qsi (Pi SifldLt * COSctt ), где %_н - число наклонных прямолинейных участков;

JII - коэффициент трении НС о стенки скважины.

Jl- 0,15 + 0,45, рекомендации по выбору конкретного значения JA. приведены в приложении 20;

&i - угол наклона профиля скважины на с -и участке, град.

<2* = Z /Ч (1~Z»c/h ) I±20/ Ri (COSdi -COSct")-

~9i Rl Ml Sinai t (Q_l AcCl    /^)    |    +

⁺ t (l-fa/ft ~)lqi Ri (Sinai-Sinai )l,    (9)

где fin - число искривленных участков;

Ri - радиус кривизны I -го участка» м;

л си = wmbWf-ctA ;

) ^at - углы наклона профиля в начале я конце участка, град.;

Ql - усилие натяжения колонны в конце и -го участка;

Н (кгс). Определяют как сувду усилий Qq₉ в».

Ну Q/Wf полученных из расчета ЕК на нижераспо-локенных участках.

5 формуле (9) при уменьшении угла пробили скважины ставится знак плюс, при увеличении * минус. _f

Вид формулы для определения Qkh зависит о. характера нижнего участка скважины или участка, на котором находится *ШС в ваном-яи-6о расчетном случае» соответствующем подъему ОС. На прямолинейном наклонном участке ,

Q_KH = Qkh (JlSLhcL^ COSci )    (10)

на вертикальном участке

а'ки =йкн\    <ш

на искривленном участке приближенно

Qm = (i'frvc /]fo){p\-Zc(of<( COSof- COS a^H ) -

-q'_g RAoisincL*'\+\q'₀R($Lr7<x^K-si/7CL^M))\;