6. Определение длины секции бт

13.1.7.1. Определение наибольшей допустимой длины секции бт

При роторном бурении и бурении забойными двигателями вертикальных и наклонных скважин наибольшая допустимая длина секции проектируемых бурильных труб рассчитывается из условия статической прочности по следующей формуле:

, (47)

где Q_{p max} ‑ максимальная допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы m-й секции, кГс;

К_τ - коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы. При бурении забойными двигателями К_τ= 1,0, при роторном способе К_τ = 1,04;

К - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сопротивления движению бурового раствора (при проектировочных расчетах К = 1,15);

m - порядковый номер от УБТ секции КБТ;

Q_Бi - вес i-й секции КБТ, кГс;

ΔΡ - перепад давления в забойном двигателе и долоте, кГс/мм²;

f_k - площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции, мм² (табл. 8);

q_m - приведенный вес одного метра трубы m-й секции, кГс/м (табл. 8);

γ_ж - удельный вес бурового раствора, Гс/см³;

γ_m - удельный вес материала труб m-й секции, Гс/см³ (табл. 7).

Величины, входящие в формулу (47), определяются следующим образом:

, (48)

где σ_р ‑ предел текучести для материала труб m-й секции, кГс/мм² (табл. 7);

F - площадь поперечного сечения тела трубы m-й секции, мм² (табл. 8);

n - нормативный запас прочности (табл. 9).

Таблица 13.10

Нормативные запасы прочности n для бурильных труб

Тип основания	Бурение забойными двигателями	Роторное бурение
Стационарное	1,4	1,5
Плавучее	1,45	1,55

, (49)

где q_i - приведенный вес одного метра трубы i-й секции, кГc/м (табл. 8);

l_i ‑ длина i-й секции, м;

γ_ж - удельный вес промывочной жидкости, Гс/см³;

γ_i - удельный вес материала бурильных труб i-й секции, Гс/см³ (табл. 7).

, (50)

где Q_ЗД ‑ вес забойного двигателя, кГс;

Q_О - вес УБТ, кГс;

Q_С ‑ вес элементов КНБК за исключением УБТ и забойного двигателя, кГс;

γ_О - удельный вес материала УБТ, Гс/см³;

γ_ж - удельный вес промывочной жидкости, Гс/cм³.

13.1.7.2. Корректировка допускаемой длины секций исходя из действующих эквивалентных напряжений

После вышеприведенного приближенного расчета длины m-й секции БК в наклонно-направленной или горизонтальной скважине определяются действующие эквивалентные напряжения σ_Э в верхнем сечений этой секции, а также в сечениях, совпадающих с верхними границами участков искривления, и сравниваются с допустимым [σ]. После чего может быть принято решение о корректировке допустимой длины в сторону уменьшения на определенную величину.

По четвертой теории прочности в общем случае

, (51)

где σ_р - напряжение растяжения, кГс/мм²;

σ_и - напряжение изгиба, кГс/мм²;

τ - касательные напряжения, кГс/мм².

, (52)

где σ_Т - предел текучести материала труб, кГс/мм² (табл. 7);

n – нормативный запас прочности (табл. 9).

При бурении забойными двигателями можно считать, что τ = 0,

тогда

, или _э=1,04_р (53)

Напряжение растяжения определяется по формуле (46). Здесь величина растягивающей нагрузки рассчитывается по формулам (14), (28), (37-38), (41) в зависимости от типа профиля скважины и типа участка профиля скважины.

Касательные напряжения τ, входящие в формулу (51), и возникающие при роторном способе бурения, определяются из выражения:

 = 0.577 (К² – 1)^0.5 _р, (54)

Напряжение изгиба σ_иmax, входящее в выражение (46), определяется по формуле (18). Где М_иmax определяется по формулам: (19, 30, 33, 35) в зависимости от типа участка профиля скважины.

После определения напряжений растяжения σ_р, напряжений изгиба σ_и, касательных напряжений τ по формуле (53) определяется эквивалентное напряжение σ_э, сравнивается с допускаемым [σ], определенным по формуле (52), и делается вывод о допустимости длины рассчитываемой секции, определяемой по формуле (47). Если эквивалентные напряжения превышают допустимые, то длина секции уменьшается на некоторую величину, (например, 200 м) и расчет повторяется.