2.3 Расчет бурильной колонны

Исходные данные:

• глубина скважины L = 3500 м;

• диаметр долота Dd = 393,7мм,

• осевая нагрузка на долото G = 0,1 МН;

• частота вращения ротора nD=100 об/мин,

• перепад давления на долоте Р_о = 5,5 MПa,

• плотность бурового раствора ρ₀ = 1,15 г/см3;

• длина наддолотного комплекса 1₀ = 200 м;

• плотность материала труб ρ _м= 7,85 г/см3.

При глубине бурения до 3500 м используют одноразмерную колонну. В нижней части бурильной колонны устанавливаются УБТ, диаметр которых определяем, исходя из условий обеспечения наибольшей жесткости сечения EI в данных условиях бурения.

В зависимости от диаметра долота и условий бурения по таблице 29 [4, с. 60] выбираем диаметр утяжеленных бурильных труд (УБТ):

При D_d = 393,7мм и осложненых условиях бурения Dубт = 299 мм

Данный диаметр согласно таблице 30 [4, с. 60] обеспечивает необходимую жесткость.

По таблице 31 [4, с. 61] выбираем диаметр бурильных труб в зависимости от диаметра . предыдущей обсадной колонны и способа бурения:

при D = 324мм и соответствующем ему способу бурения ротором dT = 140 мм.

Определив диаметр УБТ, вычисляем их длину в зависимости от осевой нагрузки Gд на долото.

При бурении ротором

(9)

где 1у – необходимая длина УБТ, м;

Ку - коэффициент запаса длины УБТ, ( Ку = 1,2 - 1,25);

Рд - нагрузка на долото, кH, (Рд= 100 кH):

qy - вес 1м УБТ, кH (qyбm = 2,682 кН)

В - коэффициент, учитывающий облегчение веса УБТ в жидкости

(10)

где рж - плотность бурового раствора ;

рм - плотность материала УБТ или труд ;

Подставим в исходные данные в формулу (4), получим

Берем 1у =50 м (две свечи по 25 м).

Вес УБТ составит

,МН. (11)

Расчет бурильных труб на статическую прочность ведется на совместное действие растягивающих и касательных напряжений в профилактических целях над УБТ

устанавливается наддолотный комплект из бурильных труб с наибольшей толщиной стенки

по ГОСТ 631-75 В-140 х10К длинной 200 м, вес одного погонного метра которых равен

q₀ = 0,000314 МН. а одной муфты тм= 0.000137 МН кг, твк = 0,0000804 МН

Вес наддолотного комплекта составит

МН (12)

МН

Определение напряжения растяжения

МПа

где k = 1.15- коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции, сопротивления

движению раствора;

q— вес 1 метра бурильной трубы, МН;

здесь

(13)

q₁ = 2,845·10 ^-4 МН - вес единицы гладкой трубы;

q₂ = 0,746·10 ^-4 МН - вес высаженных концов;

q₃ = 1,373·10 ^-4 МН - вес муфты;

l = 11.5м- длина бурильной трубы.

тогда

МН

F_K =1,12·10 ^-2 м 2 - площадь проходного канала трубы;

F_TP =4,14·10 ^-3 м 2 - площадь поперечного сечения тела главной части труды.

МПа

Определение касательных напряжений

МПа (14)

где W_кp - полярный момент сопротивления

см³ (15)

D и d - соответственно наружный и внутренний диаметр бурильных труб

см³

M_Kp - крутящий момент;

кВт (16)

где N_в - мощность на вращение колонны,

,кВт (17)

кВт

Nd - мощность на долоте.

,кВт (18)

где С = 6,95 - коэффициент крепости горных пород (средние);

N_d = 6.95 ·10 ^-4 · 398 · 100 · 311.1^0,4 · 0.1^1.3 = 13.78 кВт

H·см

Находим приведенное напряжение верхней часто колонны

,МПа (19)

МПа

Согласно приведенных напряжений и с учетом коэффициента запаса прочности к=1,5

определяем предел текучести для труб,, расположенных на устье

Мпа

По полученным принимаем трубы на устье группы прочности К, для которых предел текучести равен 490 МПа, что достаточно с учетом коэффициента запаса прочности

Исходя из опыта бурения и с учетом недопущения аварий, связанных с бурильными трубами, принимаем равнопрочную бурильную колонну от наддолотного комплекса до устья, состоящую из труб марки В 140х10К. Данные расчета сводятся в таблицу 3.

Таблица 3

Номер секции	Группа прочности труд	Толщина стенки, мм	Длина секции, м	Вес одного погонного метра труд, МН	Вес секции, МН	Нарастающий вес колонны, МН
1	К	9	3250	0,000303	0,8633	1,067
2	К	10	200	0,000333	0,067	0,2006
3	УБТС	49	50	0,002682	0,134	0,134