24. Розрахунок колони на статичну міцність.

Умова статичної міцності бурильної колони при роторному способі буріння згідно з четвертою теорією в загальному випадку має такий вигляд:

, (3.31)

де – еквівалентне напруження, Па;

– осьові напруження (розтягу або стиску), Па;

– напруження згину, Па;

– напруження кручення, Па;

– межа текучості матеріалу труби, Па;

– коефіцієнт запасу міцності.

Межа текучості матеріалу бурильних труб подана в таблицях 3.13 та 3.14 [8, 14, 21]

, (3.32)

де G_i-1 – сумарна вага всіх секцій колони, розташованих нижче проектованої, Н;

, , – відповідно довжина, вага одного метра та площа поперечного перерізу тіла труби секції, що розраховується, м, Н/м, м²;

- навантаження, яке створюється внаслідок перепаду тиску, Н;

, (3.33)

де , – перепад тиску в долоті і ОБТ, Н/м²;

– найменший внутрішній діаметр ОБТ, м²;

, (3.34)

де f – стрілка прогину труби, м;

E – модуль Юнга, Н/м²;

І – момент інерції при згині, м⁴;

– довжина півхвилі згину труби, м;

– момент опору при згині небезпечного перерізу труби, м³;

,

де – зовнішній діаметр труби, м;

– внутрішній діаметр труби, м;

, (3.36)

де – діаметр свердловини, м;

– зовнішній діаметр замка, м;

, (3.37)

де ω – кутова швидкість, с^-1;

g – прискорення вільного падіння, м/с²;

Z – віддаль від нейтрального перерізу ( = 0) до того місця в колоні, де шукають довжину півхвилі згину, м. Знак плюс ("+") – для розтягнутої, а знак мінус ("-") – для стиснутої частини колони.

, (3.38)X

, (3.39)

де – крутний момент, що передається нижче розташованій секції, Н∙м;

– крутний момент на холосте обертання, Н∙м;

– момент опору при крученні, м³.

(3.40)

Для розрахунку першої секції бурильної колони

М_{кр і-1}=М_д+М_{хо КНБК}, (3.41)

де М_д – момент на долоті, Н м;

М_{хо КНБК} – момент на холосте обертання КНБК, Н м.

М_{хо і}=в∙ρ_пр ω^0,7d_i² l_i (3.42)

де в – коефіцієнт, який залежить від ступеня викривлення свердловини (таблиця 3.15)

d_i – зовнішній діаметр розраховуваної секції бурильної колони, м;

l_i – довжина розраховуваної секції бурильної колони, м.

При розрахунку наступних секцій у формулу (3.41) додається момент на холосте обертання попередньо

У формулу (3.31) замість напружень σ_ос, σ_зг, τ_кр підставляють відповідні їм значення з формул (3.32), (3.34) та (3.39). Розв'язують квадратне рівняння відносно "l_i". Отримана величина "l_i" є шукана довжина секції бурильної колони.

Для вертикальних свердловин при роторному способі буріння напруження згину, які виникають у розтягнутій частині в результаті втрати прямолінійної форми стійкості, є незначними (σ_зг σ_р) і ними можна знехтувати. У такому випадку формула для визначення довжини секції колони бурильних труб при розрахунку на статичну міцність має вигляд:

,(3.43)

де ;

;

;

М_{кр і-1} – крутний момент, що передається нижче розташованій секції, Н м;

d_i – зовнішній діаметр бурильної труби, м;

d_{в i} – внутрішній діаметр бурильної труби, м;

– межа текучості матеріалу труби, Па;

F_i – площа поперечного перерізу труби, м²;

_n – коефіцієнт запасу міцності;

_b – коефіцієнт, який залежить від ступеня викривлення свердловини;

ρ_пр – густина промивальної рідини, кг/м³;

_ω – кутова швидкість обертання бурильної колони, с^-1;

G_i-1 – сумарна вага всіх секцій колони, розташованих нижче проектної, Н;

– навантаження, яке створюється внаслідок перепаду тиску, Н;

q_i– вага одного метра труби, Н/м;

_k – коефіцієнт опору.