2. Расчеты и таблицы при работе с бурильным и технологическим инструментом.

1. Максимальная нагрузка на крюке при расхаживании бурильных и технологических колонн.

Q_max=1.15*Q₀ , где

Q₀ – вес наиболее тяжелой обсадной колонны.

Примечание: запрещено производить расхаживание инструмента на

нагрузку более грузоподъемности вышки и мачты.

2. Выбор длины УБТ при роторном способе бурения (м).

, где

Р_дол. - нагрузка на долото, [мН]  [кг] (1тс = 0,01 мН);

q_УБТ - вес одного погонного метра УБТ, [мН]  [кг];

l_УБТ - длина УБТ, [м].

3. Выбор длины УБТ при турбинном способе бурения (м).

, где

G_з.д. - вес забойного двигателя, [мН]  [кг] (1тс = 0,01 мН).

4. Допустимая глубина спуска колонны труб.

, где

Q_стр. - страгивающая нагрузка (табличные данные с учетом

класса труб), [кг];

q_УБТ - вес одного погонного метра труб с учетом муфт [кг];

k = 1,5 – коэффициент запаса прочности.

5. Определение глубины поломки бурильной или технологической колонны по ГИВ.

Определим поломку инструмента при следующих условиях. После спуска колонны труб на глубину L индикатор веса над забоем показал m₁- делений. В процессе бурения произошла поломка бурильной колонны, в результате чего индикатор веса показал m₂ –деления. Вес бурильной колонны при этом уменьшился на:

m₁-m₂ = m₃ – деления.

Согласно тарировки ГИВ m₁- делению соответствует усилие на одном

конце талевого каната G₁ [kH], m₂ – делению G₂.

G₁ – G₂ = G₃ [kH],

Уменьшение веса бурильной колонны (кН) соответствует G₃ будет:

Q = G₃*n*m₃ , где

n – число рабочих струн при оснастке (5х6)-1, (4х5)-1, (3х4)-1.

Определим какой длине бурильной колонны соответствует вес Q:

[м] , где

q – вес 1 метра бурильной колонны, (кг);

_р - плотность раствора в скважине, (г/см³);

_м - плотность металла бурильной колонны, (г/см³).

Таким образом поломка труб произошла на глубине:

n = H – l [м].

6. Определение коэффициента снижения веса колонны труб в жидкости.

, где

_р - плотность раствора в скважине, (г/см³);

_м - плотность металла бурильной колонны, (г/см³).

7. Определение допустимых усилий при расхаживании прихваченных труб.

[мН] , где

_т. – предел текучести металла труб, мПа (из таблицы)

F – площадь поперечного сечения тела гладкой части труб, см²:

, где

d_н, d_вн – соответственно наружный и внутренний диаметр

бурильных труб;

К – коэффициент запаса прочности (К=1,2 – 1,3).

4.2.8. Определение коэффицента запаса прочности колонны труб.

а) Определим общий вес колонны труб:

G = l*q [кг] , где

l – длина колонны, м;

q – вес 1 погонного метра труб, кг.

Если колонна труб не однородная, то на каждый тип труб вес находится

отдельно.

б) Определим запас прочности, т.е. коэффициент:

, где

Q_СТР – страгивающая нагрузка соответствующей колонны

(табличные данные по маркам стали и класса труб).

Коэффициент запаса прочности должен быть не менее:

К = 1,45 при роторном бурении,

К = 1,35 при турбинном бурении.