5.10 Расчет на статическую прочность бурильной колонны

При расчете бурильной колонны на статическую прочность необходимо проверить верхнюю часть бурильной колонны на статическую прочность:

≤ [σ] , (6)

где σ - полное нормальное напряжение растяжения

τ - напряжение кручения

[σ] – допускаемое напряжение растяжения или сжатия

[σ] = , (7)

где К – коэффициент запаса прочности

К = 1,4 – в обычных условиях

К = 1,5 – в осложненных условиях

σ - предел текучести

Если бурильную колонну применяют без УБТ, то проверяют на статическую прочность нижнюю часть.

Нормальное напряжение растяжения определится по формуле (8):

σ = , (8)

где Q – вес бурильной колонны,

F – площадь поперечного сечения.

Напряжение кручения определится по формуле (9):

τ = , (9)

где М - наиболее крутящий момент;

W - полярный момент сопротивления труб.

М = , (10)

где N – мощность, затрачиваемая на вращение колонны;

К - коэффициент динамичности, К = 1,5 ÷ 2;

n – скорость вращения колонны.

Полярный момент сопротивления труб определяется по формуле (11):

W = , (11)

где Д - наружный диаметр труб;

d - внутренний диаметр труб.

Практическая работа № 2

Расчет бурильной колонны (КНБК) при бурении забойными двигателями и при роторном способе бурения.

Длина УБТ при турбинном способе бурения определяется по формуле (12):

, (12)

где Р_дол – нагрузка на долото, МН;

q_УБТ – вес 1 м УБТ, МН;

G_з.д. – вес забойного двигателя, МН

Общий вес утяжеленных бурильных труб составит:

, (13)

где q_УБТ – вес 1 м бурильных труб, мН;

l_УБТ – длина утяжеленных бурильных труб, м.

Допускаемая глубина спуска бурильной колонны определяется по формуле (14):

, (14)

где Q_Р – допустимая растягивающая нагрузка для труб, мН

k = 1,15 – коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивления движению раствора;

Q_УБТ – общий вес утяжеленных бурильных труб, мН;

G - вес забойного двигателя и долота, мН;

ρ_Б.Р. – плотность бурового раствора, г/см³;

ρ_М =7,85 г/см³ - плотность материала труб, г/см³;

ΔР – перепад давления на долоте и в турбобуре, МПа;

F_К – площадь проходного канала трубы, м² (определяется по таблице 3)

q_БТ – вес 1 м бурильных труб, мН (определяется по таблице 3)

При спуске колонны труб в скважину, заполненную буровым раствором, происходит снижение веса и уменьшение нагрузки на крюк талевой системы. Коэффициент снижения веса бурильной колонны зависит от плотности бурового раствора и плотности материала труб и определяется по формуле (15):

(15)

Допустимая растягивающая нагрузка для труб определяется по формуле (16):

, (16)

где Q_пр – предельная растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы

достигает предела текучести;

n – коэффициент, учитывающий осложнения при бурении (n= 1,35).

Расчет на статическую прочность делается по величине растягивающих напряжений и определяется по формуле (17):

(17)

где F_тр – площадь поперечного сечения гладкой части трубы, м²;

Q_бт – общий вес колонны бурильных труб, МН;

(18)

q_з – масса замка и муфты;

n – количество замков и муфт в бурильной колонне(определяется по формуле 19).

, (19)

где L_бт – общая длина бурильных труб, м;

l_св – длина свечи (l_св =25м).

Для рассчитанной допускаемой глубины спуска бурильной колонны по формуле (14), коэффициент запаса прочности по формуле (20), который должен быть:

• в нормальных условиях бурения – 1,4;

• в осложненных условиях бурения – 1,45

, (20)

где σ_р – растягивающие напряжения, МПа;

σ_т – предел текучести материала труб, МПа