5.3. Расчет бурильных труб при роторном бурении

Первоначально необходимо выбрать диаметр бурильных труб в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны по табл. 5.13.

При роторном бурении рекомендуется сначала делать расчет на выносливость, а затем – на статическую прочность. Расчет на выносливость делается в следующей последовательности:

I. Рассчитываем переменные напряжения изгиба ( в Па)

_а = , Па (5.18)

где E – модуль упругости материала бурильных труб, для стали E = 2·10¹¹ Па, для алюминиевых сплавов E = 8·10¹⁰ Па; I – осевой момент инерции сечения по телу трубы, м⁴;

I= ;

D и d – наружный и внутренний диаметры трубы соответственно, м; f – стрела прогиба,

f = , м; D_cкв – диаметр скважины, D_c = 1,1 D_д, м; D_д – диаметр долота, м; D_з – диаметр замка, м; L - длина полуволны, м; W_из. – осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы (опасном сечении резьбы – по пояску или по сварному шву), м³,

W_из.= ,м³ (5.19) где D_н.к – наружный диаметр высаженного конца, м; D_в.к. – внутренний диаметр высаженного конца, м.

Длина полуволны (м) определяется для сечения непосредственно над УБТ по формуле:

L= ,м (5.20)

где ω – угловая скорость вращения бурильных труб; m₁ – масса 1 м труб, кг/м.

II. Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:

n= , (5.21)

где (σ_-1)_D – предел выносливости материала труб, МПа (по табл. 5.19); β - коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы, β = 0,6 для стали марки Д, β = 0,55 для алюминиевого сплава Д16.

Таблица 5.19

Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, мПа

Диаметр, мм	Трубы с резьбой треугольного профиля			Трубы со стабили-зирующими пояс-ками ТБВК			Трубы с приварен-ными зам-ками ТБВП		Легкосплав-ные буриль-ные трубы ЛБТ
	Д	К	Е	Д	К	Е	Д	К	Д16Т	1953, К-48
73 89 102 114 127 140 147	75 75 - 70 - 70 -	65 60 - 60 - 60 -	- - - 80 - 80 -	140 - - 140 - - -	140 120 110 110 100 100 -	150 - 120 120 110 110 -	- - - 100 100 100 -	- - - 90 90 90 -	50-56 - - 43-52 - - 36-46	- - - - - - 40

Рассмотрим расчет. Одноразмерная бурильная колонна

1. Задаются длиной первой (нижней) секции бурильных труб и определяют растягивающие напряжения, возникающие в поперечном сечении тела трубы, Па:

,Па (5.22)

где k – коэффициент, k = 1,15; Q_б.т – вес бурильных труб данной секции, Н; Q_УБТ – вес утяжеленных бурильных труб, Н; ρ_р, ρ_м – плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м³; р_о – перепад давления на долоте, Па; F_к – площадь сечения канала трубы, м²; F_тр – площадь сечения трубы, м².

2. Определяются касательные напряжения (Па) для труб данной секции:

,Па (5.23)

где M_кр – крутящий момент, Н·м,

M_кр= , (5.24)

где N_в – мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт; N_д – мощность на вращение долота, кВт; W_р – полярный момент сопротивления, м³,

W_р = 0,2D³(1 - , (5.25)

где D, d – наружный и внутренний диаметры труб, м.

Мощность на холостое вращение бурильной колонны определяется по формуле [8]

N_в = 13,5·10^-7L · , (5.26)

где L – длина колонны, м; d_н – нарушенный диаметр бурильных труб, м; n - частота вращения, об/мин; _р – плотность бурового раствора, кг/м³.

Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле

N_д = С · 10^-7,7 · n · D , (5.27) где С – коэффициент, зависящий от крепости породы, для мягких пород С = 2,6; для средних пород С = 2,3; для крепких пород С = 1,85; D_д – диаметр долота, м; Р_д – осевая нагрузка, Н.

3. Рассчитывается коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений:

n₁ = , (5.28)

где σ_т – предел текучести материала бурильных труб, МПа.

Допустимые значения: n = 1,4 для вертикальных скважин в нормальных условиях; n = 1,45 – при бурении в осложненных условиях.

Если величина n не отвечает требованиям, то изменяют длину секции или применяют трубы с большей прочностью. Затем необходимо задаться длиной труб второй секции с большей прочностью и выполнить аналогичный расчет. Основные характеристики бурильных труб приведены в табл. 5.20.

Таблица 5.20