Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении

Диаметр бурильных труб выбирают в зависимости от диаметра ранее спущенной обсадной колонны и способов бурения по табл. 9.4 после чего согласно принятой методике рекомендуется сначала проводить расчет на выносливость, а затем - на статическую прочность. Расчет на выносливость осуществляется в следующем порядке.

Рассчитывают переменные напряжения изгиба (в Па):

(9.49)

где Е - модуль упругости материала бурильных труб, для стали Е=2·10¹¹Па, для алюминиевых сплавов Е=2·10¹⁰Па; I - осевой момет инерции сечения по телу трубы, м4.

D и d- наружный и внутренний диаметр трубы соответственно, м; ƒ - стрела прогиба, ƒ=(D_скв - D₃)/2, м; D_cкв - диаметр скважины, D_cкв=1,1D_д, D_д - диаметр долота, м; D₃ - диаметр замка, м; L - длит полуволны, м; W_из - осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы по пояску или по сварному шву), м3.

(9.50)

D_н.к, D_вк, - наружный и внутренний диаметры высаженного конца м.

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

(9.51)

ω - угловая скорость вращения бурильных труб, с^-1; m₁ — масса 1 м труб, кг/м.

Вычисляют коэффициент запаса прочности на выносливость:

n=(σ_-1)_Dβ/σ_а              (9.52)

где (σ_-1)_D — предел выносливости материала труб, Мпа (табл.9.9); β — коэффициент снижения предела выносливости за счёт перегрузки резьбы, β-0,6 для стали марки Д, β=0,55 для алюминиевого сплава Д16.

Таблица 9.9 Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, Мпа

Диаметр, мм	Трубы с резьбой треугольного профиля			Трубы со стабилизирующими поясками ТБВК			Трубы с приваренными замками ТБВП		Легкосплавные бурильные трубы ЛБТ
73	75	65	-	140	140	150	-	-	50-56	-
89	75	60	-	-	120	-	-	-	-	-
102	-	-	-	-	110	120	-	-	-	-
114	70	60	60	140	110	120	100	90	43-52	-
127	-	-	-	-	100	110	100	90	-	-
140	70	60	60	-	100	110	100	90	-	-
147	-	-	-	-	-	-	-	-	36-46	40

Расчёт одноразмерной бурильной колонны ведётся в следующем порядке.

Задаются длиной первой (нижней) секции бурильных труб и определяют напряжения, Па.

(9.53)

где k - коэффициент, k=l,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/м ; ρ₀ - перепад давления на долоте, Па; F_к - площадь сечения канала трубы, м2; F_тр - площадь сечения трубы, м2.

Определяются касательные напряжения (Па) для труб данной секции по формуле (9.24)

Крутящий момент

(9.54)

N_в - мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт; N_д - мощность на вращение долота, кВт; W_p - полярный момент сопротивления, м3 [см.формулу (9.25)].

Значения величин, входящих в формулу (9.54) рассчитываются по формулам (cм. здесь).

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

n₁=σ_т √σ²_p+4τ²(9.55)

где σт - предел текучести материала бурильных труб, Мпа.

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

Если величина п 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.