Отношение диаметра УБТ к диаметру долота по СТ СЭВ 1385-78 [8] должно составлять 0,75 ÷ 0,85 для DД < 295,3 мм и 0,65 ÷ 0,75 для DД > 295,3 мм. При этом диаметр УБТ или его нижней секции не должен быть больше диаметра забойного двигателя.
При выборе диаметра труб бурильной колонны по ГОСТ 631-75 [9] необходимо обеспечить отношение диаметров бурильной колонны и УБТ (а также диаметров секций УБТ) 0,70-0,80.
Длина комплекта одноступенчатого УБТ определяется из условия:
где РД - осевая нагрузка, Н; G - вес забойного двигателя, Н; qУБТ- вес 1 м УБТ, Н/м; ρр и ρт - плотность соответственно бурового раствора и материала труб, кг/м3.
В таблице 18 представлены результаты выбора рациональных диаметров УБТ, БТ и комплекта одноступенчатого УБТ.
Таблица 18. Расчета компоновки бурильной колонны Интервал, м
| Диаметр долота, мм
| Диаметр УБТ, мм
| Диаметр БТ, мм
| Длина УБТ, м
| 0-275
| 660,4
| 279,4
| 168,3
| 81,8
| 275-480
| 469,9
| 279,4
| 168,3
| 163,9
| 480-920
| 371,5
| 247,6
| 168,3
| 182,1
| 920-2200
| 295,3
| 196,8
| 139,7
| 189,2
| 2200-2300
| 222,3
| 171,4
| 127,0
| 186,2
| Проверочный расчет бурильной колонны осуществляется с целью определения напряжений в отдельных ее элементах от возникающих в процессе бурения усилий, а также для обеспечения необходимого запаса прочности. Расчеты проводятся по методикам, изложенным в методических материалах.
Колонну бурильных труб рассчитывают из условия приложения растягивающих нагрузок и вращающего момента (процесс бурения) и растягивающих нагрузок с учетом сил сопротивления, возникающих при подъеме (подъем долота). В любом сечении бурильной колонны должно соблюдаться условие по 3-ей теории прочности:
где σр, τ – напряжения в теле трубы рассматриваемого сечения, возникающие под действием соответственно растягивающих нагрузок и вращающего момента, МПа; А – коэффициент анизотропии материала труб (для стали А = 4, для алюминиевых сплавов А = 4,77); [σт] – предел текучести материала труб в рассматриваемом сечении, МПа (табл. 5); n– коэффициент запаса прочности (при бурении вертикальных скважин роторным способом n=1,4, забойными двигателями n=1,3; при бурении наклонных скважин, если градиент набора или спада кривизны более 4о на 100 м, n=1,45 и n =1,35 соответственно; при бурении в осложненных условиях коэффициенты запаса прочности необходимо увеличить на 0,05).
Расчет наибольшего усилия растяжения Qр (в ньютонах), возникающее в момент начала подъема бурильной колонны из скважины:
,
где LБТ, LУБТ – длина бурильных и утяжеленных труб соответственно, м; qБТ, qУБТ – вес 1 м бурильных и утяжеленных труб соответственно, Н/м; Q1– вес долота и КНБК, Н; Q2 – усилие затяжки инструмента при подъеме (обычно составляет 0,5-1∙105 Н); p – давление, развиваемое насосом в момент восстановления циркуляции при прихвате бурильной колонны (принимается максимальное по характеристике насоса), Па; dв – диаметр проходного отверстия трубы, м.
Условие прочности при растяжении:
где Qр – наибольшее растягивающее усилие при подъеме колонны, Н; dн – наружный диаметр БТ, м; dв – внутренний диаметр БТ, м; [σр] – предел прочности материала труб (табл. 19), МПа.
Таблица 19. Механические свойства материалов Показатели
| Группа прочности материала труб
| Д
| К
| Е
| Л
| М
| Р
| Т
| 40 ХН
| 40 ХМФА
| Д16Т
| Исполнение
| А
| Б
| Б
| Временное сопротивление разрыву , [σр], МПа
| 655
| 637
| 687
| 689
| 758
| 862
| 1000
| 1103
| 882
| 981
| 392
421
| Предел текучести , [σт]:
не менее, МПа
| 379
| 373
| 490
| 552
| 655
| 758
| 930
| 1034
| 735
| 832
| 255
274
| не более, МПа
| 552
| –
| –
| 758
| 862
| 965
| 1137
| 1241
| –
| –
| –
| Относительное удлинение при длине образца, равной 5 диаметрам его , [δ] %
| 14,3
| 16
| 12
| 13
| 12,3
| 10,8
| 9,5
| 8,5
| 10
| 13
| 12
| Примечания. 1. Трубы групп прочности Р и Т изготавливаются по соглашению изготовителя с потребителем. 2. В числителе для труб диаметром менее 120 мм, в знаменателе – более 120 мм.
| Касательные напряжения при кручении:
где – крутящий момент, ; - полярный момент сопротивления площади поперечного сечения трубы при кручении, м3.
Полярный момент:
Крутящий момент:
где – коэффициент динамичности ( ); – угловая скорость вращения, с-1; n–частота вращения, мин-1.
Подводимая мощность:
где – мощность на вращение долота, Вт; – мощность холостого вращения, Вт; L– суммарная длина бурильных труб, м; – коэффициент крепости горной породы (для мягких – 2,6; для средних – 2,3; для крепких – 1,85).
Рассчитаем растяжения в процессе бурения:
Произведем проверку по III теории прочности:
где - усилие растяжения в процессе бурения, МПа, по формуле:
Расчеты показали, что III теория прочности выполняется для данных бурильных труб, а также результаты произведенных расчетов представлены в таблице 20.
Таблица 20. Расчет бурильной колонны при подъеме из скважины
Интервал, м
| Qр , МН
| σр, МПа
| Q’р , МН
| σ'р, МПа
| Wр, м3
| N, кН
| Mкр, кН м
|
, МПа
| 0-275
| 0,4
| 91
| 0,3
| 64
| 0,0003
| 6,16
| 1,1
| 3,2
| 275-480
| 0,6
| 142
| 0,4
| 92
| 0,0003
| 7,26
| 1,7
| 5,1
| 480-920
| 1,2
| 265
| 0,9
| 208
| 0,0003
| 20,33
| 3,2
| 9,5
| 920-2200
| 2,6
| 784
| 2,3
| 708
| 0,0002
| 89,03
| 7,1
| 34,5
| 2200-2300
| 2,1
| 793
| 2,0
| 740
| 0,00015
| 51,93
| 6,2
| 41,3
|
|