Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность

Длину наддолотного комплекта примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБВ-127×8К (предел текучести σ_т = 490 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

где Q_НК – вес наддолотного комплекта, Н;

l_НК – длина наддолотного комплекта, м;

q_НК – масса 1 метра труб наддолотного комплекта, кг/м;

ρ_НК – плотность материала труб наддолотного комплекта;

Величину возможного перепада давления в долоте оценим в 10,0 МПа (согласно рекомендациям таблицы 7.2 учебного пособия).

Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК найдем по формуле:

где к = 1,1 – коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил инерции, сил сопротивления движению раствора;

F_К(НК) – площадь поперечного сечения канала труб наддолотного комплекта, м²;

F_ТР(НК) – площадь поперечного сечения тела труб НК, м²;

P_ГЗД – перепад давления в ГЗД;

P_Д – перепад давления в долоте, Па;

Для определения мощности, расходуемой долотом 295,3МГАУ на разрушение породы, вычислим крутящий момент на долоте:

где M_д – крутящий момент на долоте, Н·м;

G – осевая нагрузка на долото, Н;

a_д – безразмерный коэффициент, зависящий от типа долота (для трехшарошечных долот типа М a_д = 0,9…1,0);

n – частота вращения долота, об/мин;

D_д – диаметр долота, м.

Тогда механическая мощность на долоте равна:

Мощность N_в, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной L= 425 м, вычислим по формуле:

где n – частота вращения бурильной колонны ротором, об/мин;

D_д – диаметр скважины (долота), м

ρ – плотность бурового раствора, кг/м³;

g – ускорение силы тяжести, м/с²;

L_к – суммарная длина компоновки труб КНБК и НК, м;

d_н – наружный диаметр компоновки труб КНБК и НК, м.

Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле:

Касательное напряжение в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле:

где M_кр – крутящий момент у верхнего конца наддолотного комплекта, Н·м;

W_р – полярный момент сопротивления поперечного сечения тела трубы, м³.

Коэффициент запаса прочности определим по формуле (считая, что используются трубы 1-го класса, υ = 1,0):

где σ_т – предел текучести материала труб, Па;

σ_р – напряжение растяжения, Па;

υ – коэффициент износа труб.

Полученное значение К_з выше допустимого значения К_дз = 1,40(1,45) для роторного способа бурения.

Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенном над УБТ (z=0), на усталостную прочность.

Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗУ-155 d_з = 0,155 м вычислим по формуле:

Длину полуволны в плоскости раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчитаем по формуле:

где E – модуль упругости материала труб (для стали E = 2,1·10¹¹ Па);

J – осевой момент инерции трубы, м⁴ (531,8·10^-8 м⁴);

q_НК – масса 1 метра труб наддолотного комплекта, кг/м;

L_п – длина полуволны, м.

Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле:

где W – осевой момент сопротивления опасного сечения трубы (W =83,7·10^-6 м³);

Постоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле:

Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (σ_-1 = 59 МПа) вычислим по формуле:

где σ_b – предел прочности (σ_b = 687 МПа);

σ_-1 – предел выносливости труб, при симметричном цикле изгиба;

что превышает допустимый коэффициент n_д = 1,5.

Далее по таблице 6.4 учебного пособия выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБВ-127×8К.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

где Q_Р(1) – предельная растягивающая нагрузка для труб 1-ой секции, Н (Q_Р(1) = 1500 кН);

σ_-1 – предел выносливости труб, при симметричном цикле изгиба;

Допустимую длину 1-й секции бурильных труб вычислим по формуле:

где Q_доп(1) – допустимая растягивающая нагрузка для труб 1-ой секции, Н;

F_к(1) – площадь поперечного сечения канала труб 1-ой секции, м²;

что меньше требуемой величины длины бурильных труб, которую можно определить по формуле:

l₁ = L – l_КНБК – l_НК = 2500 – 175 – 250 = 2075 м.

Тогда вес секции бурильных труб в жидкости рассчитаем по формуле:

Проверим прочность верхней трубы секции бурильных труб при спуске в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент C=0,7.

где n_зап – коэффициент запаса прочности;

c – коэффициент охвата трубы клиньями (c = 0,7);

Q – вес труб, расположенных ниже рассматриваемого сечения, Н;

Q_кл – предельная нагрузка на бурильные трубы в клиновом захвате при c = 1 Н (Q_кл = 1260 кН)

что соответствует допустимому значению n_зап = 1,1.

По таблице 6.3 учебного пособия определим крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали "Л":

УБТС2-229 – 107 кН·м;

УБТС2-178 – 64 кН·м.

По таблице 6.9 учебного пособия для соединения труб ТБВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗУ-155 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 6.10 находим необходимый крутящий момент: ТБВ-127×8К – 14,0 кН·м.

Результаты расчетов сводим в таблицу 10.2.1.

Таблица 10.2.1 – Результаты расчета бурильной колонны

Показатели	УБТ	УБТ	НК	БТ
Тип труб	УБТС2-229	УБТС2-178	ТБВ-127	ТБВ-127
Наружный диаметр труб, мм
Внутренний диаметр труб, мм
Группа прочности материала труб	Л	Л	К	К
Интервал расположения секций, м	2375-2500	2325-2375	2075-2325	0-2075
Длина секции, м
Нарастающий вес колонны, кН	277,1