1.8. Пример расчёта бурильной колонны при использовании забойных двигателей.

Особенностью расчёта бурильной колонны при использовании забойных двигателей является то, что касательными напряжениями в силу их незначительности пренебрегают. Расчёт начинают с определения допустимой глубины спуска одноразмерной колонны или секции бурильных труб с учётом коэффициента запаса прочности на разрыв, затем производят расчёт на избыточное внутреннее и при необходимости наружное давления, а также проверочный расчёт на прочность в клиновом захвате.

Исходные данные:

- Пр. глубина скважины Н – 1900 м

- КНБК и типоразмер бурильных труб приняты по опыту бурения и с учетом оснащенности бурового предприятия– турбобур ТРМ-195 18 м, вес 3100 кг + УБТ Ø178 – 10 м, q – 145 кг/п.м.

- Плотность бурового раствора – 1300 кг/м³.

- Бурильные трубы Ø127 мм гр.пр. Дх9,2; Приведённый вес 1п.м, q = 31 кг.

- Коэффициент запаса прочности на разрыв К_з = 1,3.

- Коэффициент, учитывающий силы инерции и сопротивления при подъеме – К_д – 1,15.

- Перепад давления на КНБК – 5,9 МПа

-Максимальное давление в бурильных трубах на устье 10 мПа.

- Глубина опорожнения бурильной колонны при работе ИП – 1000м.

1.Определяется допустимая глубина спуска бурильной колонны, составленной из труб Ø127 мм гр.пр. Дх9,2 из выражения:

,

Где Q_p=σ_Т ·– допускаемая растягивающая нагрузка с учётом запаса прочности;

G- вес КНБК и забойного двигателя кГ;

Р₀- перепад давления в КНБК кГ/см²;

S₀- площадь сечения канала бурильной трубы см²;

F₁- площадь сечения трубы по металлу

q- вес 1 метра бурильной трубы кГ;

ρ_ж и ρ_м – плотность промывочной жидкости и материала труб соответственно;

Определяется допустимое растягивающее усилие для данного топоразмера труб

Определяем допустимую длину бурильных труб длинного типоразмера

Произведем проверочный расчет на разрыв с учетом растягивающего усилия от перепада давления в ГЗД и долоте

Напряжение в теле трубы, площадь сечения которой составляет 0,0034м² определяем из выражения

Коэффициент запаса прочности составит

Условие запаса прочности выполнимо.

Проверка на внутреннее избыточное давление.

Расчёт производится путём определения величины напряжения, обусловленного максимально возможным внутренним избыточным давлением и его сравнением с допустимым для данного типоразмера труб.

σр = ;

где Р_в.и. - ожидаемое внутреннее избыточное давление в колонне бурильных труб на рассчитываемой глубине;

D_в – внутренний диаметр труб;

t – толщина стенки трубы;

Kр – коэффициент разностенности труб (принимается 0, 875).

σр = 10·0,1086 / 2·0,785·0,0092= 7,5 МПа

n=38/7,5 = 5,06 > 1,15

Проверка на наружное избыточное давление.

Для вычисления запаса прочности на наружное давление при условии опорожнения бурильной колонны на 1000м необходимо определить его значение для данной глубины и сравнить с допустимым для используемого типоразмера труб. Поскольку бурильная колонна до глубины H=1000м заполнена воздухом при атмосферном давлении Р_в=0; Затрубное пространство в том же интервале заполнено буровым раствором ρ=1300кг/м³

Р_н.и.= ρ·g·H=1300· 9,8·1000= 12,74 МПа

Предельное (соответствующее пределу текучести) наружное давление для рассматриваемого типоразмера труб составляет 40,32МПа, следовательно

Проверка на прочность в клиновом захвате

Для определения коэффициента запаса прочности в клиновом захвате используем табличное значение Q_тк с применением коэффициента обхвата С=0,9.

Табличное значение Q_тк для труб группы прочности «Д» с толщиной стенки 9,2мм составляет 1091кН или 109 100кг, с учётом коэффициента обхвата С=0,9

Q_тк =1091·0,9 = 981кН = 98100кГ

Вычисляем коэффициент запаса прочности:

Условие необходимого запаса прочности выполнены.

Допустимые веса бурильных колонн при использовании клинового захвата.

Длина клиньев,мм	Группа Прочности Стали.	Диаметр труб, ММ.
		89			114					127				140
		Толщина стенки трубы, мм.
300		7	9	11	7	8	9	10	11	7	8	9	10	8	9	10	11
	Д	59	74	88	73	83	93	102	112	80	91	102	112	99	111	122	134
	К	77	97	116	96	109	122	134	147	106	120	134	148	130	146	161	176
	Е	85	107	128	106	120	134	148	161	116	132	148	163	143	160	177	193
	Л	100	126	151	125	142	159	175	191	137	156	174	192	169	189	209	229
	М	116	146	174	144	164	183	202	220	158	180	201	222	195	218	241	264
400	Д	61	77	91	77	87	97	107	117	85	96	107	118	105	117	129	141
	К	80	101	120	101	114	128	141	153	111	126	141	156	138	154	170	186
	Е	88	111	132	111	126	140	155	169	122	139	155	171	151	169	187	204
	Л	104	131	156	131	148	166	183	199	144	164	183	202	179	200	221	241
	М	120	151	180	151	171	191	211	230	167	189	211	233	206	231	255	278