3.5. Расчет бурильных колонн

В процессе эксплуатации бурильные колонны испытывают различные по характеру и величине нагрузки. Согласно принятой методике, бурильные колонны рассчитывают на прочность от действия собственного веса, передаваемого крутящего момента и изгиба, вызванного потерей устойчивости в результате вращения. Нагрузки, возникающие в процессе ликвидаций прихватов, разгона и торможения бурильной колонны при спускоподъемных операциях, а также в результате трения о стенки скважины и вибраций, создаваемых долотом и забойным двигателем, учитываются при выборе необходимого запаса прочности.

Расчетные нагрузки зависят от конструкции бурильной колонны, способов и режимов бурения, поэтому они определяются после предварительного выбора режима бурения и типоразмеров утяжеленных и бурильных труб.

Диаметр УБТ выбирают в зависимости от диаметра долота и ожидаемых условий бурения (табл.2). При роторном бурении используют УБТ, диаметр которых составляет 0,65-0,85 диаметра долота. Предпочтительны УБТ возможно большего диаметра. При бурении забойными двигателями диаметр УБТ обычно принимают равным диаметру используемого забойного двигателя.

Длина УБТ определяется из условий:

для роторного бурения l₀=1,25Р_Д/q;

для бурения забойными двигателями l₀=(1,25Р_Д – G_ЗД)/q;

где l₀ - длина УБТ, м; Р_д - осевая нагрузка на долото, Н; q - вес 1 м УБТ, Н; G_ЗД - вес забойного двигателя, Н.

Диаметр бурильных труб выбирают в зависимости от диаметра ранее спущенной обсадной колонны и способов бурения (табл.3.2).

Напряжения от собственного веса в сечении трубы, отстоящем на расстоянии х от нижнего конца бурильной колонны

σ=G_X/F=KFxγ/F=Kxγ где G_X - вес бурильной колонны длиной х; F - площадь кольцевого сечения гладкой части бурильной трубы; х- длина колонны бурильных труб; γ - удельный вес материала труб; К - коэффициент, учитывающий вес бурильных замков и утолщенных концов трубы.

Критической длиной L_к называется длина, при которой колонна труб разрушается от собственного веса. На основании выражения имеем L_к=σ_В/Kγ

Предельной длиной L_ПР называется длина, при которой напряжение от собственного веса бурильной колонны достигает предела текучести σ_T

На статическую прочность бурильную колонну рассчитывают, исходя из условия

где σ – напряжение растяжения; G - расчетная нагрузка; F- площадь поперечного сечения гладкой части бурильной трубы; σ_T - предел текучести материала; [S_σ ]-допускаемый запас прочности на растяжение.

Расчетная нагрузка определяется по формуле

где l и l₀ - длина бурильной колонны и УБТ, м; q и q₀ - вес 1 м бурильной трубы и УБТ, Н; G_ЗД - вес забойного двигателя, Н; ρ_ж и ρ- плотность промывочной жидкости и материала труб, кг/м³; ; ρ_n и ρ₀ – перепад давления соответственно в забойном двигателе и долоте, Па; F_П – площадь проходного канала трубы, м².

Необходимую группу прочности материала труб можно также определять при заданных длине бурильной колонны, диаметре и толщине стенки труб исходя из формул

Наибольшие напряжения от собственного веса и передаваемого крутящего момента испытывают верхние сечения бурильной колонны. Согласно теории наибольших касательных напряжений (третьей теории прочности), условие прочности при совместном растяжении и кручении выражается формулой

где σ- напряжение растяжения; τ - касательное напряжение.

Растягивающее напряжение от собственного веса бурильной колонны без учета потери веса в промывочной жидкости

σ=[(l-l₀) q +ql₀]/F

При бурении гидромониторными долотами учитывают растягивающую нагрузку от перепада давления в долоте.

Касательные напряжения определяются по формуле

τ=M_K/W_K,

где M_K - крутящий момент; W_K - полярный момент сопротивления гладкой части трубы.

Крутящий момент принято определять по мощности, необходимой для вращения бурильной колонны и долота и разрушения забоя скважины:

M_K=(N_Х.B +N_Д)/ω, где N_Х.B и N_Д - мощность соответственно на холостое вращение бурильной колонны и на вращение долота и разрушение забоя; ω - угловая скорость долота.

Мощность (в кВт), необходимая для холостого вращения бурильной колонны, определяется по формуле В. С. Федорова:

N_ХB=сρ_Жgd²lп ^1,7, где ρ_Ж - плотность промывочной жидкости, кг/м³; g – ускорение свободного падения, м/с²; d - наружный диаметр бурильной колонны, м; l- длина бурильной колонны, м; п - частота вращения, об/мин; с - коэффициент, зависящий от искривления скважины: для вертикальных скважин с=1,7·10^-9, направленно-искривленных при угле искривления 6 - 9° с=30,8·10^-9, при угле искривления 26 - 35° с =(47,5…52,2)·10^-9.

Мощность, необходимая для вращения долота и разрушения породы, определяется по опытным данным (табл.4) либо по эмпирическим формулам.

Таблица 2

Рекомендуемые диаметры утяжеленных труб

Диаметр долота, мм	Диаметр УБТ, мм
	при нормальных условиях бурения	при осложненных условиях бурения
139,7-146,0	114	108
149,2-158,7	121(133)	114
165,1-171,4	133 (146)	121
187,3-200,0	159	146
212,4-228,6	178	159
244,5-250,8	203	178
269,9	229	203
295,3	245	219
320	245	229
349,2	254	229
374,6 и более	273	254

Таблица 3

Рекомендуемые диаметры бурильных труб

Диаметр обсадных труб, мм	Диаметр бурильных труб, мм
	при роторном бурении	при турбинном бурении
178	89	89
194	102	102
219	114	114
245	127	127
273	140	140; 146
299	140	140; 146
324	-	140; 146
340	-	140; 146
406 и более	-	168

Таблица 4

Мощность (в кВт), затрачиваемая на вращение долот и разрушение породы

Диаметр долота, мм	Осевая нагрузка на долота, кН	Частота вращения ротора, об/мин
		68	92	118	168	220	296	420
394	140	32	-	48	-	70	-	-
346	90-100	14	28	42	56	-	-	-
346	120-140	28	56	80	-	-	-	-
346	150	-	60	70	84	-	160	210
295	90	-	-	-	-	42	-	78
295	120	-	-	-	-	60	-	110
295	130	-	-	-	-	72	-	-
295	140-160	-	-	-	-	84	84	108
269	100	-	12	-	-	-	-	-
269	150	-	17	-	-	-	-	-
269	175	-	21	28	-	-	-	-
243	70-80	-	10	15	25	-	-	-
140	55	2	-	-	-	-	-	-