Технология бурения нефтегазовых скважин

Бурильные трубы являются связующим звеном между долотом и наземным оборудованием и предназначены для передачи вращения долоту на забое при роторном бурении, а также для транспортирования бурового раствора к забою скважины; они используются при испытании пластов, при спуске секций обсадных колонн, при борьбе с осложнениями и авариями и др.
При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб, выполняется расчет на выносливость, а потом на статическую прочность.
Расчет на выносливость:
Переменное напряжение изгиба:
, (17)
где Е – модуль упругости материала бурильных труб, J – осевой момент изгиба, f – стрела прогиба, L0 – длина половины волны в результате потери устойчивости КБТ при вращении в нулевом сечении над УБТ, – момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы (в справочнике по диаметру бурильной трубы);
, (18)
где D и d – наружный и внутренний диаметр БТ соответственно, ;
;
, (19)
где — возможная величина прогиба нижнего участка колонны БТ, – диаметр скважины, откуда , где Dд – диаметр долота, – диаметр замка;
;
Длина полуволны изгиба нижней части БТ определяется для сечения непосредственно над УБТ:
, (20)
где ω – угловая скорость вращения бурильных труб, m1 – масса 1 м бурильных труб, [кг];
, (21)
где n – частота вращения долота, [об/мин].
;
;
, (22)
где и – наружный и внутренний диаметры высаженного конца, [м];
;
,
где — общее напряжение от сжатия, изгиба и кручения;
Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:
, (23)
где – предел прочности трубы, [Па];
– коэффициент понижения предела прочности за счет нарезки резьбы, ();
,
— верно.
Расчет на прочность:
Нормальное растягивающее напряжение в поперечном сечении m-ной секции бурильной колонны:
, (24)
где k – коэффициент дополнительных сопротивлений {}, m – порядковый номер секции колонны БТ; – вес i-ой секции бурильных труб, [Н]; – вес УБТ, [Н]; — перепад давления на долоте, [МПа], ; – площадь поперечного сечения канала трубы, [м2]; { = 0,785d2}, F – площадь поперечного сечения тела трубы, [м2], F=0,785(D2-d2).
Определим вес колонны бурильных труб:
, (25)
где – вес 1 м гладкой трубы, [кг], = 14,5; – длина БТ, [м];
;
;
;
.
Касательные напряжения для труб m-ой секции:
, (26)
где – крутящий момент, [Н м], – полярный момент, [м3];
, (27)
где – мощность, затрачиваемая на вращение i-го участка колонны, [кВт];
– мощность, затрачиваемая на вращение долота, [кВт]; n – частота вращения снаряда;
, (28)
где – длина i-ой секции, [м]; Di – наружный диаметр i-ой секции, [м];
Dд – диаметр долота, [м]; – плотность промывочной жидкости, [г/см3];
кВт;
;
где С – коэффициент, учитывающий крепость горных пород (для пород средней твердости он будет равняться 0,69) , Рд – осевая нагрузка, [кН];
;
Нм;
; (29)
;
МПа;
Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормального и касательного напряжений:
(30)
где т – предел текучести материала труб;
;
удовлетворяет условию.
Общий вес бурильной колонны с УБТ составил:
.