Для нулевого сечения (условно напряжение в БК равно нулю)

d_н - наружный диаметр БК (КНБК), м
d_в - внутренний диаметр БК (КНБК), м
I - осевой момент инерции БК (КНБК), м⁴

q_н - вес БК в зависимости от угла наклона скважины, Н
q - вес одного метра БК, Н
ϕ - зенитный угол, град.

.

Таблица 2

Величина C_n

1.8.4.5. Находим вращающий момент на трение долота о стенки скважины:

;

.

1.8.4.6. Рассчитываем сумму вращающих моментов на вращение колонны (М_в) и на М_о:

, (1.12)

где: - в единицах 1/с;

.

1.8.4.7. Определяем напряжение t по формуле:

1.8.4.8. Находим s_рез:

и проверяем условие:

s_рез = 255 < 356 МПа, следовательно прочность колонны от действия на нее статических усилий (при оговоренных вначале условиях) достаточна, но фактический К_р (К_рф) больше [К_р], К_рф = 516/255 » 2.

1.8.4.9. Можно сделать предварительный выход о том, что можно взять трубы того жеразмера, но группы прочности "Д" (вместо "Е"), для которых
s_т / К_р = 378/1,45 = 260 МПа, т.е. в том случае колонна будет работоспособна и дешевле.

Но необходимо сделать еще расчет на выносливость и тогда сделать окончательный вывод о необходимости и возможности применения принятой компоновки колонны для данных выше условий.

1.8.4.10. При расчетах s_рез по формуле (1.9) необходимо принять во внимание, что s_рез могут быть велики как во время подъема вращающейся колонны при включенных буровых насосах, так и в процессе углубления скважины. В последнем случае s_р снижаются на величину осевой нагрузки на долото и на усилие Р_д × F_в, но к мощности на холостое вращение колонны (N_в) добавится мощность, расходуемая на работу долота по углублению забоя.

1.8.5. Примеры расчета колонны при роторном бурении на выносливость для рассмотренных в п.1.8.4. случаев.

1.8.5.1. Дано: диаметр скважины равен диаметру долота, т.е. D_с = 215,9 мм; трубы ПК 127´10 мм; l_п1 = 12м, s_р = 250 МПа; предел выносливости s_-1 = 90 МПа, s_в = 689 МПа.

1.8.5.2. Рассчитывают колонну на выносливость согласно условию:

(1.13)

где: К_р.в - коэффициент запаса прочности для колонны на выносливость;

К_р.в = 1,5

s_в - предел прочности материала бурильных труб;

s_-1 - предел выносливости трубы при симметричном нагружении колонны от изгибающих усилий;

s_и - изгибающие переменные напряжения в бурильных трубах, МПа;

s_в, s_-1 в МПа.

1.8.5.3. Рассчитываем s_и и фактическую величину К_р.в (К_р.в.ф):

(1.14)

Е - модуль упругости (Юнга), Па;

Тогда при l_п1 = 12 м (и допускаемом коэффициенте запаса на выносливость колонны [К_р.в] = 1,5) находим:

т.е. менять компоновку колонны, как было отмечено в. п.1.8.4.8 нецелесообразно (l_п1 - длина полуволны в колонне).

1.8.5.4. Проверим запас прочности колонны на выносливость для случая, когда искривленный участок скважины расположен в ее верхней части:

; (1.15)

.

1.8.5.5. Рассчитаем запас прочности колонны в сечении над УБТ:

(1.16)

1.8.5.6. Выводы. Принятая компоновка бурильной колонны работоспособна, но при условии, что искривленный участок скважины расположен ниже. Если положение такого участка при проектировании профиля скважины изменить нельзя, то следует применить более прочные трубы.

Соотношение К_р.в.ф £ [К_р.в] сохраняется, если искривленный участок скважины расположен ниже устья скважины не менее чем на 750 м.

Приложение 1

Геометрические характеристики и данные о массе бурильных труб.

Примечания. 1. Длина труб ПК - 12,7 м. 2. Для труб ПК 127х9 - приведенная масса 1 м разна 31,7 кг. 3.

Приложение 2

Характеристика трубД16-Т (d_н = 114…170 мм)