Определяют наружный диаметр колонны из условий возможных минимумов потерь напора в гидравлическом тракте скважины и гидроудара в её затрубном пространстве при СПО.
Выбирается тип бурильных труб. При этом предусматривается снижение веса труб и их механического износа в процессе эксплуатации, эффективное проведение всех технологических операций по углублению скважины и по ликвидации осложнений и аварий с бурильным инструментом.
Определяют число секций бурильной колонны и место размещения в колонне секций с разными диаметральными размерами и свойствами труб для достижения возможных в конкретных условиях проходки на долото и мех. скорости проходки путем управления динамической работой колонны в скважине.
Далее обосновывают целесообразность и необходимость включения в нижнюю часть колонны различных элементов (амортизаторов, специальных переводников, разделителей, центраторов и др)позволяющих успешно управлять динамикой всего бурильного инструмента, процессом углубления скважины, а также траекторией оси скважины согласно заданному профилю. Рассчитывают длины секций или участков колонны, а при необходимости и других ее элементов. Расчет длины УБТ при бурении с ГЗД.
Длину УБТ можно определить как
где См - скорость звука в материале УБТ (для стальных труб См= 5100 м/с); Тд - период продольных эубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя, с; lзу - длина бурильного инструмента от забоя до УБТ, м; lзо - длина инструмента от забоя до середины верхней осевой опоры ГЗД, м. Длину стальных труб, необходимую для обеспечения осевой нагрузки на долото при колонне, составленной из разных по диаметру труб или из различных типов труб, например из ПК и Д16 Т, рассчитывают по формуле
,
где G, Gу, Gзд. - осевая нагрузка на долото, вес УБТ и забойного двигателя с присоединяемыми к его валу элементами, кН; bа - учитывает Архимедову силу; bа=1-rср/rпк; rср, rпк - соответственно плотности промывочной жидкости и труб ПК; qпк - вес одного метра труб ПК в воздухе с учетом замковых соединений, кН/м. Выбирают методику расчета бурильной колонны на прочность и устойчивость, обосновывают необходимость определенного вида расчета колонны на прочность и производят расчеты. Определяем растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны (из труб ПК и Д16 Т) при наиболее тяжелых условиях ее работы, когда она поднимается из искривленной скважины с относительно большой скоростью при циркуляции жидкости в скважине (буровые насосы включены):
где Кдк=1,3 - коэффициент динамичности при резком подъеме или спуске колонны;
Fтл - площадь поперечного сечения тела ЛБТ, м2; Fтл =0,785×(d2нл -d2вл); d2нл, d2вл – наружный и внутренний диаметры ЛБТ (Д16 Т), м; qу - вес 1 м УБТ, Н/м; qл, lл - вес 1м в воздухе и длина ЛБТ, соответственно, Н/м и м; bл - величинаbа для ЛБТ; Рт, Рд - перепад в турбобуре и долоте, Па; Gтр - величина сил трения колонны о стенки скважины (силы сопротивления, которые определяются расчетным или опытным путем), Н; Сзд - в Н;Fвн - м2. После расчета sр проверяют выполнение условия
где sт - предел текучести рассчитываемых на прочность труб (в нашем примере - для ЛБТ), МПа или Па; К = 1,3-1,8, причем коэффициент запаса прочности выбирается в зависимости от условий проводки скважины и типа труб.
Для роторного:
Статические касательные напряжения находят согласно положениям сопромата:
где Мкр - суммарный крутящий момент, приложенный в сечении трубы, который в общем случае равен Мкр=Мд + Мх + DМi, Мд - момент, возникающий при работе долота по разрушению пород; Мх - крутящий момент на вращение колонны в скважине; DМi - момент на вращение маховика, калибраторов и др.; Wкр - момент сопротивления кручению трубы. Величина Мх определяется через мощность, расходуемую на холостое вращение колонны. sр – рассчитывается также как при турбинном способе с исключением Рт,Gзд. После расчета sр проверяют выполнение условия.