Длину наддолотного комплекта примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБВ-127×8К (предел текучести σт = 490 МПа).
Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:
где Q НК – вес наддолотного комплекта, Н;
l НК – длина наддолотного комплекта, м;
q НК – масса 1 метра труб наддолотного комплекта, кг/м;
ρ НК – плотность материала труб наддолотного комплекта;
Величину возможного перепада давления в долоте оценим в 10,0 МПа (согласно рекомендациям таблицы 7.2 учебного пособия).
Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК найдем по формуле:
где к = 1,1 – коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил инерции, сил сопротивления движению раствора;
F К(НК) – площадь поперечного сечения канала труб наддолотного комплекта, м2;
F ТР(НК) – площадь поперечного сечения тела труб НК, м2;
P ГЗД – перепад давления в ГЗД;
P Д – перепад давления в долоте, Па;
Для определения мощности, расходуемой долотом 295,3МГАУ на разрушение породы, вычислим крутящий момент на долоте:
где M д – крутящий момент на долоте, Н·м;
G – осевая нагрузка на долото, Н;
a д – безразмерный коэффициент, зависящий от типа долота (для трехшарошечных долот типа М a д = 0,9…1,0);
n – частота вращения долота, об/мин;
D д – диаметр долота, м.
Тогда механическая мощность на долоте равна:
Мощность N в, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной L= 425 м, вычислим по формуле:
где n – частота вращения бурильной колонны ротором, об/мин;
D д – диаметр скважины (долота), м
ρ – плотность бурового раствора, кг/м3;
g – ускорение силы тяжести, м/с2;
L к – суммарная длина компоновки труб КНБК и НК, м;
d н – наружный диаметр компоновки труб КНБК и НК, м.
Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле:
Касательное напряжение в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле:
где M кр – крутящий момент у верхнего конца наддолотного комплекта, Н·м;
W р – полярный момент сопротивления поперечного сечения тела трубы, м3.
Коэффициент запаса прочности определим по формуле (считая, что используются трубы 1-го класса, υ = 1,0):
где σ т – предел текучести материала труб, Па;
σ р – напряжение растяжения, Па;
υ – коэффициент износа труб.
Полученное значение К з выше допустимого значения К дз = 1,40(1,45) для роторного способа бурения.
Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенном над УБТ (z=0), на усталостную прочность.
Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗУ-155 d з = 0,155 м вычислим по формуле:
Длину полуволны в плоскости раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчитаем по формуле:
где E – модуль упругости материала труб (для стали E = 2,1·1011 Па);
J – осевой момент инерции трубы, м4 (531,8·10-8 м4);
q НК – масса 1 метра труб наддолотного комплекта, кг/м;
L п – длина полуволны, м.
Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле:
где W – осевой момент сопротивления опасного сечения трубы (W =83,7·10-6 м3);
Постоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле:
Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (σ-1 = 59 МПа) вычислим по формуле:
где σ b – предел прочности (σ b = 687 МПа);
σ-1 – предел выносливости труб, при симметричном цикле изгиба;
что превышает допустимый коэффициент n д = 1,5.
Далее по таблице 6.4 учебного пособия выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБВ-127×8К.
Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:
где Q Р(1) – предельная растягивающая нагрузка для труб 1-ой секции, Н (Q Р(1) = 1500 кН);
σ-1 – предел выносливости труб, при симметричном цикле изгиба;
Допустимую длину 1-й секции бурильных труб вычислим по формуле:
где Q доп(1) – допустимая растягивающая нагрузка для труб 1-ой секции, Н;
F к(1) – площадь поперечного сечения канала труб 1-ой секции, м2;
что меньше требуемой величины длины бурильных труб, которую можно определить по формуле:
l 1 = L – l КНБК – l НК = 2500 – 175 – 250 = 2075 м.
Тогда вес секции бурильных труб в жидкости рассчитаем по формуле:
Проверим прочность верхней трубы секции бурильных труб при спуске в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент C =0,7.
где n зап – коэффициент запаса прочности;
c – коэффициент охвата трубы клиньями (c = 0,7);
Q – вес труб, расположенных ниже рассматриваемого сечения, Н;
Q кл – предельная нагрузка на бурильные трубы в клиновом захвате при c = 1 Н (Q кл = 1260 кН)
что соответствует допустимому значению n зап = 1,1.
По таблице 6.3 учебного пособия определим крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали "Л":
УБТС2-229 – 107 кН·м;
УБТС2-178 – 64 кН·м.
По таблице 6.9 учебного пособия для соединения труб ТБВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗУ-155 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 6.10 находим необходимый крутящий момент: ТБВ-127×8К – 14,0 кН·м.
Результаты расчетов сводим в таблицу 10.2.1.
Таблица 10.2.1 – Результаты расчета бурильной колонны
| Показатели | УБТ | УБТ | НК | БТ |
| Тип труб | УБТС2-229 | УБТС2-178 | ТБВ-127 | ТБВ-127 |
| Наружный диаметр труб, мм | ||||
| Внутренний диаметр труб, мм | ||||
| Группа прочности материала труб | Л | Л | К | К |
| Интервал расположения секций, м | 2375-2500 | 2325-2375 | 2075-2325 | 0-2075 |
| Длина секции, м | ||||
| Нарастающий вес колонны, кН | 277,1 |
