Загальний коефіцієнт міцності а у перерізах визначають за формулою
де 
— межа текучості під дією осьових навантажень, Па; 
— межа витривалості при симетричному циклі навантаження, Па; 
—нормальні напруження згину, Па; 
— статичне напруження розтягу (стиснення) в розрахунковому перерізі, Па.
де 
— межа текучості під дією дотичних навантажень, Па; 
- дотичні напруження в розрахунковому перерізі, які визначають за формулою (4.4), Па.
Величину 
знаходять за формулою (4 3), в яку підставляють вагу розтягнутої або стисненої частини бурильної колони, що. розміщена нижче розрахункового перерізу.
Значення межі витривалості 
стальних бурильних труб для вузла труба-замок наведені в табл. 4. 25. Для АБТ величина 
приблизно в два рази менша, ніж для СБТ групи міцності Д.
Таблиця 4.25
| Тип труби |  , МП а, при групі міцності труби
| ||
| Д | К | Е | |
| 3 безупорним з'єднанням | |||
| ТБПВ (з привареними по висадці замками) | |||
| 3 трапецеїдною різьбою | ПО |
Нормальні напруження згину 
в вертикальній ділянці при обертанні навколо осі свердловини шукають за формулою
де £ — модуль пружності матеріалу труби, Па; 
— стріла прогину бурильної колони, м
— діаметр долота, м; 
— довжина півхвилі, яку визначають за формулою Саркісова:
де 
— відстань від нульовогоперерізу (основні напруження в ньому дорівнюють нулю) до розрахункового, позитивне її значення береться для розтягнутої частини колони, від'ємне — для стиснутої, м; / - осьовий момент інерції поперечного перерізу, м4. Якщо величина 
близька до відстані між бурильними замками, то її числове значення приймається рівним цій відстані.
Напруження згину при обертанні бурильної колони на викривленій ділянці свердловини
де 
— радіус кривини викривлення, м.
Значення R в першому наближенні визначають за формулою
де 
— довжина викривленої ділянки, м; «j, a2 — зенітні кути на початку і в кінці викривлення, рад.
Розмежування пластів
Проектування конструкції свердловин. Проектування конструкції свердловини здійснюється на основі суміщеного графіку тисків і передбачає визначення кількості обсад-них колон для несумісних зон буріння, глибини спуску колон і їх розмірів та висоти підйому тампонажного розчину в заколонному просторі.
Суміщений графік тисків (рис.4.10) будується на основі розрахованих еквівалентів градієнта пластового (перового) тиску (
) і тиску гідророзриву (поглинання) С 
) для кожного літологічного підрозділу за формулами
Рис.4.10. Суміщений графік тисків:
1-19; 20-38 - Ліни градієнтів пластового тиску і тиску гідророзриву; заштриховані області відповідають зонам зі сумісними умовами буріння
де 
і 
— пластовий тиск і тиск гідророзриву, Па; 
— густина прісної води, кг/м3; 
— прискорення вільного падіння, м/с2; Н — глибина, на якій визначається тиск, м. При відсутності промислових даних тиск гідророзриву визначається за формулами:
= 0.0083Я + (0,665 + 1,0) 
; 
= 0,87 
де 
— тиск порід на глибині Н, МПа; 
— середньозважена густина порід, кг/м3; 
— коефіцієнт Пуассона. Для розрахунку приймається значення 
менше із визначених за цими формулами.
Тиск поглинання 
приймається на основі промислових даних, а при їх відсутності визначається зі співвідношення
= (0,75...0,95) 
На побудованому суміщеному графіку межі зміни еквівалентів тисків бурового розчину є глибинами спуску обсадних колон (рис. 4.10).
Розміри обсадних колон і доліт вибираються знизу вверх, починаючи з експлуатаційної колони, діаметр якої визначається замовником. Мінімально необхідний радіальний зазор між муфтою обсадної колони і стінкою свердловини вибирають із врахуванням жорсткості колони, глибини її спуску, викривлення стовбура і стійкості стінок свердловини та інших факторів. Для вертикальних свердловин приймаються такі радіальні зазори:
Зовнішній діаметр обсадноі колони, Радіальний зазор, мм
мм
114; 127; 140; 146 10-15
168; 178; 194 15-20
219;245 20-25
273;299 25-35
324:340:351 35-45
377:406:426 45-50
Висота підйому тампонажного розчину в затрубному просторі визначається на основі діючих методик та інструкцій.
З'єднання обсадних труб. Обсадні труби для кріплення нафтових і газових свердловин з'єднуються між собою за допомогою нарізних (ГОСТ 632-80) і зварних (ТУ 14-3-1599-88, ТУ 14-3-1068-88) з'єднань (табл. 4.26, 4.27). В нарізних з'єднаннях використовуєься різьба трикутного і трапецеподібного профілю.
Розрахунок обсадних колон проводиться, виходячи з максимальних значень надлишкових зовнішніх і внутрішніх тисків, а також з осьових навантажень, що діють на обсадну колону на різних стадіях (під час буріння, випробування, експлуатації, ремонту свердловин).
Розрахунок експлуатаційних обсадних колон для нафтових свердловин. Внутрішній тиск 
в свердловині у період введення її в експлуатацію при закритому усті (рис. 4.11,а, тиск на гирлі 
> 0) визначається за формулою
при 0 
, (45)
де 
- пластовий тиск на глибині 
мПа; 
- густина рідини в колоні, кг/м3; z, 
-відстань від гирла свердловини до розрахункового перерізу і башмака колони, м.
Розрахунок колон нафтових свердловин при виклику припливу, випробуванні на герметичність зниженням рівня рідини і при закінченні експлуатації (рис.4.11, б, в) проводиться за формулами
= 0 при 
= КГ6 
при 
(4.6)
де Н - відстань від гирла до рівня рідини в колоні, м.
Рис.4.11. Схеми положення рівнів в нафтових (а - в), газових (г) і газорідинних (д) свердловинах
Внутрішній тиск в колоні на глибині z при виконанні робіт, які пов'язані з нагнітанням рідини в свердловину (інтенсифікація, гідророзрив, ремонтні роботи і інші), знаходиться за формулою
при 
(4.7)
де 
- відстань від гирла до перерізу, в якому рідина, що нагнітається, виходить із колони, м; 
- пластовий тиск на глибині 
, МПа; 
- додатковий тиск для забезпечення
| Зовнішній діаметр обсадної труби з різьбою трикутного профілю, мм | Товщина стінки, мм | Маса 1 м, кг | Зрушуюче навантаження, кН, для труби зі сталі групи міцності | |||
| Д | Е | Л | М | |||
| 114,3 | 6,4 | 16,9 | ||||
| 7,4 | •19,4 | |||||
| 8,6 | 22,3 | |||||
| 10,2 | 26,7 | - | - | |||
| 127,0 | 6,4 | 19,1 | ||||
| 7,5 | 22,1 | |||||
| 9,2 | 26,7 | |||||
| 10,2 | 30,7 | |||||
| 139,7 | 7,0 | 22,9 | ||||
| 7,7 | 21,1 | |||||
| 9,2 | 29,5 |
виходу рідини з колони при закачуванні, МПа; 
- втрати тиску на тертя при русі рідини в колоні, МПа.
Тиск 
визначають на довжині 
- 
при 0 
;
= 0 
(4.8)
Тиск на гирлі при 
= 0
= 
+ 
(4.9)
де тиск 
визначають на довжині 
У незацементованій зоні зовнішній тиск 
на колону на відрізку від гирла до рівня цементу шукають за формулою
= 10ID"6 
при 0 
де 
- густина бурового розчину за колоною, кг/м3; h - відстань від гирла до рівня цементного розчину, м.
У зацементованій зоні в інтервалі, який закріплений попередньою колоною, зовнішній тиск визначається за тиском стовпа бурового розчину і гідростатичним тиском стовпа води з густиною 
= 1,1 • 103 кг/м3:
= 10-6 
при 
(4.10)
де 
- відстань від гирла до башмака попередньої колони, м. У зацементованій зоні відкритого стовбура зовнішній тиск на колону визначається з врахуванням пластового і гірського тисків, а при відсутності їх впливу - за формулою (4.10). В інтервалі пластів з відомим тиском зовнішній тиск
(4.11)
а в інтервалі порід, схильних до текучості, він розраховується за гірським тиском
(4.12)
де 
- середня густина верхніх порід, кг/м.3
Таблиця. 4.26
| Зминальнийтиск. МПа, для труби із сталі групи міцності | Внутрішній тиск, МПа, при якому виникає межа текучості матеріалу, для труби зі сталі групи міцності | ||||||
| Д | Е | Л | м | Д | Е | Л | М |
| 27,0 | 35,2 | 38,9 | 41,7 | 37,1 | 54,0 | 64,2 | 74,2 |
| 34,2 | 46,2 | 52,2 | 57,3 | 42,9 | 62,4 | 74,2 | 85,8 |
| 42,4 | 59,0 | 68,0 | 76,1 | 50,0 | 72,5 | 86,2 | 99,8 |
| - | - | 88,1 | 100,2 | - | - | 102,2 | 118,3 |
| 22,3 | 28,1 | 30,6 | 32,4 | 33,4 | 48,6 | 57,7 | 66,8 |
| 29,5 | 39,0 | 43,5 | 47,1 | 39,2 | 56,9 | 67,6 | 78,3 |
| 40,3 | 55,7 | 63,9 | 71,1 | 48,1 | 69,8 | 83,0 | 96,0 |
| 49,3 | 69,7 | 81,1 | 91,7 | 56,0 | 81,2 | 96,5 | 111,7 |
| 22,1 | 27,8 | 30,2 | 31,9 | 33,2 | 48,3 | 57,4 | 66,4 |
| 26,3 | 34,1 | 37,5 | 40,3 | 36,6 | 53,1 | 63,1 | 73,1 |
| 35,1 | 47,5 | 53,9 | 59,3 | 43,7 | 63,5 | 75,5 | 87,3 |
| Зовнішній діаметр об-садної труби з різьбою трикутного профілю, ми | Товщина стінки, мм | Маса 1 м, кг | Зрушуюче навантаження, кН, для труби зі сталі групи міцності | |||
| Д | Е | Л | М | |||
| 10,5 | 33,6 | |||||
| 146,0 | 7,0 | 24,0 | ||||
| 7,7 | 26,2 | |||||
| 8,5 | 28,8 | |||||
| 9,5 | 32,0 | |||||
| 10,7 | 35,7 | |||||
| 168,3 | 7,3 | 29,0 | - | - | ||
| 8,9 | 33,1 | |||||
| 10,6 | 41,2 | |||||
| 12,1 | 46,5 | |||||
| 177,8 | 8,1 | 33,7 | - | |||
| 9,2 | 38,2 | |||||
| 10,4 | 42,8 | |||||
| 11,5 | 47,2 | |||||
| 12,7 | 51,5 | |||||
| 13,7 | 55,5 | _ | ||||
| 15,0 | 60,8 | - | - | |||
| 193,7 | 8,3 | 38,1 • | ||||
| 9,5 | 43,3 | |||||
| 10,9 | 49,2 | |||||
| 12,7 | 56,7 | |||||
| 15,1 | 66,5 | - | - | |||
| 219,1 | 8,9 | 46,3 | ||||
| 10,2 | 52,3 | |||||
| 11,4 | 58,5 | |||||
| 12,7 | 64,6 | |||||
| 14,2 | 71,5 | - | ||||
| 245,5 | 8,9 | 51,9 | ||||
| 10,0 | 58,0 | |||||
| 11,1 | 63,6 | |||||
| 12,0 | 68,7 | |||||
| 13,8 | 78,7 | |||||
| 15,9 | 89,5 | - | - | |||
| 273,1 | 7,1 | 46,5 | .- | - | - | |
| 8,9 | 57,9 | |||||
| 10,2 | 65,9 | |||||
| 11,4 | 73,7 | |||||
| 12,6 | 80,8 | |||||
| 13,8 | 88,5 | |||||
| 15,1 | 96,1 | _ | ||||
| 16,5 | 104,5 | - |
Продовження табл. 4.26
| Зминальний тиск, МП а для труби із сталі групи міцності | Внутрішній тиск, МПа, при якому виникає межа текучості матеріалу, для труби зі сталі групи міцності | ||||||
| Д | Е | Л | М | Д | Е | Л | М |
| 42,4 | 58,9 | 67,9 | 75,9 | 49,9 | 72,4 | 86,1 | 99,7 |
| 20,3 | 25,2 | 27,1 | 28,6 | 31,8 | 46,2 | 54,8 | 63,5 |
| 24,3 | 31,1 | 34,0 | 36,3 | 35,0 | 50,8 | 60,4 | 69,9 |
| 28,8 | 37,9 | 42,1 | 45,6 | 38,6 | 56,1 | 66,6 | 77,1 |
| 34,4 | 46,6 | 52,6 | 57,8 | 43,1 | 62,7 | 74,5 | 86,2 |
| 40,9 | 56,6 | 65,1 | 72,6 | 48,6 | 70,6 | 83,9 | 97,1 |
| 16,6 | 19,9 | _ | - | 28,8 | 41,8 | - | - |
| 24,4 | 31,3 | 34,2 | 36,6 | 35,1 | 51,0 | 60,6 | 70,1 |
| 32,7 | 44,0 | 49,5 | 54,2 | 41,8 | 60,7 | 72,1 | 83,5 |
| 39,9 | 55,0 | 63,0 | 70,2 | 47,8 | 69,3 | 82,3 | 95,4 |
| 18,3 | 22,3 | 24,1 | _ | 30,3 | 43,9 | 52,2 | - |
| 23,5 | 29,9 | 32,5 | 34,6 | 34,3 | 49,9 | 59,3 | 68,6 |
| 29,1 | 38,3 | 42,6 | 46,2 | 38,8 | 56,3 | 67,0 | 77,5 |
| 34,1 | 46,1 | 52,1 | 57,2 | 42,9 | 62,3 | 74,1 | 85,7 |
| 39,5 | 54,4 | 62,3 | 69,4 | 47,4 | 68,9 | 81,8 | 94,7 |
| - | 61,2 | 70,7 | 79,3 | - | 74,3 | 88,3 | 102,1 |
| - | - | 81,2 | 91,9 | - | - | 96,6 | 111,8 |
| 16,2 | 19,3 | 20,5 | 21,4 | 28,4 | 41,3 | 49,1 | 56,8 |
| 21,3 | 26,6 | 28,7 | 30,4 | 32,5 | 47,2 | 56,2 | 65,0 |
| 27,2 | 35,5 | 39,3 | 42,2 | 37,3 | 54,2 | 64,5 | 74,6 |
| 34,5 | 47,2 | 53,5 | 58,8 | 43,5 | 63,2 | 75,1 | 86,9 |
| - | - | 72,0 | 80,8 | - | - | 89,3 | 103,4 |
| 14,4 | 17,0 | 17,8 | 18,5 | 27,0 | 39,2 | 46,5 | 53,8 |
| 19,2 | 23,5 | 25,3 | 26,5 | 30,9 | 44,9 | 53,3 | 61,7 |
| 23,7 | 30,2 | 33,0 | 35,1 | 34,5 | 50,2 | 59,6 | 69,0 |
| 28,6 | 37,6 | 41,8 | 45,2 | 38,5 | 55,9 | 66,4 | 76,8 |
| - | 46,3 | 52,3 | 57,4 | - | 62,4 | 74,3 | 85,9 |
| 10,0 | 11,7 | 12,3 | 12,8 | 24,2 | 35,1 | 41,7 | 48,2 |
| 12,9 | 15,6 | 16,7 | 17,5 | 27,1 | 39,4 | 46,8 | 54,2 |
| 16,2 | 20,0 | 21,7 | 22,8 | 30,1 | 43,7 | 32,0 | 60,2 |
| 18,8 | 23,8 | 26,0 | 27,7 | 32,5 | 47,3 | 56,3 | 63,1 |
| 24,4 | 31,9 | 35,5 | 38,5 | 37,4 | 54,4 | 64,7 | 74,9 |
| - | - | 47,5 | 52,0 | - | - | 74,5 | 86,2 |
| 4,3 | _ | _ | _ | 17,2 | _ | - | - |
| 7,6 | 8,8 | 9,2 | 9,5 | 21,7 | 31,5 | 37,3 | 43,2 |
| 10,6 | 12,4 | 13,1 | 13,8 | 24,8 | 36,0 | 42,8 | 49,5 |
| 13,9 | 16,4 | 17,5 | 18,4 | 27,7 | 40,3 | 47,8 | 55,4 |
| 16,7 | 20,7 | 22,4 | 23,8 | 30,6 | 44,5 | 52,8 | 61,2 |
| 19,9 | 25,4 | 27,8 | 29,8 | 33,5 | 48,7 | 57,9 | 67,0 |
| _ | 30,6 | 34,0 | 36,7 | _ | 53,3 | 63,3 | 73,3 |
| - • | - | 40,9 | 44,7 | - | - | 69,2 | 80,1 |
