и профільного перетину.
2.6.2 Розрахунок колони бурильних труб
Вибираємо для нижньої секції нижньому ступені труби ВН 137,9? 9,17G. Тип труб вибраний з наявних на підприємстві.
Визначимо для них коефіцієнт запасу міцності на витривалість.
Для нижньої секції запас міцності визначається за формулою:
де- межа витривалості труби при симетричному циклі вигину за даними натурних випробувань; ;
- змінна напруга вигину;
- межа міцності (тимчасовий опір); ;
- постійна напруга вигину;
гдемодуль пружності;
осьовий момент інерції перерізу по тілу труби,;
осьовий момент опору небезпечного перетину,
стріла прогину,
довжина напівхвилі зігнутої колони, м.
гдедіаметр свердловини, м;
діаметр бурильного замку, м.
гдедіаметр труби зовнішній, м;
діаметр труби внутрішній, м.
гдеугловая частота обертання;
вага одиниці довжини колони, Н/м;
гдечастота обертання, об/хв.
Умова виконується.
Розрахунок на статичну міцність
Найбільша напруга від статичних навантажень виникають у гирла свердловини і в місцях переходу одного діаметра труб в іншій.
Розрахунок ведеться на спільну дію нормальних і дотичних напружень.
Основне рівняння міцності:
гденапряженіе кручення;
розтягуюче напруга;
изгибающее напругу.
,
гдеполярний момент опору поперечного перерізу труби, м?;
частота обертання колони, об/хв;
потужність, що витрачається на обертання колони при роботі долота, кВт.
гдемощность на неодружене обертання колони, кВт;
потужність потребная для обертання долота, кВт.
гдедліна колони, м;
діаметр свердловини, м;
діаметр бурильної колони, м.
гдекоеффіціент міцності породи,;
діаметр долота, м;
осьове навантаження на долото, кН.
,
гдедіаметр СБТ, м;
діаметр прохідного отвору СБТ,
Розтягуюче напруги визначається?? ся для двох розрахункових схем:
а) секція розглядається в процесі підйому колони після закінчення буріння свердловини з урахуванням сил опору на викривлених і похилих ділянках;
б) секція знаходиться тільки під дією ваги розташованої нижче частини колони.
Більша напругу, отриману з умови «а», «б», приймається за розрахункове.
Найбільші напруги розтягнення в колоні бурильних труб похило-спрямованої свердловини визначається за формулами:
а) для першої розрахункової схеми:
гдекоеффіціент враховує вплив сил тертя, сил опору руху бурового розчину і сил інерції (приймається до=1,15);
вага вертикальних ділянок, Н;
зусилля, обумовлене силами тертя і вагою колони на прямолінійних похилих ділянках, Н;
зусилля, обумовлене силами тертя і власної ваги колони на ділянках набору і спаду кута нахилу свердловини, Н;
зусилля, створюване в колоні УБТ, Н;
коефіцієнт, що враховує зменшення ваги колони в рідині;
щільність бурового розчину і матеріалу труб, кг/м?;
перепад тиску в долоті, Па;
площа поперечного перерізу каналу бурильних труб, м?;
гдевес I - го похилого ділянки бурильної колони, Н;
коефіцієнт тертя i - ї ділянки бурильної колони об стінки свердловини ();
кут нахилу свердловин на даній ділянці, град;
m - число похилих прямолінійних ділянок свердловини.
гдечісло викривлених ділянок;
радіус кривизни ділянки, м;
кути нахилу на початку і в кінці ділянки, град;
радіан;
зусилля натягу колони наприкінці розглянутого ділянки, Н.
Знак плюс у формулі відноситься до ділянки спаду, а мінус- до ділянки набору кута нахилу.
гдеугол нахилу і коефіцієнт тертя на нижньому прямолінійній ділянці свердловини;
б) для другої розрахункової схеми визначають за формулою:
гдемаксімальная розтягуються навантаження, Н;
площа поперечного перерізу тіла бурильної труби, м?;
вага бурильних труб, Н;
вага УБТ, Н;
довжина першої секції (знизу) труб, розташованих у горизонтальному 5-й дільниці, визначається для першої розрахункової схеми із залежності:
,
гдепредел плинності матеріалу труб;
граничне навантаження на трубу (розтягуються навантаження, що відповідає межі текучості);...
