/. = --Jf ±Z + VF + ^^ , (2.16) w ^2 ^ qg )

де w - кутова швидкість, с"1; g - прискорення вільного падіння, м/с2;

Z - віддаль від нейтрального перерізу (аос=0) до того місця в колоні, де шука-ють довжину півхвилі згину, м. Знак "+" - для розтягнутої, а знак "-" для стиснутої частини колони

_мкр _м№._, +мкрі "~~w———w——'

rr KP " KPi

деМкрі-І - круглий момент, що передається нижче розташованій секції, Нм; МКРІ - крутннй момент на холосте обертання, Н м; WKPI - момент опору при крученні, м .

Для розрахунку першої секції бурильної колони

M^^M^+M^, (2.18)

де Мд - момент на долоті, Нм

МХОКНБК - момент на холосте обертання КНБК, Нм.

При розрахунку наступних секцій у формулу (2.18) додається момент на

холосте обертання попередньої секції.

Mxol=s.pnp.w°T.d?-lt, (2.19)

де в - коефіцієнт, який залежить від викривлення свердловини (таблиця 2.7) dj - зовнішній діаметр розраховуваної секції бурильної колони, м; її - довжина розраховуваної секції бурильної колони, м.

Таблиця 2.7 - Значення коефіцієнта" в"

Кут викривлення |

0-2° |

3-5° |

6-9°

Значення коефіцієнта "в" |

0,99*1 0'2 |

(1,13-1,44)*10'2 |

(1,54-1,71)*1(Г2

Кут викривлення |

10-16° |

17-25° |

26-35°

Значення коефіцієнта "в" |

(1,76-2,01)*10-2 |

(2,03-2,3)*! О"2 |

(2,38-2,61)*10'2

У формулу (2.11) замість напружень стос, сгзг, ТКР підставляють відповідні їм значення з формул (2.12), (2.14) та (2.17). Розв'язують квадратне рівняння відносно "1і". Отримана величина "V є шукана довжина секції бурильної колони. Якщо сумарна довжина КНБК, ОБТ, наддолотного комплекту та першої секції, розрахованої за формулою (2.11), менша за довжину (глибину) свердловини, то за першою секцією встановлюють другу, міцнішу (більшою товщіною стінки чи більшої міцності), довжину якої знаходять аналогічно. Так поступають до тих пір, поки сумарна довжина КНБК, ОБТ, наддолотного комплекту та всіх секцій не стане рівною або більшою довжині (глибині) свердловини.

Після розрахунку бурильної колони на статичну міцність при роторному способі буріння приступають до розрахунку на витривалість.

Цей розрахунок є перевірочний і полягає у визначенні узагальненого коефіцієнта запасу міцності з врахуванням осьових, дотичних, згинаючих та знакозмінних напружень в перерізах над долотом, між першою та другою ОБТ, в місцях переходу від однієї секції ОБТ до іншої, в місці переходу від ОБТ до бурильних труб, між першою та другою бурильними трубами над ОБТ, в усіх інших переходах від секції до секції та на усті свердловини. За розрахункові перерізи слід приймати:

а) для ОБТ і бурильних труб з нагвинченими замками - основну площину трубної різьби;

б) для бурильних труб з приварними з'єднуючими кінцями - переріз по тілу

труби (невисадженій частині).

Узагальнений коефіцієнт запасу міцності на витривалість знаходять за

формулою:

Па'П*

" = ГГ^* (2-2°)

4Па + Пт

де п - фактичний узагальнений коефіцієнт запасу міцності на витривалість; пст - запас міцності за нормальними напруженнями, вирахуваний при умові, що дотичні напруження відсутні;

пт - запас міцності за дотичними напруженнями, врахований за умови, що нормальні напруження відсутні. сгт * сг_І

"а = —————~——~—————, (2.21) &т ' С75Г + CT_j * <JOC

де <ХІ - межа витривалості при симетричному циклі навантажень, Па.

пт = —, . (2.22) ТКР *

де тт - межа витривалості при крученні, Па.

За четвертою теорією міцності межа витривалості при крученні дорівнює

<JT ^ = V3' С2-23)

Осьові С70с> згинаючі а3г та крутні (дотичні) ТКР напруження знаходять за формулами 2.16, 2.17 та 2.21, а межу витривалості ст_І беруть з довідника. Фактичний узагальнений коефіцієнт запасу міцності на витривалість повинен бути більший за нормальний або дорівнювати йому.

Нормальний коефіцієнт запасу міцності на витривалість при роторному способі буріння дооівнює 1.5.

Вибір діаметрів ОБТ проводиться на основі співвідношень (2.5 - 2.6) Вихідні дані:

і:= 1..2 ki := Од := 0.1905 0.75 0.85

<ІОБТ. := DA>ki dOBT. =

0.143 0.162

де

k - співвідношення діаметрів для долота і ОБТ

Од - діаметр долота,м .

^ОБТ " ДІаметР ОБТ,м

Вибираємо труби ОБТС2-146

Визначаємо діаметр бурильних труб за він рівний (0.75-0.8)с1ОБТ

Вихідні дані:

d0BT:=0-146 ' '~ 0?75~

0.8

%Г:= dOBT'ki ^БТ. =

0.109 0.117

Вибираємо труби ТБПВ 114

Проектуємо напрямну ланку бурильної колони.

Визначаємо необхідну довжину ОБТ з умови забезпечення заданого навантаження на долото . Вихідні дані для розрахунку:

G := 190-103 Є := 9'81 сЬбт - »010 рпр := 1160 рм := 7850 kp := 1.2

Gfl'kp ^обт:~ / \

. „ . |_Ј^ 1^ = 264.885 Чоот '

V РМ;

де

Од -навантаження на долото ,11

kp - коеіфцієнт резерву, kp= 1,1 -1,3

q06T - вага їм. ОБТ,Н/м

р - густина промивальної рідини ,кг/м

рм - густина сталі ,кг/м^

10бт - довжина ОБТ ,м

Оскільки довжина ОБТ має бути кратною довжині свічки пронимаемо

Іобт:= 264м. Визначаєм масу ОБТ

С0бт := Іобт'Чобт °обт = 2-666 х 105

де . .

О.обт - маса ОБТ,Н

дня наддолотного комплекту вибираєм труби ТВПВ 114 з товщиною стінки 10 мм

групи міцності Д

За формулою 2.9 знаходимо критичну довжину ОБТ

Вихідні дані:

Момент інерції при згині,м4 (2.10)

71 = 3.142 dB:= 0.068 Е := 2.1-Ю11 I:=^-(dOBT4-dB4) I = 2.125xlO-5

3ГЕТ

Ікробт- 1-94 —— Ікробт-31.836 >/ Чобт

ДЄ

Е - модуль пружності матеріалу,Н/м2

І - момент інерції,м4

1 бт - критична довжина ОБТ,м

Оскільки розрахована довжина ОБТ більша за критичну ,то для попередження можливого викривлення стовбура свердловини необхідно передбачити встановлення колоні ОБТ центруючих пристроїв .Кількість центруючих пристроїв визначається за формулою:

т:=_^_ т = 8.293 (2.24) *кробт

Приймаємо m := 9

Розраховуємо першу секцію бурильної колони. Для першої секції визначаємо крутний момент: Вихідні дані: Для розрахунку питомого моменту:

ао := 0.5 сод := 6.28

Для розрахунку М0

u := 3000

Для розрахунку