Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность

Длину НК принимаем равной 250 м. С целью повышения усталостной прочности составим его из труб со стабилизирующими поясками типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σ_т – 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (υ_д≥ 80 м/с) определим по формуле:

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле

для используемых нами долот примем коэффициент α = 0,15. Тогда, мощность, расходуемую на разрушение породы долотами, определим по формуле (9.3):

Мощность, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной ℓ = 400 м, вычислим по формуле (9.4):

Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле (9.4)

Касательные напряжения в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле (9.5):

Коэффициент запаса прочности определим по формуле (9.6), считая, что используются трубы 2-го класса (ν = 0.8)

что выше допустимого значения К_д = 1,45

Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенном над УБТ (z = 0), на усталостную прочность.

Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗП-127 d_з = 0,127 м. вычислим по формуле (9.7):

Длину полуволны плоскости раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчитаем по формуле (9.8):

Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле (9.8):

постоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле (9.9):

Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (σ₁ = 59 МПа) вычислим по формуле (9.10):

что превышает допустимый коэффициент n_д= 1,5.

Выбираем трубы для 1-й секции колонны: ТБПВ-127х9Е.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (9.11):

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (9.12):

Проверим по формуле (9.13) прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

что выше допустимого значения 1,1.

Крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-165 - 18 кНм. Для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127. Для свинчивания замков определяем необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Д-22,3кНм; ТБПВ-127х9Е-22,3кНм.

Результаты расчетов сводим в таблицу 9.1

Таблица 9.1 – показатели расчета колонны бурильных труб на статическую прочность

Показатели	Номер секции
УБТ	НК
Тип труб	УБТ-165	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм
Внутренний диаметр труб, мм
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е
Интервал расположения ступеней (секций), м	1487-1637	1237-1487	0-1237
Длина секции (ступеней), м
Нарастающий вес колонны, кН			595,7