Расчет и разработка конструкции бурильной колонны начинается с ныбора диаметра бурильных труб и УБТ и обоснования комплекта­ции КНБК. Этот этап проектирования обязателен для любого способа бурения.

Диаметр бурильных труб и УБТ выбирают на основе рекомен­дуемых соотношений размеров долот, бурильных труб и УБТ с учетом диаметра обсадной колонны, под которую ведется бурение, а также норм по соблюдению диаметров в сочетании УБТ - БТ и турбобур -БТ. По инструкции требуется, чтобы жесткость наддолотного участка УБТ была не ниже жесткости обсадной колонны, которую затем пред­стоит спустить в проходимый интервал. В этом случае обеспечивается надлежащая обработка ствола и подготовка к спуску обсадной колонны.

При выборе УБТ следуют некоторым общим рекомендациям:

чтобы избежать опасной концентрации напряжений в месте со­единения БТ с УБТ, отношение наружных диаметров бурильных труб и УБТ должно быть не менее 0,75; при меньшей величине соотноше­ний над КНБК включают одну или несколько секций УБТ меньшего диаметра;

отношения диаметра УБТ к диаметру долота должно быть рав­ным 0,75 - 0,85 для долот с D < 295,3 мм и 0,65 - 0,75 для долот D  > 295,3 мм;

при комплектовании УБТ в сочетании с забойным двигателем диаметр УБТ нижней секции не должен превышать диаметра забойно­го двигателя.

Разработка КНБК сводится к определению длины УБТ, достаточ­ной для создания необходимой нагрузки на долото, и к обоснованию конструкции КНБК, позволяющей соблюдать заданную траекторию скважины. Вопрос проектирования КНБК для бурения наклонно на­правленной скважины рассмотрен в гл. 8. После разработке КНБК при­ступают к выбору бурильных труб для комплектования секций и рас­чету длин секций.

Следует помнить, что бурильная колонна при бурении, проведе­нии спускоподъемных и других операций находится в сложном на­пряженном состоянии, подвергаясь воздействию статических и дина­мических нагрузок, вызывающих растяжение, сжатие, продольный и поперечный изгиб, скручивание и др. (рис. 4.11). С целью определения работоспособности элементов бурильной колонны и ее правильного конструирования производят специальные расчеты.

При роторном бурении на бурильную колонну действуют в ос­новном следующие усилия:

- осевое усилие растяжения от собственного веса колонны при подъеме ее от забоя, когда наиболее опасное сечение в верхней части;

- осевое усилие сжатия от веса колонны, когда наиболее опасное сечение в нижней части;

- изгибающий момент, возни­кающий в результате действия цен­тробежных сил;

- крутящий момент, передавае­мый колонной для разрушения гор­ной породы на забое;

- напряжение растяжения, вы­званное прокачиванием раствора в колонне под давлением.

В зависимости от возникающих усилий (рис. 4.11) опасным может являться верхнее сечение т - т в мо­мент начала подъема, верхнее сече­ние т - т при бурении (совместное действие растяжения от собственного веса и кручения); нижнее сечение п - п бурильных труб в месте резьбо­вого соединения (совместное дейст­вие усилий сжатия и кручения).

В соответствии с этим порядок рас­чета бурильной колонны следующий:

1. Определяют необходимую длину УБТ L_yбr, чтобы создать дос­таточную осевую нагрузку на долото Р, и нейтральное сечение приходи­лось на УБТ (сечение 0-0), по форму­ле (4.1 см. стр. 109). 2. Определяют наибольшее усилие растяжения Q _р (в ньютонах), возникающее в момент начала подъема бурильной колонны из сква­жины,

где L_Б.Л, Lубт - длина бурильных и утяжеленных труб соответственно, м; Q 1 - вес долота и КНБК, Н; Q ₂ - усилие затяжки инструмента при подъеме (обычно составляет 0,5 - 1 -10⁵ Н); р - давление, развиваемое насосом в момент восстановления циркуляции при прихвате буриль­ной колонны (принимается максимальное по характеристике насоса), Па; d_B - диаметр проходного отверстия трубы, м.

3. Растягивающее напряжение (в паскалях) определяется из вы­ражения

1. Напряжение кручения (в паскалях) определяется соотношением

    где С - коэффициент зависящий от твердости пород (для мягких - 6,2; для средней твердости 5,5; для твердых - 4,4); n - число оборотов в минуту; Д, - диаметр долота, м; Р, - нагрузки на долото мН.

N_X._B по Федорову B.C. определяется как:

Таблица 4.14

Величины коэффициента α

Практически М_КР можно подсчитать по формуле:

где N мощность, передаваемые бурильной колонне, определяется как:

   Nд_В - мощность двигателя, устанавливаемого для привода ротора, Вт. Выбирается по паспорту; η - КПД передачи мощности от двигателя к бурильной колонне; λ_Х - коэффициент перегрузки двигателя. Выбира­ется также по паспорту).

2. При бурении усилие растяжения колонны

где рб - перепад давления в бурильной колонне и долоте, Па.

6. Общее напряжение от растяжения и кручения согласно третьей теории прочности

где [σ] - приведенное напряжение, Па.

7. Напряжение сжатия

8. Напряжение изгиба в резьбовом соединении

где Е модуль Юнга, Па; J - момент инерции сечения трубы, м⁴,

f возможная величина прогиба нижнего участка колонны бурильных

груб, м,

Где dнвк - наружный диаметр бурильной трубы с высаженным концом; dввк - внутренний диаметр бурильной трубы с высаженным концом; И W_кр - полярный момент сопротивления высаженного конца трубы, м³.

10. Общее напряжение не должно превышать допустимое [σ]. До­пустимое напряжение связано с пределом текучести σ_т следующим выражением:

При расчете σ < [σ] в случае нарушения неравенства используют более прочные трубы и расчет повторяют.

Следует помнить, что диаметр УБТ не должен быть больше диа­метра турбобура, электробура или другого забойного двигателя.

При бурении турбобурами, электробурами и другими забойными двигателями возникающий реактивный момент воспринимается не­подвижной колонной, лежащей на стенках скважины.

Расчет сводится к определению допустимой длины колонны с учетом веса турбобура, УБТ и давления бурового раствора.

Бурильная колонна может состоять из нескольких секций. Допус- шмая длина колонны L, составленной из труб одного диаметра, тол­щины и материала, равна сумме длин нижней секции L1 и УБТ L_УБТ.

Длина нижней секции

Q_T - вес турбобура; Qубт - вес УБТ; Fn - площадь поперечного сечения проходного канала бурильной трубы; р_н - давление, развиваемое насо­сами; (/о - вес 1 м трубы с учетом высадки и замков; F - поперечное сечение трубы; к - коэффициент запаса прочности.

Длина верхней части колонны

где Q’доп - допустимая растягивающая нагрузка бурильных труб верх­ней секции; q '₀ - вес 1м трубы верхней секции с учетом высадки и замков.

Если две секции в сумме меньше проектной глубины скважины, то колонну принимают трехсекционной и аналогичным образом рас­считывают длину третьей секции.