Розрахунок починається з визначення осьових розтягуючих навантажень на бурильні труби за наведеними вище формулами в залежності від вироблених в свердловині робіт.
Попередньо складена бурильна колона поміщається в свердловину, і виділяються характерні ділянки відповідно до профілю свердловини і КБК так, щоб на кожній характерній ділянці розташовувалися труби однакового діаметра, товщини стінок і матеріалу. До кінців ділянок труб прикладаються осьові розтягують сили. Осьова сила в кінці минулого ділянки (рахуючи зверху вниз) є в той же час осьовим навантаженням на початку наступного ділянки колони. Перехідні перетину з метою зручності позначаються цифрами. Визначення навантажень починається з перетину, де осьові сили відсутні. Стосовно до СПО таким є нижній кінець КНБК (долото), а до процесу буріння - # 963; - нейтральне перетин (де осьові сили відсутні). Далі послідовно визначаються осьові розтягують сили на початку кожного характерного ділянки Fн за формулами в залежності від його конфігурації аж до гирла свердловини. Уточнюються базові та розрахункові коефіцієнти тертя в залежності від виду виконуваних в свердловині робіт.
Стосовно до процесу СПО першим характерним ділянкою буде КНБК. Середня інтенсивність розподілених по довжині КНБК сил qср визначається за формулою
де qi і Li - вага погонного метра і довжина ступенів УБТ.
При роторному бурінні в (4.76) і у всіх наступних формулах покладається МЗД = 0.
Визначається зенітний кут # 945; на стику УБТ - СБТ:
де - кінцевий зенітний кут свердловини;
- центральний кут, який стягує дугу Lн. що визначається за формулою
де Rи - радіус викривлення на ділянці розташування КНБК (зазвичай це ділянка зниження зенітного кута).
Стосовно до процесу буріння, опрацювання, расшіркі розрахунки ведуться за формулами для спуску колони. При бурінні основна частина КНБК буде перебувати в стислому стані, а решта - в розтягнутому.
У припущенні, що - нейтральне перетин доводиться на першу сходинку УБТ. обчислюється довжина стислій частині КНБК за формулою
Якщо. то - нейтральне перетин дійсно доводиться на першу сходинку УБТ.
Центральний кут. стягує дугу, визначається за тією ж формулою (4.78), а зенітний кут - нейтрального перетину -по формулі (4.77). У ці формули підставляються значення параметрів для стислій частині КНБК.
При виконанні умови довжина розтягнутої частини УБТ першого ступеня складе, а довжина розтягнутої частини КНБК.
Зенітний кут на стику УБТ - СБТ не залежить від того, стиснута КНБК або розтягнута і по -, як і раніше визначається по (4.77).
Середня інтенсивність розподілених по довжині розтягнутій частині КНБК сил визначається по (4.76), в яку підставляються параметри тільки розтягнутої частини КНБК без ЗД,
а середній радіус обертання труб (для розрахунку моменту тертя) буде дорівнює
Обчислюються осьові напруги розтягнення від сумарних розтягують навантажень Fн. обумовлених дією власної ваги з урахуванням плавучості, сил тертя і гідравлічного навантаження на труби Fг за формулою
де Fг - визначається по (4.1); - площа найбільш навантаженого перетину труб.
При однорозмірних колоні Fн є осьове зусилля на гирлі (в першій зверху трубі) і обчислюється за формулою (4.9).
При багатоступінчастої колоні, складеної з труб, виготовлених з одного і того ж матеріалу, Fн в нижчих перетинах (крім перетину на початку ділянки набору зенітного кута) визначається тільки в тому випадку, якщо їх площа перерізу менше, ніж у труб, розташованих у гирла. В іншому випадку Fн визначається також в перехідних перетинах.
Напруги поперечного вигину в перехідному перетині від вертикального ділянки до
ділянці набору зенітного кута обчислюються по (4.40).
Моменти тертя по ділянках обчислюються за формулами (4.49) - (4.53), сумарний момент тертя - по (4.48), крутний момент в процесі буріння - по (4.44).
Дотичні напруження обчислюються по (4.54).
Обчислюються результуючі напруги. У загальному випадку, коли в поперечних перетинах труб виникають розтягують. згинальні і дотичні напруження, результуючі напруги відповідно до галузевого РД [3] визначаються за формулою
При наближених розрахунках колони для похилих свердловин допускається (за погодженням з керівником проектування) визначати за формулою
- при бурінні похилих свердловин; (4.83)
- при бурінні вертикальних свердловин (4.84)
Запас статичної міцності повинен бути не менше нормативних, встановлених галузевими керівними документами [3], значення яких наведені в табл. 4.17.
Таблиця 4.17 - Нормативні коефіцієнти запасу міцності бурильної колони
Далі можна вчинити двояким чином.
1. Результуючі напруги зіставляють з допускаються [# 963; ] Яке визначають діленням межі текучості матеріалу труб на нормативний коефіцієнт запасу міцності [kзп] на відповідний вид навантаження
Якщо виконується умова. (4.86)
то попередньо обрана компонування колони з умови статичної міцності залишається без зміни. Якщо умова (4.86) не виконується, то недостатньо міцні труби замінюються на більш міцні. При цьому більш висока міцність труб досягається або за рахунок збільшення діаметра (якщо це допустимо) або товщини стінки труб, або ж використання труб з матеріалу вищої групи міцності.
2. Розрахований коефіцієнт запасу міцності kр зіставляють з нормативним [kзп], причому kр визначається діленням межі текучості матеріалу труб на результуючі
напруги. Якщо виконується умова. (4.87)
то попередньо обрана компонування колони з цієї умови залишається без зміни.
Якщо умова (4.87) не виконується, то надходять як в першому випадку.
Запас міцності труб при спуску частин обсадних колон на бурильних трубах приймається рівним запасу міцності БК при бурінні забійні двигуни.
Коефіцієнти запасу статичної міцності бурильної колони для операцій: расшірка, опрацювання, калібрування, відбір керна, розбурювання цементного стакана приймаються рівними запасам міцності БК при бурінні.
При використанні комбінованого способу буріння і при бурінні забійні двигуни з постійним обертанням бурильної колони запас статичної міцності приймається як для роторного способу буріння.
напруги # 963; ві від внутрішнього надлишкового тиску Рви обчислюються по (4.7). Для однорозмірних колони вони завжди максимальні на гирлі і обчислюються тільки в першій зверху трубі При багаторозмірний колоні, ділянки яких відрізняються по діаметру, товщині стінки, матеріалу, або ж лише по одному з цих параметрів, розрахунок на внутрішнє надлишковий тиск виробляється також в перехідних перетинах.
Величина Рви в перехідних перетинах визначається за формулою (4.6).
Коефіцієнт запасу міцності kві на Рви визначається за формулою
який повинен бути не менше 1,15.
Коефіцієнт запасу міцності kні на зовнішнє надлишковий тиск рні обчислюється за формулою. (4.89)
де РКР - критичний тиск, при якому напруги в матеріалі труб досягають межі текучості. Рні обчислюється по (4.8)
Знайдений порівнюється з нормативним, який повинен бути не менше 1,15.
Напруження в тілі труби # 963; кл. зумовлені клиновими захопленнями, визначаються по (4.56), а коефіцієнт запасу міцності - за формулою
Нормативний коефіцієнт запасу міцності приймається рівним 1.10 для сталей sт £ 638 МПа і 1,15 для sт ³ 638 МПа.