7,36. Расчет бурильной колонны на статическую прочность при роторном бурении.

(9.53)

где k - коэффициент, k=l,15; Qб.т - вес бурильных труб данной секции, Н; Qубт - вес утяжеленных бурильных труб, Н; ρр, ρм - плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м ; ρ0 - перепад давления на долоте, Па; Fк - площадь сечения канала трубы, м2; Fтр - площадь сечения трубы, м2.

Крутящий момент

(9.54)

Nв - мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт; Nд - мощность на вращение долота, кВт; омега – частота вращения

где σт - предел текучести материала бурильных труб, Мпа.

Допустимые значения: n=1,4 для вертикальных скважин в нормальных условиях; σ=1,45 - при бурении в осложненных условиях.

Если величина п не отвечает требованиям, то изменяют длину секции или применяют трубы с большей прочностью. Затем необходимо задаться длиной труб второй секции с большей прочностью и выполнить аналогичный расчет.

Qp – допустимая растягивающая нагрузка, МН

Qпр – предельная нагрузка, МН (выбирается из табл)