Розрахунок бурильних колон

В процесі експлуатації бурильні колони отримують різні за характером і величиною навантаження. Згідно прийнятої методики, бурильні колони розраховують на міцність від дії власної ваги, крутного моменту, який передається, і згину, викликаного втратою стійкості в результаті обертання. Навантаження, які виникають в процесі ліквідації прихоплень, розгону і гальмування бурильної колони при спуско-підіймаль-них операціях, а також в результаті тертя об стінки свердловини і вібрацій, що створюються долотом і вибійним двигуном, враховуються при виборі необхідного запасу міцності.

Розрахункові навантаження залежать від конструкції бурильної колони, способів і режимів буріння, тому вони визначаються після попереднього вибору режиму буріння і типорозмірів обважених і бурильних труб.

Діаметр ОБТ вибирають залежно від діаметра долота і очікуваних умов буріння (табл. 5.5). При роторному бурінні використовують ОБТ, діаметр яких складає 0.65-0.85 діаметра долота. Віддають перевагу ОБТ з як можна більшим діаметром. При бурінні вибійними двигунами діаметр ОБТ, як правило, приймають рівним діаметру, що використовується вибійним двигуном.

Таблиця 5.5 — Рекомендовані діаметри обважених бурильних труб [42]

Діаметр долота, мм	Діаметр УБТ, мм
при нормальних умовах буріння	при ускладнених умовах буріння
139,7 — 146,0
149,2 — 158,7	121 (133)
165,1 — 171,4	133 (146)
187,3 — 200,0
212,4 — 228,6
244,5 — 250,8
269,9
295,3
320,0
349,2
374,6 і більше

Довжина ОБТ визначається з умов:

для роторного буріння

(5.1)

для буріння вибійними двигунами

(5.2)

де — довжина ОБТ, м;

— осьове навантаження на долото, Н;

q — вага 1 м ОБТ, Н;

— вага вибійного двигуна, Н.

Діаметр бурильних труб вибирають залежно від діаметра раніше спущеної обсадної колони і способів буріння (табл. 5.6).

Таблиця 5.6 — Рекомендовані діаметри бурильних труб

Діаметр обсадних труб, мм	Діаметр бурильних труб, мм
при роторному бурінні	при турбінному бурінні
		140; 146
		140; 146
	—	140; 146
	—	140; 146
406 і більше	—

Напруження від власної ваги в перерізі труби, розміщеної на відстані х від нижнього кінця бурильної колони:

(5.3)

де — вага бурильної колони довжиною x;

F — площа кільцевого перерізу гладкої частини бурильної труби;

— довжина колони бурильних труб;

— питома вага матеріалу труб;

К — коефіцієнт, що врахує вагу бурильних замків і потовщених кінців труби.

З виразу (5.3) випливає, що навантаження від власної ваги не залежить від діаметра і товщини стінки труб і зростає із збільшенням довжини колони. При довжині , коли величина досягає миттєвого опору матеріалу , колона бурильних труб зруйнується від власної ваги.

Критичною довжиною називається довжина, при якій колона труб руйнується від власної ваги. На основі виразу (5.3) маємо

(5.4)

Граничною довжиною називається довжина, при якій напруження від власної ваги бурильної колони досягає границь текучості :

(5.5)

Як видно, гранична глибина спуску не залежить від діаметра і товщини стінки і зростає зі збільшенням границі текучості матеріалу бурильних труб. Із зменшенням діаметра і товщини стінки труб понижується вага бурильної колони, що сприятливо впливає на роботу підйомного механізму. Гідравлічні опори, що виникають при прокачуванні промивного розчину, обернено пропорційні діаметру прохідного отвору труб в п'ятій степені. Тому застосування тонкостінних труб сприяє пониженню тиску бурових насосів, необхідного для прокачування промивної рідини.

Згідно галузевої методики розрахунку бурильних колон на міцність, бурильна колона, призначена для буріння з використанням вибійних двигунів, розраховується на статичну міцність від дії власної ваги. Крутний момент, що створюється при роботі долота, порівняно малий і в розрахунку бурильної колони на міцність не враховується. При статичному розтягуванні небезпечними є перерізи в гладкій частині бурильної труби. Кінцеві ділянки бурильних труб внаслідок їх висадки мають більший переріз і тому менш небезпечні.

На статичну міцність бурильну колону розраховують, виходячи з умови

(5.6)

де б — напруження розтягу;

G — розрахункове навантаження;

F — площа поперечного перерізу гладкої частини бу-
рильної труби;

— границя текучості матеріалу;

— допустимий запас міцності на розтяг.

В практичних розрахунках зручніше користуватись умовою міцності за граничними навантаженнями. З формули (5.6) маємо

(5.7)

де — граничне навантаження, при якому напруження в гладкій частині бурильної труби досягає границі текучості .

Значення граничних навантажень залежно від типу, діаметру, товщини стінки і групи міцності бурильної труби наводяться в довідкових матеріалах з розрахунку бурильних труб [40, 42].

Розрахункове навантаження визначається за формулою

(5.8)

де і — довжина бурильної колони і ОБТ, м;

і — вага 1 м бурильної труби і ОБТ, Н;

— вага вибійного двигуна, Н;

і — густина промивної рідини і матеріалу
труб, кг/м³;

і — перепад тисків відповідно в вибійному двигуні і долоті, Па;

— площа прохідного каналу труби, м².

Допустиму глибину спуску бурильних труб можна вирахувати, користуючись виразами (5.7) і (5.8):

(5.9)

Необхідну групу міцності матеріалу труб можна також визначити при заданих довжині бурильної колони, діаметрі і товщині стінки труб виходячи з формул (5.6) і (5.8):

(5.10)

В розрахунках згідно методики, що розглядається, допустимий запас міцності має регламентоване галузевими нормами значення. Якщо не враховувати полегшення бурильної колони в промивній рідині, то допустимий запас міцності приймається рівним 1,3. При цьому приймається, що виштовхуюча сила за своїм значенням рівнозначна оберненій дії всіх інших сил, що не враховуються при розрахунку діючих на бурильну колону навантажень.

Якщо допустима глибина спуску вибраних труб недостатня для буріння на задану глибину , то використовуються багатосекційні або багаторозмірні бурильні колони.

Багатосекційні колони складаються з бурильних труб однакового діаметру, які відрізняються за граничним навантаженням через різну товщину стінки або групу міцності. В цьому випадку довжину нарощуваної секції визначають виходячи з формул (5.7) і (5.8). Так, наприклад, для двосекційної колони довжина другої (верхньої) секції складає

(5.11)

де і — граничні навантаження бурильних труб першої і другої секцій;

— вага 1 м труби другої секції, Н.

Загальна довжина колони .

Багаторозмірні колони складаються з бурильних труб
різних діаметрів. Діаметр бурильних труб зростає від нижніх секцій до верхніх. Довжина кожної наступної секції визнача-
ється за формулою

(5.12)

де — граничне навантаження бурильних труб m -ої секції;

— граничне навантаження бурильних труб (m -1)-ої секції;

— вага 1 м труб m -ої секції;

— різниця площ прохідних каналів труб m -ої і (m -1)-ої секцій.

Для зручності експлуатації число секцій бурильної колони повинно бути мінімальним (одна-три).

При роторному бурінні бурильна колона знаходиться одночасно під дією розтягу від власної ваги, кручення від обертання бурильної колони і долота; поздовжнього згину, який виникає в результаті втрати стійкості. Обертання вигнутої колони навколо власної осі викликає знакозмінні напруження, що приводять до втомних руйнувань труб.

Досвід показує, що більшість несправностей виникає в різьбовій частині труби внаслідок концентрації напружень в різьбі. У відповідності з умовами навантаження бурильні колони для роторного буріння розраховуються на статичну міцність і опір втомності.

Найбільші напруження від власної ваги і крутного моменту, що передається, отримують верхні перерізи бурильної колони. Згідно теорії найбільших дотичних напружень (третьої теорії міцності), умова міцності при сумісному розтягуванні і крученні виражається формулою

(5.13)

де — напруження розтягу;

— дотичне напруження.

Розтягуючи напруження від власної ваги бурильної колони без врахування втрат ваги в промивній рідині

(5.14)

При бурінні гідромоніторними долотами враховують розтягуюче навантаження від перепаду тиску в долоті.

Дотичні напруження визначаються за формулою

де — крутний момент;

— полярний момент опору гладкої частини труби.

Крутний момент прийнято визначати за потужністю, необхідної для обертання бурильної колони і долота і руйнування вибою свердловини:

(5.15)

де і — потужність відповідно на холосте обертання бурильної колони і на руйнування долота і руйнування вибою;

— кутова швидкість долота.

Потужність (в кВт), необхідна для холостого обертання бурильної колони, визначається за формулою В.С.Федорова [40]:

(5.16)

де — густина промивної рідини, кг/м³;

— прискорення вільного падіння, м/с²;

— зовнішній діаметр бурильної колони, м;

— довжина бурильної колони, м;

— частота обертання, об/хв;

— коефіцієнт, що залежить від викривлення свердловини: для вертикальних свердловин =1,7×10^-9, направлено-викривлених при куті викривлення 6-9° = 30,8×10^-9, при куті викривлення 26-35° = (47,5 ¸ 52,2) 10^-9.

Потужність, необхідна для обертання долота і руйнування породи, визначається за дослідними даними (табл. 5.7) або за емпіричними формулами [6, 42].

При роторному бурінні запас статичної міцності бурильної колони без врахування її полегшення в рідині повинен бути не меншим 1.4.

Таблиця 5.7 — Потужність (в кВт), що витрачається на обертання доліт і руйнування породи

Діаметр долота, мм	Осьове навантаження мм на долото, кН	Частота обертання ротора, об/хв.
			—		—		—	—
	90—100					—	—	—
	120—140				—	—	—	—
		—				—
		—	—	—	—		—
		—	—	—	—		—
		—	—	—	—		—	—
	140—160	—	—	—	—
		—		—	—	—	—	—
		—		—	—	—	—	—
		—			—	—	—	—
	70—80	—				—	—	—
			—	—	—	—	—	—

Розрахунок на опір втомленості є головним, бо більшість несправностей бурильних труб, що спостерігаються при роторному бурінні, відбувається в результаті втомлених пошкоджень. При розрахунку на опір втомленості враховуються напруження від власної ваги і згину бурильної колони. Напруження від власної ваги залишаються постійними і сумуються із змінними напруженнями ба від згинального моменту

Запаси міцності за амплітудою і за максимальним напруженням при умовах навантаження, що розглядаються, визначаються за формулами [33]:

(5.17)

(5.18)

де — границя витривалості бурильної труби при симетричному згині;

— коефіцієнт чутливості матеріалу труб до асиметрії циклу з врахуванням ефективного коефіцієнту концентрації напружень в різьбовій частині труби.

Амплітуда напружень, що виникають в різьбі бурильних труб в результаті згину, визначається за формулою [40]:

, (5.19)

де — модуль пружності матеріалу труб, Па;

— осьовий момент інерції перерізу труб, м^4;

— стріла прогину бурильної колони, м;

— довжина напівхвилі вигнутої бурильної колони, м;

— осьовий момент опору перерізу в основній площині різьби, м³.

Стріла прогину

де — діаметр долота;

D — діаметр бурильної труби.

Довжина напівхвилі вигнутої бурильної колони визначається за формулою Г.М.Саркісова [40].

(5.20)

де — кутова швидкість бурильної колони;

— координата перерізу, що розглядається, яка відраховується від площини розділу стиснутої і розтягнутої частин бурильної колони, м;

q — вага 1 см труби, даН;

— осьовий момент інерції перерізу труб, см⁴:

( і — зовнішній і внутрішній діаметри труби).

В таблиці 5.8 наведені значення границі витривалості бурильних труб за даними натурних випробувань. При відсутності дослідних значень границі витривалості труб визначають за розрахунково-експериментальними даними.

Таблиця 5.8 — Границя витривалості бурильних труб за даними
натурних випробувань [36]

Тип бурильної труби і різьби	Діаметр труби, мм	Матеріал труб	Границя текучості, МПа	Границя міцності, МПа	Коефі цієнт концен-трації напружень
Марка сталі	Група стійкості
Різьба труб за ГОСТ 631-75		36Г2С   36Г2С     35ХГ2СВ	Д   Л			7,8 3,5 6,5 4,4 — —
Труби ТБПВ			К Д			— —
Гладка частина труби		36Г2С	Д			3,4 2,6
Труби з блокуючими поясками		36Г2С 3672С				5,2 5,2
Легко сплавні труби		Д16-Т				5,4

Опір втомленості різьбових з'єднань рахується забезпеченим, якщо запаси міцності в межах: = 2,5¸4 і = 1,25¸2,5 [33].

Дата добавления: 2015-06-27