Аналитика



5 глава работа бурильной колонны

5

ГЛАВА РАБОТА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Бурильная колонна представляет спущенную в скважину сборку из бурильных труб, предназначенную для подачи гидравлической и механической энергии к долоту, создания осевой нагрузки на долото, а также для управления траекторией бурящейся скважины.

Являясь совместно с долотом и забойным двигателем буровым инструментом, бурильная колонна выполняет следующие функции: передает вращение от ротора к долоту; воспринимает от забойных двигателей реактивные моменты; подает к забою промывочный агент; подводит гидравлическую мощность к долоту и погружному гидравлическому двигателю; вдавливает долото в горные породы на забое, действуя своей силой тяжести; обеспечивает замену долота и погружного двигателя посредством транспортирования их к забою или на дневную поверхность; позволяет вести аварийные и другие специальные работы в стволе скважины.

Бурильная колонна (рис. 5.1) включает следующие элементы: бурильные трубы; утяжеленные бурильные трубы; ведущую (рабочую) бурильную трубу; переводники; отклонитель; центраторы, протекторы и другую оснастку.

Ведущая труба 2 соединена верхним концом с вертлюгом при помощи переводника ствола вертлюга и верхнего переводника ведущей трубы 1, а нижним концом - с колонной бурильных труб, спущенных в скважину, при помощи нижнего 3 и предохранительного 4 переводников ведущей трубы. Ведущая труба вращается ротором и через бурильную колонну передает вращение долоту при роторном бурении, а при турбинном - не позволяет при замкнутом столе ротора вращаться бурильной колонне в противоположном направлении под действием реактивного момента погружного двигателя.

Бурильные трубы соединены друг с другом при помощи замков, которые состоят из муфты 5 и ниппеля 6, или муфты.

Нижняя часть бурильной колонны составлена из УБТ 10, которые со-

Рис. 5.1. Конструкция бурильной колонны:

1 - верхний переводник ведущей трубы; 2 - ведущая труба;


3 - нижний переводник ведущей трубы; 4 - предохранительный переводник ведущей трубы; 5 - муфта замка; 6 -ниппель замка; 7 - бурильные трубы; 8 - протектор; 9 -переводник переходной на УБТ; 10 - УБТ; 11 - центратор; 12 - наддолотный центратор-калибратор

единены друг с другом при помощи замковых резьб, нарезанных в виде ниппеля с одной стороны и в виде муфты - с другой. Посредством переводника нижний конец УБТ соединяется либо непосредственно с долотом, либо с погружным двигателем.

5.1. ФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Все элементы бурильной колонны постоянно находятся под действием различных по характеру сил:

осевой растягивающей нагрузки от собственного веса и перепада давления на долоте и в забойном двигателе;

осевой сжимающей нагрузки от собственного веса;

усилия, создающего изгибающий момент при вращении колонны;

усилия, создающего крутящийся момент, необходимый для вращения долота в процессе бурения;

усилия реактивного момента забойного двигателя;

силы от действия гидравлического давления бурового раствора в осевом и радиальном направлениях;

сил трения о стенки скважины и обсадной колонны;

осевых нагрузок, возникающих при затяжках и посадках бурильной колонны;

инерционных сил при спускоподъемных операциях; изгибающих усилий в интервалах искривления ствола скважины; изгибающих усилий при морском бурении из-за перемещений бурового судна;

усилий от продольных, поперечных и крутильных колебаний из-за неуравновешенности вращающейся бурильной колонны, неустойчивости работы забойного двигателя и неоднородности разбуриваемых пород.

Характер действующих на бурильную колонну сил переменный как по длине, так и во времени. Поэтому практически задачи о напряжениях целесообразно решать лишь для предельных, наиболее опасных случаев с целью выработки конкретных рекомендаций об ограничивающих критических параметрах процессов, гарантирующих безаварийную длительную работу качественной бурильной колонны.

Особенностью работы бурильной колонны является то, что она подобно длинному тонкому стержню, подверженному воздействию продольных, поперечных сил и крутящего момента, теряет устойчивость прямолинейной формы равновесия.

Каждая из упомянутых выше сил вследствие значительной длины колонны способна вызвать потерю ее устойчивости. В результате нарушается прямолинейная форма равновесия, и устойчивой становится изогнутая форма равновесия бурильной колонны. Центробежные силы вызывают изгиб колонны в форме плоской волнообразной кривой, а крутящий момент придает бурильной колонне форму пространственной спирали. Так, что ось бурильной колонны принимает форму пространственной спирали - изогнутой кривой переменного шага, значение которого возрастает в направлении от забоя к устью скважины.

Действующие на колонну растягивающие осевые силы увеличивают длину полуволны и шаг спирали. Сжимающие осевые силы, наоборот, уменьшают длину полуволны и шаг спирали. Шаг спирали обычно существенно больше длины полуволны, так как крутящий момент незначительно влияет на форму искривления.

Потеря прямолинейной формы равновесия бурильной колонны может привести к значительным ее деформациям, но в условиях скважины значение деформации ограничено стенками скважины, что позволяет вести бурение при искривленной форме равновесия бурильной колонны.

Промысловые материалы убеждают, что соприкосновение изогнутой бурильной колонны со стенками скважины при вращении происходит, как правило, в местах установки замков. Такая форма изгиба объясняется тем, что жесткость замков в несколько раз больше жесткости бурильных труб, и это в значительной степени предопределяет положение мест перегиба оси изогнутой бурильной колонны. Бурильные замки и трубы, соприкасаясь со стенками скважины или обсадной колонны, истираются. В практике бурения отмечается как равномерный, так и односторонний износ замков и труб по наружной поверхности, что может быть объяснено характером вращения колонны в скважине. При вращении изогнутой колонны вокруг оси скважины происходит преимущественно односторонний износ замков и труб. Изгиб колонны в этом случае может быть следствием осевых сжимающих усилий, центробежных сил или крутящего момента. Равномерный износ поверхности замка или трубы происходит при вращении бурильной колонны вокруг собственной оси. Такое вращение возможно при значительном трении колонны о стенку скважины, когда вращение вокруг оси скважины полностью прекращается, а возможность вращения вокруг собственной оси сохраняется.

Вращение изогнутой под действием центробежных сил бурильной колонны вокруг оси скважины не должно приводить к изменению знака напряжения (рис. 5.2). Полуволна abc после поворота колонны на 180° заняла положение ab'c без изменения знака кривизны, а следовательно, и напряжения. Однако такое представление идеализировано. На самом деле при числах оборотов, близких к критическим, которые зависят от длины колонны и формы равновесия, при вращении колонны будут наблюдаться удары труб о стенки скважины с возможным изменением знака их кривизны. По этой же причине могут возникнуть и дополнительные воздейст-

Рис. 5.2. Схема действия на бурильную колонну центробежных сил и крутящего момента

вия на колонну различных импульсов продольных и поперечных колебаний.

Возникновению переменных напряжений в бурильной колонне способствует эксцентричное расположение труб в скважине, так как в этом случае при вращении колонны значение прогиба f полуволны, возникшей под действием центробежных сил, изменяется от fmax до fmin (см. рис. 5.2). При этом варьируют значения изгибающих напряжений за время одного оборота, что сопровождается ударами труб о стенку скважины с возможным изменением знака их кривизны. Аналогичные явления будут происходить, если в колонне имеется кривой элемент или резьбы труб несоосны. При значительном трении труб о стенки скважины может происходить их качение по стенке, сопровождающееся знакопеременным изгибом.

Если бурильная колонна вращается вокруг собственной оси, то имеют место знакопеременные изгибающие напряжения.

Реальная форма изгиба бурильной колонны достаточно сложная и изменяется для различных ее участков в зависимости от скорости вращения, действующих сил, расположения в скважине и т.д. Очевидно, что форма изгиба будет та, которая требует наименьшей затраты энергии.

При определенных условиях, когда частота собственных колебаний бурильной колонны совпадает с частотой колебаний возмущающих сил, зависящих от типа долота, скорости его вращения, осевой нагрузки, пульсации потока бурового промывочного раствора и других факторов, может возникнуть явление резонанса.

Использование в нижней части колонны УБТ разгружает ее от осевых сжимающих сил, однако это не исключает наибольшего изгиба бурильной колонны выше УБТ.

Характер нагрузок на бурильную колонну изменяется по глубине: вблизи устья действуют главным образом постоянные, а в призабойной зоне преобладают переменные нагрузки. Они зависят также от способа бурения: при турбинном бурении вследствие неподвижности бурильной колонны отсутствуют переменные напряжения изгиба, которые обычно являются причиной усталостных поломок труб и замков в роторном бурении, а при роторном бурении с увеличением глубины скважины возрастают потери мощности на холостое вращение и крутящий момент, необходимый для вращения колонны. С ростом длины колонны возрастает ее инерционность. Сопротивление разрушаемой на забое породы долоту может преодолеваться не только крутящим моментом от ротора, но и благодаря кинетической энергии самой бурильной колонны. При внезапной остановке долота кинетическая энергия колонны переходит в потенциальную энергию закрученной пружины, что может вызвать значительное увеличение касательных напряжений, особенно в нижних трубах колонны. Когда же совместным действием ротора и пружины-колонны преодолевается заклинивание долота, то происходит обратный процесс перехода потенциальной энергии в кинетическую, что может вызвать в бурильной колонне колебательные явления. Инерционный эффект вала турбобура в турбинном бурении незначительный, так что бурильная колонна находится в более благоприятных рабочих условиях. Это отражает и статистика бурения скважин: при роторном бурении замки, бурильные трубы и обсадные колонны изнашиваются в значительно большей степени, чем при турбинном.

5.2. УСТОЙЧИВОСТЬ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Подверженная воздействию различных усилий бурильная колонна в процессе работы теряет устойчивость прямолинейной формы равновесия. Неустойчивой называется такая форма равновесия, когда при малом отклонении от положения равновесия, система, представленная самой себе, не возвращается в исходное положение силами упругости.

Потеря устойчивости наступает тогда, когда нагрузки, действующие на колонну, достигают критических значений. Для определения критической нагрузки достаточно найти нагрузку, при которой система не возвращается в исходное положение при сколько угодно малом, но конечном отклонении от этого положения.

Если на систему действует нагрузка, превышающая критическую, то возникают значительные деформации и в ряде случаев система переходит из исходной формы равновесия в новую изогнутую форму устойчивого равновесия, соответствующую минимуму потенциальной энергии системы. Если отклонить систему от положения устойчивого равновесия, то для поддержания ее потребуется дополнительная энергия.

Для определения значения критических нагрузок упругих систем, материал которых следует закону Гука, существует ряд методов, из которых наибольшее распространение получили два: метод интегрирования дифференциальных уравнений нейтрального равновесия и энергетический метод.

При первом методе применительно к бурильной колонне составляют уравнение упругой линии стержня, получившего малое отклонение от положения равновесия, и определяют граничные условия, при которых это отклонение возможно. Интегрированием дифференциального уравнения упругой линии и подчинением общего интеграла граничным условиям вычисляют наименьшую критическую нагрузку.

При втором методе уравнения равновесия составляют не в дифференциальной форме, а в форме вариационных уравнений на основании начала возможных перемещений. Одной из разновидностей этого метода является приближенный метод, разработанный С.И. Тимошенко. Критические нагрузки этим методом определяются сравнением потенциальной энергии изогнутого стержня с работой внешних сил. Если потенциальная энергия изогнутого стержня меньше работы внешних сил, то устойчивой будет изогнутая форма. Так как при равенстве обеих энергий будет безразличное равновесие, то с учетом этого равенства определяют критическую силу.

Чтобы вычислить потенциальную энергию деформированного стержня и определить работу внешних сил, необходимо знать уравнение упругой линии. Поэтому согласно указанному методу следует предварительно выбрать такое уравнение, которое удовлетворяло бы граничным условиям.

Решения энергетическим методом обычно мало отличаются от точных решений, что объясняется незначительным искривлением стержней в рассматриваемых случаях. Если выбранное уравнение упругой линии в точности соответствует уравнению, полученному методом интегрирования, то результаты по двум методам будут одинаковыми.

В общем случае следует рассмотреть устойчивость длинного тонкого весомого стержня, подверженного одновременно воздействию осевых, центробежных, скручивающих и гидравлических сил. Кроме указанных сил, на устойчивость колонны будут влиять силы трения, кривизна скважины, наличие бурильных замков и другие факторы.

Чтобы упростить задачу, А.Е. Сароян рассмотрел устойчивость длинного стержня в вертикальной скважине, находящегося под действием каждой из указанной выше сил, а также в различном их сочетании.

Такой подход к решению задачи устойчивости бурильной колонны позволил рассмотреть разные случаи работы колонны в скважине. Так, например, исследование продольной устойчивости под действием осевых сил позволяет представить работу низа бурильной колонны, создающего нагрузку на долото.

Одновременное воздействие осевых сил и крутящего момента на устойчивость бурильной колонны может в основном характеризовать устойчивость бурильной колонны в турбинном бурении и при работе электробуром. В этом случае в нижней части колонны будут действовать осевые сжимающие силы и крутящий (реактивный) момент забойного двигателя, а в остальной части колонны осевые растягивающие силы и крутящий (реактивный) момент.

Влияние момента на устойчивость колонны будет снижаться с уменьшением его значения, т.е. в направлении от забоя к устью.

При вращении колонны теоретическое рассмотрение задачи устойчивости бурильной колонны при одновременном воздействии центробежных, осевых сил и крутящего момента значительно осложняется. Поэтому для упрощения задачи обычно рассматривается искривление колонны не в пространстве, а в плоскости от действия центробежных и осевых сил. Что касается крутящегося момента, приводящего во вращение колонну и придающего в основном плоскоизогнутой колонне форму пространственной спирали большого шага, то его влиянием пренебрегают. Это допустимо, так как искривление колонны от центробежных и осевых сил имеет большее влияние на работу колонны, чем искривление от крутящего момента.

На устойчивость колонны влияют также гидростатические силы, к которым относятся внутреннее давление в бурильной колонне и внешнее давление, создаваемое столбом промывочной жидкости. Рассмотрение вопросов, связанных с влиянием гидростатических сил и скорости движения промывочной жидкости на устойчивость колонн, позволяет выявить возможные искривления бурильных колонн в процессе спускоподъемных операций, прокачивания промывочной жидкости и др.

УСТОЙЧИВОСТЬ В ОБЩЕМ СЛУЧАЕ НАГРУЖЕНИЯ

Для общего случая нагружения    критическая    нагрузка    от собственного веса с учетом перепада давления    и    скорости    движения    бурового

раствора

Ркр = (1,94 - 3,55)31 EI [(q - q ж)д -А т Рв -А к Рн Y - Р0 Р - Y ж Рв + Рк ^),    (5.1)

где E — модуль упругости материала, Па; I — момент инерции сечения, м4; q, q:* - масса соответственно трубы и жидкости в расчете на единицу глубины скважины, кг/м; д — ускорение силы тяжести, м/с2; Дт, Дк - потери давления жидкости на единице длины колонны соответственно в трубах и кольцевом пространстве, Па/м; Рн, Рв - площадь трубы соответственно по наружному и внутреннему диаметрам, м2; р0 — перепад давления в долоте, Па; Р0 — площадь проходного отверстия, м2; ув, ук — скорость жидкости соответственно в трубах и кольцевом пространстве, м/с; Yж - плотность жидкости; Рк - площадь сечения кольцевого зазора, м2.

Критическая частота вращения колонны для общего случая нагружения

30m Ifm2x2EI , п п ,п г , ^ I

=—<! [-г- ±Р -Р ± °'5qIg J ^

где I — длина колонны, м; EI — жесткость сечения трубы, Н-м2; qx - вес 1 м труб, Н/м;

р0 = Р0 Р0    + [ж д + Дкн - (y ж д - Дтв ] + Y жв^ в2 + Рк О;

Y ж g +Y IFH -


Yжg-y IFb


10q


10q


л = z -!^(FbVв2    +    FkVК)    -    -Р0Fo


10q


z — координата того места колонны, где определяется длина полуволны (для растянутой части значение z следует принимать положительным, для сжатой - отрицательным), м; Yж - плотность жидкости, кг/м3; рк, рт - потери давления соответственно в колонне и затрубном пространстве, Па; q — масса 1 м трубы, кг/м; l0 — длина сжатой колонны, м.

С ростом скорости движения и давления бурового раствора длина полуволны уменьшается.

Разность в длинах полуволн, определенных по формуле (5.2), увеличивается с приближением к устью скважины.

5.3. НАПРЯЖЕНИЯ И НАГРУЗКИ В ТРУБАХ

БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

РАСТЯЖЕНИЕ И СЖАТИЕ

Статические напряжения. В вертикальной скважине осевые а (в Н/м2) напряжения в подвешенной в жидкости колонне определяются из выражения

д(От + G) f1-^ 1 + Об д [ у--— | а =-V-YF-11б Y ^,    (5.3)

где От - масса УБТ, кг; Об - масса бурильных труб в колонне, кг; G — масса долота и забойного двигателя, кг; Yж - средняя плотность бурового раствора, кг/м3; y - плотность материала труб, кг/м3; lx расстояние от начала бурильной колонны (без УБТ) до рассматриваемого сечения, м; 1б - длина бурильных труб (без УБТ), м; F — площадь сечения труб, м2.

Из (5.3) следует, что при 1х/1б < y^Y в нижней части бурильной колонны будет сжатый участок. Наличие УБТ существенно уменьшает сжимающие напряжения в бурильных трубах.

Наибольшие растягивающие напряжения действуют у устья (lx = 1б). С достаточной для практических расчетов точностью наибольшие растягивающие напряжения для колонны в вертикальной скважине определяются из выражений:

для колонны в подвешенном состоянии при отсутствии движения раствора

а = б + От + G)g (1 -Y ж/y) ;    (5 4)

pF

для колонны в подвешенном состоянии в процессе движения бурового раствора

д + p^Fi- F^ + F - F0)P0


; + От + G)


-,    (5.5)

где Дт, Дк - потери давления соответственно в трубах и кольцевом пространстве на длине l м, Па/м; Fп - площадь проходного канала трубы, м2; рп - перепад давления на турбобуре, Па; Fx - площадь канала вала турбобура, м2; F0 — суммарная площадь промывочных отверстий долота, м; р0 — перепад давления в долоте, Па.

С учетом упрощения выражения (5.5) стр (в Па) определяется из выражения

О    к(Об + От + G)(1 -Ьъ. |д + (Рп + Po)Fп

ар =    -,    (5.6)

FF

где к - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции, принимаемый равным l,l5.

Приближенно величина стр (в Па) может быть определена из формулы Стр = 1,15ko(y - Уж)1д,    (5.7)

где к0 - коэффициент, учитывающий влияние бурильных замков и высаженных концов труб (для стальных труб к0 и 1,1); l - вся длина бурильной колонны.

Если колонна составлена из труб с разными материалами (легкосплавные и стальные), то стр (в Па) определяется по формуле

к(От + Об + G)| 1 - ^ |д + кОа | 1 - Ъж-1 д + (Рп + Рo)Fп Стр =-1 Yc J F ^ Та ^-,    (5.8)

где ус - плотность стали, кг/м3; уа - плотность алюминиевого сплава, кг/м3;

Оа - масса труб из алюминиевых сплавов, кг.

Наибольшее сжимающее напряжение в подвешенной колонне будет при отсутствии перепада давления в сечении lx = 0 при условии (От + + G)(1- уж/у) < Обж/у). В процессе бурения часть веса колонны передается на забой, растягивающие напряжения уменьшаются, а сжимающие увеличиваются. Тогда наибольшие сжимающие напряжения (при условии соблюдения указанного выше неравенства)

ад

(От + G) (1 -^ 1- Об —

- Од

ас = —

I Y J Y F

(5.9)

где а - коэффициент, учитывающий уменьшение эффекта облегчения веса бурильной колонны в растворе при соприкосновении долота с забоем за счет площади контакта долота (а < 1); Од - осевая нагрузка на долото, Н.

Наибольшее растягивающее напряжение (в Па) в бурильной колонне в наклонно направленной скважине определяется из выражения

к(дРв + Рн + Ри + Рт) | 1 - 1 + Fп(Рп + Р0)

ар =--,    (5.10)

где Рв - масса вертикального участка колонны, кг; Рн - усилие, обусловленное силами трения и собственным весом колонны на прямолинейных наклонных участках скважины, Н; Ри - усилие, обусловленное силами трения и собственным весом колонны на участках увеличения или уменьшения угла наклона скважины, Н; Рт - усилие, создаваемое в колонне утяжеленными бурильными трубами и забойным двигателем на нижнем прямолинейном участке скважины, Н.

m

Р = Е °H!g(h sin а; + COS а;),

(5.11)


где Он; - масса г-го наклонного участка бурильной колонны; - коэффициент трения труб о породу (ц = 0,15^0,35); а - угол наклона скважины на рассматриваемом участке (для вертикального участка а = 0); m - число наклонных участков.

n

Ри = Е h| ± 2q,gR (cos а*- cos аш)-q,gR,Да,sin а* ±

г

±Р Да,.| +Ц qtgRt (sin агк - sin а),

(5.12)


где qt - масса 1 м колонны на рассматриваемом участке, кг/м; Rt - радиус кривизны участка, м;

(5.13)

агн, а - углы наклона соответственно в начале и конце участка; Pt - усилие натяжения колонны в конце рассматриваемого участка, Н; n - число искривленных участков.

В формуле (5.12) при уменьшении угла наклона скважины принимают знак плюс, при увеличении - минус. В расчетах учитываются абсолютные значения Да; и слагаемые выражения (5.12).

Рт = дт + G) (Цпsin ап - COS ап),

(5.14)


где цп, ап - соответственно коэффициент трения и угол наклона на нижнем прямолинейном участке.

Если на рассматриваемом участке колонна состоит из нескольких секций, то Рн и Ри определяют для каждой секции, а затем их суммируют. Силы сопротивления колонны для разных случаев рассмотрены М.М. Александровым.

Если Рн, Ри, Рт меньше собственного веса колонны на рассматриваемых участках, то при расчете по формуле (5.10) эта сумма принимается равной весу бурильной колонны.

Динамические напряжения. В процессе торможения бурильной колонны при спускоподъемных операциях возникают инерционные силы, связанные с изменением скорости движения колонны. Наибольшие напряжения а у устья скважины с учетом динамических напряжений можно оценить по формуле


(5.15)

где аст - статическое напряжение в подвешенной колонне, Па; Ду - ускоре-

2

ние движения колонны, м/с ; a - скорость звука в металле, м/с (для стали a = 5000); Qx - масса утяжеленных труб, кг; Q,^ - масса колонны бурильных труб, кг. В формуле (5.15) Qx < Q6.

Если колонна движется со скоростью v и конечным ускорением w, то после ее мгновенной остановки наибольшее напряжение можно оценить по формуле

, Ev , Ewl С — Сст +    +    ~,

a a

где l - длина колонны, м.

КРУЧЕНИЕ

Касательные напряжения в трубах действуют по всей длине бурильной колонны. Неравномерная подача энергии и неравномерное ее поглощение колонной приводит к изменению крутящего момента в процессе вращения, что, в свою очередь, влечет за собой ускорение и замедление вращения и, как следствие, возникновение колебаний колонны. На бурильную колонну передаются как постоянные, так и переменные моменты. Среднее значение крутящего момента

N + N + N

M — 9550 N ^ Nд .    (5.16)

n

Мощность (в кВт), расходуемая на холостое вращение стальных труб в вертикальной скважине,

N —13,5 -10-8 ld2ri’5D05 Y^,    (5.17)

где l - длина колонны, м; d - диаметр бурильных труб, м; n - частота вращения колонны, об/мин; D - диаметр скважины, м.

Мощность (в кВт), расходуемая на вращение колонны на изогнутом участке,

где R - радиус искривления, м; EI - жесткость сечения, Н-м2; G - модуль сдвига, Н/м2; Ip - полярный момент инерции, м4.

Мощность (в кВт), расходуемая на разрушение породы (формула предложена фирмой «Юз», США),

Nд — 5 -10-6 cnDд^13,    (5.19)

где c - коэффициент крепости пород (мягкие 7,8; средние 6,9; твердые 5,5); Dд - диаметр долота, мм; Q - осевая нагрузка на долото, кН.

Касательные напряжения (в Н/м2) в колонне

N + N + N

т —9550 N + ^и + Nд ,    (5.20)

где Wp - полярный момент сопротивления сечения трубы, м3.

Для ведущих труб касательные напряжения определяют в зависимости

от формы сечения труб. Для ведущих труб квадратного сечения наибольшие напряжения (в Па) действуют на наружной поверхности трубы в середине квадрата (формула Г.М. Саркисова и Ю.А. Амен-заде)

т    =    °,кр    (5.21)

1 - 0,71 -

где Мкр - крутящий момент, Н-м; г - радиус канала трубы, м; а - половина стороны квадрата, м.

Динамические нагрузки возникают при заклинивании долота и остановке конца бурильной колонны. Примерное значение динамического напряжения (в Н/м2) можно оценить по формуле

т = 1,2-107rod,    (5.22)

где ю - угловая скорость; d - диаметр трубы.

НАПРЯЖЕНИЯ ИЗГИБА

Изгибающие напряжения в бурильных трубах возникают и в вертикальной, и в наклонно направленной скважинах и связаны с вращением колонны, сжатием колонны усилием, превышающим критическое значение, а также с искривлением ствола скважины и искривлением бурильной колонны при бурении с плавучих средств, связанным с перемещением судна и др.

В зависимости от условий работы бурильная колонна может вращаться вокруг собственной оси или вокруг оси скважины. Характер вращения определяется затрачиваемой при этом энергией.

Изгибающие напряжения в вертикальной скважине рассчитывают из выражений:

переменные напряжения

аа =    n2EIf/2L2W;    (5.23)

постоянное напряжение аш =    n2EIf/L2W или аш    =2аа.    (5.24)

Изгибающие напряжения при вращении колонны на искривленных участках

аа =    EI/RW.    (5.25)

где R - радиус искривления; W - осевой момент сопротивления опасного сечения. Напряжения аа являются знакопеременными.

Если колонна не вращается, то изгибающие напряжения постоянны и рассчитываются по формуле

аи =    EI/RW.    (5.26)

Радиус искривления скважины

R =-.-1----(5.27)

yj2(1 - sin 51 sin52 cos р - cos51 cos 52) где 51, 52 - углы наклона соответственно в начальной и конечной точках 96

рассматриваемого участка длиной l; р - разность азимутальных углов в тех же точках.

НАПРЯЖЕНИЕ В ТРУБАХ, ПОДВЕШЕННЫХ В КЛИНОВОМ ЗАХВАТЕ

Осевую нагрузку О (вес колонны Ок, кН), при которой напряжения в теле трубы достигнут предела текучести, определяют из выражения

Ок = Ос = —ат F€3—,    (5.28)

1 +-^-

4l tg (а + ф)

где ат - предел текучести материала трубы, МПа; F - площадь сечения тела трубы, м2; с - коэффициент, учитывающий неравномерное распределение удельного давления по окружности трубы; - средний диаметр трубы, мм; l - длина соприкосновения клина с трубой, мм.

Коэффициент / х V3m-T

с = М ,    (5.29)

V 360 )

где р - угол охвата трубы плашками одного клина, градус; m - количество клиньев.

Таблица 5.1

Предельные нагрузки (в кН) для бурильных труб

Длина клина, мм

Группа прочности стали

Диаметр труб, мм

89

114

Толщина стенки, мм

7

9

11

7

8

9

10

11

300

Д

590

740

880

730

830

930

1020

1120

К

770

970

1160

960

1090

1220

1340

1470

Е

850

1070

1280

1060

1200

1340

1480

1610

л

1000

1260

1510

1250

1420

1590

1750

1910

М

1160

1460

1740

1440

1640

1830

2020

2200

400

Д

610

770

910

770

870

970

1070

1170

К

800

1010

1200

1010

1140

1280

1410

1530

Е

880

1110

1320

1110

1260

1400

1550

1690

л

1040

1310

1560

1310

1480

1660

1830

1990

М

1200

1510

1800

1510

1710

1910

2110

2300

Продолжение табл. 5.1

Длина клина, мм

Группа прочности стали

Диаметр труб, мм

127

140

Толщина стенки, мм

7

8

9

10

8

9

10

11

300

Д

800

910

1020

1120

990

1110

1220

1340

К

1060

1200

1340

1480

1300

1460

1610

1760

Е

1160

1320

1480

1630

1430

1600

1770

1930

л

1370

1560

1740

1920

1690

1890

2090

2290

М

1580

1800

2010

2220

1950

1180

2410

2640

400

Д

850

960

1070

1180

1050

1170

1290

1410

К

1110

1260

1410

1560

1380

1540

1700

1860

Е

1220

1390

1550

1710

1510

1690

1870

2040

л

1440

1640

1830

2020

1790

2000

2210

2410

М

1670

1890

2110

2330

2060

2310

2550

2780

43(1    13п.    (5.30)

JsR 2    '    '

В табл. 5.1 приведены предельные нагрузки для бурильной колонн, подвешенных в клиновом захвате. Расчеты выполнены для а = 9°7'45" (уклон 1:6), tg(a + ф) = 0,4 и c = 1. В зависимости от типа захвата изменяются значения c и l.

6 глава промывка скважин  »
Библиотека »

Аудиосказки зарубежных писателей на сайте Audioskazki

audioskazki.net