Материал: Спутник буровика

Таблица 5.23

ПРИВЕДЕННАЯ ПЛОТНОСТЬ АБТ С УЧЕТОМ МАССЫ ЗАМКА

Таблица 5.24

НА ПРОЧНОСТЬ

Колонну бурильных труб рассчитывают из условия приложе­ ния растягивающих нагрузок и вращающего момента (процесс бурения) и растягивающих нагрузок с учетом сил сопротивления, возникающих при подъеме (подъем долота). В любом сечении бурильной колонны должно соблюдаться условие

66

где ар, 4} — напряжения в теле трубы рассматриваемого сечения, возникающие под действием соответственно растягивающих на­ грузок и вращающего момента, МПа; А — коэффициент анизо­ тропии материала труб (для стали А = 4, для алюминиевых

фика — рис. 5.12); п — коэффициент запаса прочности (при буре­

условиях коэффициенты запаса прочности необходимо увеличить на 0,05).

Прочностные характеристики, МПа, материалов труб

Колонну рассчитывают методом снизу вверх. Исходя из кон­ кретных данных (интервал, диаметр и способ бурения) по име­ ющимся методикам выбирают тип забойного двигателя, диаметр

и длину У БТ, типоразмер бурильных труб. Приближенно опре­ деляют необходимое давление на выкиде бурового насоса в про­

цессе бурения Рбур- 1. Процесс бурения. Максимальные нагрузки на колонну

бурильных труб в процессе бурения возникают в момент резкой заклинки любого элемента компоновки в призабойной зоне, т. е. когда еще не успели остановить ротор. Длина I секции бурильных труб над УБТ в первом приближении не должна превышать

где Fi — площадь сечения тела трубы I секции, см2; М р — момент, развиваемый ротором при частоте вращения, обусловленной ГТН для данного интервала бурения, и принятом давлении в муфте привода ротора, Н-м (Mv выбирают по номограмме — рис. 5.13, при чисто турбинном способе бурения он численно равен тормоз­ ному моменту забойного двигателя, но в любом случае не должен превышать допустимого момента свинчивания замкового соеди­ нения выбранного типоразмера бурильных труб); D — наружный

наклона ствола скважины от забоя до верхнего конца УБТ, градус (при угле наклона до 15° можно принимать а г = 0); а j — средний угол наклона ствола скважины от УБТ до рассматрива­ емого сечения, градус (при угле наклона до 15° можно принимать a.j = 0); qi — масса 1 м бурильных труб I секции, кг/м.

Указанная формула предполагает, что момент, развиваемый ротором, полностью передается на забой. Фактически, в глубоких и наклонных скважинах на забой передается момент

Зависимость М х. х от глубины, пространственной траектории, конфигурации сечения ствола скважины, свойств промывочной жидкости и других факторов может быть непрямолинейной. При

68

подборе бурильных труб без учета потери мощности на холостое вращение (Мх. х = 0) коэффициент запаса прочности будет не­ сколько выше расчетной величины.

Вторую секцию рассчитывают аналогично по приведенной выше формуле только с уменьшением числителя на величину, равную массе труб I секции с учетом потери веса в промывочной жидкости и угла наклона. Величины, относящиеся к I секции, заменяют величинами, относящимися ко II секции. Расчет про­ водят до тех пор, пока сумма длин секций не превысит глубины скважины. После выбора компоновки уточняют общие потери давления в системе при промывке рраб.

II. Подъем инструмента. При подъеме инструмента без вра­ щения тангенциальные напряжения отсутствуют, поэтому расчет труб в любом i-м сечении можно проводить по формуле

■^стр I [-^стр] i/^»

где Р Стрь [P CTPL — фактические и допустимые растягивающие нагрузки на бурильные трубы в i-м сечении, Н.

Растягивающая нагрузка в верхнем сечении первой секции определяется в момент подъема ведущей трубы с работающими насосами по формуле

1,15 — коэффициент, учитывающий силы сопротивления движе­ нию вверх рассматриваемой секции бурильных труб (учитывает конфигурацию сечения ствола, силы инерции, свойства промывоч­ ной жидкости); AQ — дополнительная сила сопротивления, учи­ тывающая силы трения, Н; Api — потери давления промывочной жидкости при течении в I секции, расположенных ниже УБТ, забойном двигателе и долоте, а также в затрубном пространстве от забоя до устья, МПа; qi, lj — соответственно масса 1 м и длина I секции бурильных труб, определенная выше.

69

для криволинейного участка набор или спад кривизны,

всех расположенных ниже труб и забойного двигателя, кг; фк — суммарный угол охвата на криволинейном участке (пространствен­ ный угол искривления ствола скважины), радиан

фн = 57, 3-1 arccos (cos а г cos сс2 -j- slri sin а 2cos А0),

a i» а2 — начальный и конечный углы искривления траектории ствола скважины в зенитной плоскости на рассматриваемом криволинейном участке, градус; А0 — изменение азимутального угла искривления на криволинейном участке, градус.

Пространственный угол можно определить также по формулам А. Колесникова или А. Лубинского.

Так как скважина имеет ограниченную форму сечения, то при движении труб вверх они будут всегда касаться стенок скважины независимо от траектории ствола по образующей (внизу трубы, вверху или сбоку). Поэтому в формуле Александрова все слага­ емые должны иметь знак плюо независимо от характера кривизны (набор или спад).

Если при расчете окажется, что [Р стр IJ/^CTP i < я, то методом последовательного уменьшения длины 1г достигают равенства уравнения.

Аналогично определяем длину II секции, приняв первона­ чально за основу ее длину, определенную в разделе «Процесс буре­ ния». При определении дополнительных сил сопротивления в ин­ тервале секции II величина 10QHHW (Для секции II) должна быть увеличена на AQX. Аналогично для секции III — на AQX - f AQn .

Расчет ведут до тех пор, пока сумма длин секций не превысит глубину скважины. После расчета компоновки на страгивание бурильные трубы проверяют на циклические нагрузки в интер­ вале набора (спада) кривизны, т. е. проводят расчет на выносли­ вость.

РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ НА ВЫНОСЛИВОСТЬ

При роторном и турбинно-роторном способах проводки сква­ жины трубы, расположенные в интервалах интенсивного искрив­ ления траектории ствола, необходимо проверить на усталостную прочность (выносливость). Кроме того, даже в вертикальном участке ствола колонна бурильных труб при вращении подвержена воздействию циклических нагрузок.

70