Технология бурения нефтяных и газовых скважин

  Для наклонно направленной скважины любого профиля, в том числе когда зенитный угол больше 35°, крутящий момент Мтр можно приближенно вычислить с помощью формул (6.11), (6.13) и (6.14). Если в этих формулах положить / = 0, то полученные выражения будут представлять собой веса соответствующих участков колонны G,. Вычтя из осевых усилий при подъеме значения G,, получим силы трения при движении этих участков. Если теперь эти разности умножить на радиус вращения (бурильных труб), то получим моменты трения на вращение этих участков труб. И, наконец, просуммировав эти моменты по всем участкам, получим искомый момент трения на вращение всей бурильной колонны. Здесь сделано допущение, что коэффициенты трения при осевом движении и вращении одинаковы.

  Допускается также результирующее напряжение определять упрощенно по формуле

(42)

где коэффициент 1,04 учитывает касательные напряжения.

  При известных касательных напряжениях  вычисляются результирующие напряжения по (6.33), которые проверяются по условию (6.32). Однако более информативен фактический коэффициент запаса прочности К_зп, который показывает численное значение фактического уровня запаса прочности. Он определяется по формуле

(43)

  Найденный К_зп сравнивается с нормативным [К_зп], который принят: 1) при бурении на суше и на море со стационарных оснований с забойными двигателями — 1,40; роторным способом — 1,50; 2) при бурении с плавучих средств с забойными двигателями — 1,45; роторным способом — 1,55.

Если выполняется  условие

(44)

то предварительная  компоновка колонны для бурения с забойными двигателями остается без изменений. В противном случае участки колонны, не удовлетворяющие этому условию, заменяются на более прочные трубы и проверочный расчет повторяется.

  Крутящий  момент при роторном бурении определяется как сумма моментов на вращение долота М_А и вращение бурильной колонны Мф

М_кр = М_А + М^; (45)

М_А определяется через удельный момент М_УА и осевую нагрузку на долото G_A

М_А = М_УАС_А + М₀; (46)

где М₀ — момент на вращение ненагруженного долота. Приближенно

(47)

  Значение £>_д в (6.47) подставляется в метрах. Значения М_УА (в Н-м/кН) для двух- и трехшарошечных долот выбираются: для твердых пород 4 — 5; средней твердости 5 — 8; мягких 8 — 12; для одношарошечных 15 — 20; фрезерных 22 — 28; алмазных 18 - 22; лопастных 25 - 30.

  Величина  М_А (в Н-м) может быть приближенно найдена также по эмпирической формуле

(48)

где С — коэффициент, учитывающий прочность пород: для мягких пород он равен 7,8; средней твердости — 6,9; твердых — 5,5. Все единицы измерения подставляются в системе СИ.

  Величина  М^ может быть оценена как при бурении с забойными двигателями. То, что вес растянутой части колонны в процессе бурения становится на величину нагрузки на долото меньше в сравнении с весом ее при ненагруженном долоте, учитывать не следует; уменьшение Мщ, в растянутой части в значительной степени компенсируется увеличением его в сжатой части колонны.

  Вычисляются по (6.26) касательные напряжения и  к.з.п. по ним:

(49)

где т_г — предел текучести материала по касательным напряжениям.

При роторном бурении бурильная колонна рассчитывается также на выносливость. Это связано с тем, что колонна может подвергаться переменным или знакопеременным напряжениям,  обусловленным динамическими процессами, сопровождающими процесс бурения — с одной стороны и характером вращения и изгиба труб — с другой. Однако методик расчета труб на динамические нагрузки, обусловленные работой долота, пока нет. Но есть методика расчета труб на переменные и/или знакопеременные нагрузки, обусловленные поперечным и продольно-поперечным изгибом труб, при которых в трубах могут возникать поперечные ст"¹ и продольные <т~р знакопеременные напряжения. Так как знакопеременные напряжения могут возникать только при вращении труб вокруг их плоско- или спирально-изогнутой оси, то необходимо выяснить характер вращения и форму изгиба труб на различных участках ствола скважины. При этом руководствуются следующими положениями:

1. на искривленных участках ствола скважины наиболее вероятно вращение труб вокруг своей плоско- или спирально-изогнутой оси;
2. наиболее вероятный вид движения нижнего сжатого участка колонны — вращение вокруг своей плоско- или спирально-изогнутой оси;
3. спиральный изгиб сжатого участка труб возможен только при зенитных углах ниже предельного а < а„р.

  Растянутые  трубы на участках с а < оц, могут вращаться вокруг оси скважины. В этом случае знакопеременных напряжений не будет, а возникнут постоянные напряжения изгиба, значения которых определяются по (6.20). Длина стесненного полувитка при этом вычисляется по (6.21). При а > а_кр растянутые трубы могут вращаться только вокруг своей плоскоизогнутой оси, и центробежных сил при этом не будет. Напряжения могут возникать только на искривленных участках.

  Определяется  по (6.22) предельный зенитный угол а_ар. Если а > а_кр, то вычисляются:

  для искривленных интервалов (набора или  снижения зенитного угла) сГ¹ по (6.16);

для нижнего  сжатого участка труб а~_р по (6.20).

  При этом необходимо иметь в виду следующее. Если утяжеленный низ колонны выбран из условия создания всей нагрузки на долото G_A только его весом (с запасом по нагрузке), как это предписывается существующими РД, то СБТ на стыке с УБТ должны находиться в растянутом состоянии, а напряжения ст~_р  возникнут только в УБТ. СБТ будут подвергаться

продольно-поперечному  изгибу только в случае, если G_A будет частично создаваться весом СБТ (ввиду недостаточной длины УБТ) и не установлено на трубах необходимого числа опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) в соответствующих точках.

Определяется  к.з.п. по нормальным напряжениям:

  

  на  искривленных растянутых участках в верхнем сечении сжатого низа колонны 
 
 
 
 
 
 

  
 
 
 
 

где а^-1 — предел выносливости материала труб при симметрчном цикле; сг_р — напряжения растяжения; б = а~¹/о_в; а_в — предел прочности материала труб. Вычисляется результирующий к.з.

 

Полученное  значение Кре₃ сопоставляется с допускаемым, которое принимается равным 1,5.

Если результирующий к.з.п. на каком-либо участке колонны оказался меньше допускаемого, то соответствующие участки колонны заменяются более прочными трубами и проверочный расчет повторяется. По итогам расчета составляется окончательная компоновка бурильной колонны.

Определяются  места размещения в бурильной  колонне и число ОЦЭ. Расстояние /_оп между опорами находят из зависимости 
 

 
 

      (53)

 

где /_пв — длина полуволны вращающихся УБТ, она может быть найдена по (6.21); к_ов — коэффициент, зависящий от жесткости УБТ; для УБТ диаметром менее 159 мм принимают к_ов = 1,25, а для УБТ диаметром более 159 мм х_оп = 1,52.

  Для основной ступени УБТ расстояние /_оп определяют с учетом частоты вращения [2]. Число промежуточных опор Л7_оп определяется из соотношения т_оп — 1_ПЕ/1_оа. Для основной ступени УБТ число промежуточных опор должно быть не менее 2. 

 

 

 

8.1. ПРОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ  БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

1. В клиновых захватах

  Несомненные преимущества клиновых захватов перед  элеваторами — легкость управления и удобство работы — обусловили повсеместное и широкое их применение в практике бурения глубоких скважин. Однако они вызывают повышенное напряжение в теле трубы, что может привести к смятию, особенно при большом весе колонны. Поэтому обязательным при расчете колонны является проверочный расчет трубы на сопротивляемость смятию в клиновом захвате, при котором определяется коэффициент запаса прочности на смятие Км в клиновых захватах [2]:

где <т_т — предел текучести материала труб; S — площадь сечения труб по телу; C_M — коэффициент охвата трубы клиньями; F₀ — осевое усилие у устья; d_cp — средний диаметр трубы; фкл и у — угол уклона клина и угол трения; / — длина плашек клина.

В общем случае С вычисляют по формуле

где у_м — угол обхвата трубы плашками одного клина; яг — число клиньев.

  Для всех применяемых клиновых захватов С_ы > 0,7; а = = 9°27'15". Обычно принимается tg у = 0,22; tg (ср™ + у) = = 0,4. Фактический к.з.п. должен быть не ниже 1,10 для сталей с о_т < 638 МПа и 1,15 для о_т > 638 МПа.

2. На разрыв от  внутреннего избыточного  давления

  Внутреннее  избыточное давление в колонне р_ви может достигать больших величин (15 — 20 МПа и более) при глубоком бурении с гидравлическими забойными двигателями, восстановлении циркуляции (особенно при прихватах с потерей циркуляции), опрессовке пластов, выправлении профильных перекрывателей и т.д.

  Предельное  внутреннее избыточное давление р_ви, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести материала, можно приближенно найти, решая (6.9) относительно р_ви при а_окр = [о], где [а]  — допускаемое напряжение

для материала  труб, равное [а] = а_т/К^, ст_т — предел текучести материала труб; К^ — нормативный коэффициент запаса прочности труб на внутреннее давление, равный 1,15.

3. На наружное избыточное  давление

  Проверка  производится на расчетное избыточное наружное давление р_ии, которое ожидается при выполнении определенной технологической операции, например, испытании пласта в процессе бурения пластоиспытателем, спускаемым на бурильных трубах, спуске на бурильных трубах тяжелых секций обсадных колонн с обратным клапаном и т.д. Если предстоит выполнение нескольких видов работ, то расчет ведется по наибольшему р„_и. Основное уравнение прочности записывается в виде

где [р_ни]   — допускаемое избыточное наружное давление на трубы.

  Рассчитывается  величина ожидаемого р_ни по (6.10) и сопоставления с [р„_и]. Величину последнего можно найти через величину критического давления по формуле Саркисова — Еременко. Значительно проще воспользоваться табулированными значениями р_ни, которые приводятся в технических справочниках по трубам [4, 8].

9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРИЛЬНЫХ  ТРУБ

             Все трубы и соединительные элементы к ним перед вводом в эксплуатацию проходят подготовку на трубных базах.

6.9.1. ТРУБНЫЕ  БАЗЫ, ИХ ФУНКЦИИ И ОСНАЩЕНИЕ

             Современная трубная  база¹ является цехом заводского типа, выполняющим сложные функции и соответственно оснащенным разнообразным оборудованием и средствами контроля. Основными функциями трубной базы являются:

  1) получение от заводов-изготовителей  или снабженческих организаций  новых бурильных, утяжеленных  бурильных, ве-

  ¹ В современных буровых предприятиях функции трубной базы выполняет структурное подразделение, именуемое ПРЦТТ — прокатно-ремонтный цех труб и турбобуров, входящее в состав базы производственного обслуживания.

дущих, обсадных труб и всех узлов и деталей  для комплектации колонн;