Основная задача при проектировании бурильной колонны – обоснование расчетным путем наиболее рациональной ее конструкции, соответствующей условиям ее нагружения при бурении скважины и, следовательно, в данных условиях в большей мере отвечающей требованию равнопрочности и наибольшей экономичности.
Бурильную колонну рассчитывают в соответствии с инструкцией по расчету, исходя из размеров и характеристик бурильных труб по ГОСТ 631–75 и техническим условиям.
На основе расчетов разрабатывают бурильную
колонну одной из следующих конструкций: односекционную, одноступенчатую
многосекционную, многоступенчатую (комбинированную).
Односекционная
колонна включает бурильные трубы с одинаковыми
номинальными (наружными) диаметрами, одинаковой толщиной стенок и одной группы
прочности стали. Такую колонну применяют в скважинах сравнительно малой
глубины.
Одноступенчатая
многосекционная колонна при неизменном номинальном диаметре
включает в себя секции из труб с разными показателями прочности (за счет
варьирования материалом или толщиной стенки). Каждая секция комплектуется из
труб с одинаковой толщиной стенки и одной группы прочности.
Многосекционные
колонны могут включать секции легкосплавных и стальных
труб.
Многоступенчатая
(комбинированная) бурильная колонна состоит из секций,
которые отличаются не только толщиной стенки и характеристиками материала, но и
номинальным диаметром. Многоступенчатую колонну обычно применяют при бурении
глубоких и сверхглубоких скважин, верхние секции тогда комплектуют из бурильных
труб большего номинального диаметра, чем нижние.
В некоторых случаях, когда номенклатура
бурильных труб ограничена, можно выполнять проверочный расчет, позволяющий
выяснить, пригодны ли имеющиеся трубы для комплектования бурильной колонны.
В расчете бурильной колонны, как и при проектировании
любой конструкции, используют: расчетные нагрузки, действующие на бурильную
колонну, с учетом их характера; показатели механической прочности бурильных
труб и их соединительных элементов, т.е. предельные нагрузки, которые бурильные
трубы и их соединения могут выдерживать без появления пластических деформаций и
без нарушения целостности; принятые коэффициенты запаса прочности.
Показатели прочности бурильных труб
рассчитаны на основании их геометрических размеров и показателей прочности
материала по ГОСТ 631–75 и техническим
условиям и приведены в соответствующих справочных таблицах.
Рекомендуемые коэффициенты запаса
прочности разработаны на основе обобщения опыта использования бурильных колонн
в различных условиях (в скобках приведены величины для осложненных условий).
Рекомендуемые коэффициенты запаса
прочности при расчете колонны на растяжение
Способ бурения |
С забойным двигателем |
Роторный |
Скважина: |
|
|
вертикальная |
1,30(1,35) |
1,40(1.45) |
наклонно направленная |
1,35(1,40) |
1,45(1,50) |
Рекомендуемые коэффициенты запаса
прочности при различных видах нагружения
Знакопеременное нагружение (расчет на
усталостную прочность) |
1,5 |
Внутреннее или наружное избыточное
давление |
1,15 |
Совместное действие напряжений
растяжения и изгиба (применительно к условиям морского бурения): |
|
при турбинном бурении. |
1,35 |
при роторном бурении |
1,45 |
Работа стальных труб в клиновом захвате: |
|
при sт < 650 МПа |
1,1 |
при sт ³ 650 МПа |
1,15 |
Расчет и разработка конструкции бурильной
колонны начинается с выбора диаметра бурильных труб и УБТ и обоснования
комплектации КНБК. Этот этап проектирования обязателен для любого способа
бурения.
Диаметр бурильных труб и УБТ выбирают на
основе рекомендуемых соотношений размеров долот, бурильных труб и УБТ с учетом
диаметра обсадной колонны, под которую ведется бурение, а также норм по
соблюдению диаметров в сочетании УБТ–БТ и турбобур–БТ. По инструкции требуется,
чтобы жесткость наддолотного участка УБТ была не ниже жесткости обсадной колонны,
которую затем предстоит спустить в проходимый интервал. В этом случае
обеспечивается надлежащая обработка ствола и подготовка к спуску обсадной
колонны.
При выборе УБТ следуют некоторым общим
рекомендациям:
чтобы избежать опасной концентрации
напряжений в месте соединения БТ с УБТ, отношение наружных диаметров бурильных
труб и УБТ должно быть не менее 0,75; при
меньшей величине соотношения над КНБК включают одну или несколько секций УБТ
меньшего диаметра:
отношение диаметра УБТ к диаметру долота
должно быть равным 0,75–0,85 для долот с D <
295,3 мм и 0,65–0,75 для
долот с D ³ 295,3
мм;
при комплектовании УБТ в сочетании с
забойным двигателем диаметр УБТ нижней секции не должен превышать диаметра
забойного двигателя.
Разработка КНБК сводится к определению длины
УБТ, достаточной для создания необходимой нагрузки на долото, и к обоснованию
конструкции КНБК, позволяющей соблюдать заданную траекторию скважины. Вопрос
проектирования КНБК для бурения наклонно направленной скважины рассмотрен в
разделе 8. После разработки КНБК
приступают к выбору бурильных труб для комплектования секций и расчету длин
секций.
Для бурения с забойным двигателем бурильную колонну рассчитывают исходя из следующих принципиальных положений:
- в вертикальной скважине за расчетное принимают подвешенное состояние колонны с работающим забойным двигателем (наличие циркуляции бурового раствора):
- колонну рассчитывают на статическую нагрузку от продольного усилия растяжения, возникающего от суммарного действия веса турбобура и элементов бурильной колонны, расположенных ниже рассматриваемого сечения, и перепада давления в турбобуре и долоте;
- в искривленной скважине принимают схему нагружения от натяжения бурильной колонны при ее перемещении вверх с учетом дополнительных нагрузок от изгиба в искривленном стволе и действия сил трения: секции труб рассчитывают, начиная с нижней. Нижнюю секцию, наиболее сильно подверженную действию переменных нагрузок, как при бурении с забойными двигателями, так и для роторного способа рекомендуется комплектовать из труб группы прочности Д с наибольшей толщиной стенки вследствие того, что они лучше приспособлены к указанным условиям. Длину нижней секции рекомендуется принимать в диапазоне 250–300 м.
По расчету бурильной колонны для наклонно
направленной скважины приняты две схемы: с учетом искривления скважины и без
учета ее искривления.
После выполнения расчетов по обеим схемам
принимают результаты по той из них, по которой колонна оказалась более
нагруженной.
При интенсивности набора зенитного угла не
более 0,5° на 10 м допускается расчет колонны без учета влияния искривления.
Как было указано выше, за расчетную
принимается статическая продольная нагрузка растяжения. В вертикально подвешенной
колонне ее определяют по формуле
Qр
= (Gт
+ q0l0+
q1l1 + q2l2 +
...) (1- rж/rст)
g + (рд + рт)Fт (3.2)
где Qр –
растягивающая нагрузка, Н; Gт, – масса турбобура, кг; q0 – масса 1
м УБТ, кг/м; l0 – длина УБТ, м; q1 q2 ... – масса 1
м бурильных труб соответственно первой секции, второй и т.д., кг/м; l1, l2
– длина первой
секции, второй и ò.ä., м; рд,
рт - потери давления в долоте и турбобуре, Па; Fт
- площадь, поперечного сечения проходного канала верхнего переводника турбобура
(можно принять площадь сечения проходного канала бурильной трубы первой
секции), м2.
Рис. 3.4. Эпюры нагружения бурильной колонны
Продольная нагрузка растяжения возрастает
от забоя к поверхности, как показано на эпюре (рис. 3.4, а), достигая максимума у устья скважины. В связи с этим по
мере приближения к устью секции приходится комплектовать из более прочных труб.
Длину каждой секции (кроме первой) рассчитывают
на основе условия, что в самом верхнем сечении этой секции нагрузка растяжения
не должна превосходить допустимого значения. Допустимую нагрузку определяют по
отношению Одоп = Ощ/^мп- где 0„р – предельная нагрузка, соответствующая пределу
текучести в теле трубы; *^ – коэффициент
запаса.
Расчетная формула для определения длины
1-й секции имеет следующий вид:
(3.3)
где *, –
масса 1 м труб 1-й секции.
Длину последней (самой верхней) секции
корректируют по формуле
1, =
Н - (1, + 1, + Л + ^ + ... + ^-,). (3.4)
где Н –
глубина скважины, м: 1, – длина
турбобура, м.
Дополнительную нагрузку от изгиба на
участке искривления скважины определяют по напряжению
sизг = EI/RWх, (3.5)
где R –
радиус кривизны рассматриваемого искривленного участка скважины, м; Wх – осевой момент сопротивления сечения
трубы, м3.
Для расчета дополнительной нагрузки от
трения между бурильной колонной и стенками скважины в искривленном стволе нужно
воспользоваться формулами, приведенными в инструкции по расчету бурильной
колонны.
В роторном бурении бурильная колонна
находится в более тяжелых условиях, чем при работе с забойным двигателем.
Колонна подвергается совместному воздействию продольной нагрузки растяжения
(см. рис. 3.4, а) и крутящего момента
(рис. 3.4, б), которые возрастают по мере
удаления от забоя: при этом повышается роль динамических и переменных нагрузок.
Бурильную колонну рассчитывают на статическое
нагружение от совместного действия нормальных о и касательных т напряжений.
Нормальное напряжение в колонне
рассчитывают в зависимости от веса части колонны ниже рассматриваемого сечения
с учетом действия перепада давления по формуле
s = Qp/F = (3.6)
где F ,
F
–
площадь поперечного сечения тела трубы 1-й секции и проходного канала трубы 1-й
секции, м2.
Для определения касательного напряжения
рассчитывают: 1) мощность на долоте (в
Вт)
Nд
= 0,1 c
n
(3.7)
где с –
коэффициент, зависящий от твердости горных пород (для мягких он равен 6,2, средней твердости – 5,5, твердых – 4.4); n –
частота вращения, мин-1; Dд – диаметр
долота, м; Рд – нагрузка на долото, кН:
2)
мощность на холостое вращение бурильной колонны (в Вт) (или нижней ее части до
рассматриваемого сечения)
Nхв = 13,5.
**-*^ + 1^ + 1^ + ...)*^*^*„ (3.8)
где рж –
плотность бурового раствора, кг/м^;
3)
крутящий момент (в Н-м)
Мкр = (Nд + Nхв)/w,
где w – угловая скорость, w= pn/30.
Касательное напряжение
t = *^/Wр,
где Wр –
полярный момент сопротивления, м^; он равен удвоенному осевому моменту
сопротивления.
Результирующее напряжение от совместного
действия растяжения и кручения в соответствии с 4-й (энергетической) теорией
прочности рассчитывают по формуле
så = s + 3t.
Полученное результирующее напряжение
сопоставляют с допустимой величиной sдоп = sт/kзап,
где sт
- предел текучести материала рассчитываемой секции труб.
Для упрощения расчетов допускается определение
результирующего напряжения по нормальному så= k s, где k =
1,04 в случае вертикальной скважины и k = 1,08 – наклонно направленной.
Введение коэффициента k
позволяет рассчитать длину секций по тем же формулам, что приводились для
бурения с забойным двигателем, только допустимую нагрузку вычисляют с учетом
коэффициента k:
Qдоп = Qпр/ k. (3.9)
Рассчитывая колонну для наклонно
направленной скважины, принимают во внимание ее нагружение в состоянии
перемещения вверх с учетом натяжения, изгиба и кручения и суммарное напряжение
определяют по формуле
så == 1,08s + sизг (3.10)
Так как при роторном бурении на надежность
колонны влияют переменные нагрузки, требуется проверять на усталостную
прочность трубы нижней части секции, а при необходимости и трубы на стыках
секций. Проверка на усталостную прочность сводится к определению коэффициента
запаса прочности и сравнению его расчетной величины с рекомендуемой. Коэффициент
запаса прочности вычисляют по формуле
n
= ( )/( )
(3.11)
где *_* –
предел усталостной прочности на изгиб при симметричном цикле; sm – предел прочности на
растяжение; s
– нормальное напряжение растяжения; о, и sm,– переменная и
постоянная составляющие напряжения при изгибе трубы, sm =
p2EIf/L2W; f –
стрела прогиба трубы в скважине; L – длина полуволны изогнутой оси трубы; sа = 0,5sm.
Если значение n оказывается ниже рекомендуемой величины,
то необходимо подобрать трубы с большей толщиной стенки или принять тип соединения
с замками большего наружного диаметра.