Расчет бурильной колонны

 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

 

 

Q_р = (G_т + q₀l₀+ q₁l₁ + q₂l₂ + ...) (1- r_ж/r_ст) g + (р_д + р_т)F_т      (3.2)

где Q_р – растягивающая нагрузка, Н; G_т, – 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; р_д, р_т - потери давления в долоте и турбобуре, Па; F_т - 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

s_изг = EI/RW_х,    (3.5)

где R – радиус кривизны рассматриваемого искривленного участка скважины, м; W_х – 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 = Q_p/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)

N_д = 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)

N_хв = 13,5. **-*^ + 1^ + 1^ + ...)*^*^*„ (3.8)

где рж – плотность бурового раствора, кг/м^;

3) крутящий момент (в Н-м)

М_кр = (N_д + N_хв)/w,

где w – угловая скорость, w= pn/30.

Касательное напряжение

t = *^/W_р,

где W_р – 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

 s_å =   s + 3t.

Полученное результирующее напряжение сопоставляют с допустимой величиной s_доп = s_т/k_зап, где s_т - предел текучести материала рассчитываемой секции труб.

Для упрощения расчетов допускается определение результирующего напряжения по нормальному s_å= 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:

Q_доп = Q_пр/ 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

s_å == 1,08s + s_изг             (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; s_m  – предел прочности на растяжение; s  – нормальное напряжение растяжения; о, и s_m,– переменная и постоянная составляющие напряжения при изгибе трубы, s_m = p²EIf/L²W;         f – стрела прогиба трубы в скважине; L – длина полуволны изогнутой оси трубы; s_а = 0,5s_m.

Если значение n оказывается ниже рекомендуемой величины, то необходимо подобрать трубы с большей толщиной стенки или принять тип соединения с замками большего наружного диаметра.