Условия работы колонны бурильных труб. Схема расчета бурильной колонны при роторном бурении и при бурении забойными двигателями.

Бурильная колонна представляет собой вертикальный пу­стотелый вал с очень большим отношением длины к диаметру. При бурении, спускоподъемных и других операциях этот вал подвергается статическим и динамическим нагрузкам от растя­жения, сжатия, продольного и поперечного изгибов, кручения и внутреннего давления.

Характер нагрузок, действующих на бурильную колонну, не постоянен, а изменяется по всей длине. Если у забоя скважины действуют главным образом переменные нагрузки, то по мере приближения к устью скважины преобладают постоянные на­грузки. Отличительная особенность бурильной колонны — потеря в процессе работы устойчивости прямолинейной формы равновесия под действием продольных и поперечных сил и крутящего момента. Ось бурильной колонны в общем случае принимает форму пространственной спирально-изогнутой кривой перемен­ного шага, величина которого увеличивается в направлении от забоя к устью скважины. Для расчета бурильных труб на прочность необходимо опре­делить действующие усилия и напряжения в различных сече­ниях по длине бурильной колонны и установить, какие напря­жения опасны. При разработке новых конструкций бурильных труб и их элементов производятся расчеты на статическую прочность, вы­носливость, изучаются явления усталости. В производственных условиях, для того чтобы правильно подобрать элементы бу­рильной колонны, достаточно проверить ее на статическую прочность. Однако надо иметь в виду, что масса бурильной колонны, вращающий момент, центробежные силы и перепад давления в отверстиях долота неизбежно создают в дополнение к статическим динамические нагрузки в результате возникаю­щих в процессе бурения осевых и поперечных колебаний ко­лонны. Для гашения этих колебаний целесообразно применять амортизирующие устройства, устанавливаемые над долотом. Разработаны и успешно проходят промыс­ловые испытания наддолотные амортизаторы. Принцип дей­ствия амортизаторов основан на гашении возникающих коле­баний эластичными элементами, которыми снабжен этот за­бойный механизм. Условия работы бурильных труб при роторном бурении. При роторном бурении на бурильную колонну действуют следующие основные усилия:

1) осевое усилие растяжения от собственного веса колонны (наибольшие растягивающие усилия проявляются у устья сква­жины);

2) осевое усилие сжатия, создаваемое частью веса колонны и действующее в ее нижней части;

3) изгибающий момент, возникающий в результате дей­ствия центробежных сил в процессе вращения колонны;

4) крутящий момент, необходимый для вращения колонны. Схема расчета бурильной колонны на статическую проч­ность при роторном бурении сводится к следующему.

1. Определяют необходимую длину нижней части колонны бурильных труб, состоящей из УБТ,

где Рд— осевая нагрузка на долото; q₀ — вес 1 м труб нижней части колонны; у_ж, у — плотность бурового раствора и мате­риала нижней части колонны.  

2. Проверяют верхнюю часть колонны бу­рильных труб на статическую прочность. Здесь действуют наибольшие усилия растя­жения Q, крутящий момент М_кр и внутреннее давление р. Условия прочности для труб, рас­положенных в верхней части колонны, опре­деляют из выражения

                     

где σ₁— полное нормальное напряжение рас­тяжения; τ_к — напряжение кручения; [σ] — допускаемое напряжение растяжения мате­риала труб. Для элементов бурильной колон­ны может быть принято допускаемое напря­жение растяжения или сжатия:

                                       

где К — коэффициент запаса прочности. Ко­эффициент запаса прочности принимается 1,4; для осложненных условий бурения — до 1,5 без учета потерь некоторой величины массы в жидкости; σ_т — предел текучести.

3. Если бурильную колонну применяют без утяжеленных бурильных труб или длина их недостаточная, проверяют на ста­тическую прочность нижнюю ее часть. Условия прочности для труб, расположенных в нижней части колонны, опре­деляют из выражения, но в этом случае σ₁ — полное нормальное напряжение сжатия с учетом изгиба, т. е.

Рассмотрим, как находят элементы, входящие в выражение. Нормальное напряжение растяжения σ_Р (для верхней части колонны — сечения т — т 01 = 02) рассчитывают по фор­муле

где F — площадь рассматриваемого поперечного сечения трубы или замка.

Наибольшее усилие напряжения при подъеме с затяжками

где q — вес 1 м труб с замками и высаженной частью; L₁ — длина бурильной колонны; q — вес 1 м утяжеленных бурильных труб; L₂ — длина утяжеленных бурильных труб; Q₁ — вес долота и других элементов колонны;  Q₂— усилие затяжки инструмента при подъеме (обычно до 50—100 кН); d_в—внутренний диаметр бурильных труб; р — давление, развиваемое буровыми насосами, которое может возникнуть в момент восстановления циркуляции, при прихвате бурильной колонны, принимается наибольшее; уж, у — удельный вес жидкости и материала бурильных труб.

Для практических расчетов при определении σ_р пользуются выражением

 

Если бурят без УБТ, под L₁ понимается длина колонны бурильных труб без ее нижней сжатой части, т. е.

где L — длина всей бурильной колонны; z—длина ее нижней, сжатой части.

Величину z находят из выражения

где Рд — осевая нагрузка на долото; q— вес 1 м бурильных труб.

Если при бурении применяют УБТ, под L₁ в понимается вся длина колонны бурильных труб (от устья до места соединения с УБТ). Напряжение кручения тк определяют по формуле

 

где М_кр—наибольший крутящий момент; W_Kp — полярный момент сопротивления труб (гладкой части).

где N— мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны; п — частота вращения бурильной колонны; К_д — коэффициент динамичности, равный 1,5—2.

 

где d,d_B—соответственно наружный и внутренний диаметры бурильных труб.

Мощность N, затрачиваемая на вращение бурильной ко­лонны, складывается из мощности, потребной для преодоления сопротивлений при работе долота N_a, и мощности, затрачивае­мой на холостое вращение бурильной колонны N_x. _B. Величины N_a и N_x. _B зависят от большого количества факторов и могут быть вычислены по довольно приближенным и сложным эм­пирическим формулам. Для практических расчетов бурильной колонны за величину N следует принимать мощность, переда­ваемую ротору для вращения бурильной колонны.

Нормальное напряжение сжатия σ_сж нахо­дят из выражения

Исследованиями А. Е. Сарояна установлено, что при ротор­ном бурении наиболее часто трубы разрушаются в резьбовом соединении, поэтому следует определять изгибающее напряже­ние для резьбового соединения:

где I — экваториальный момент инерции площади поперечного сечения тела трубы,

f — возможная стрела прогиба, см,

 

где Dдол — диаметр долота; Dзам — наружный диаметр замка; f—длина полуволны, возникающей в нижней части колонны бурильных труб от совместного действия центробежных сил и нагрузки на долото, вычисляется по формуле Г. М. Саркисова:

Z₁ — координата того места колонны, где определяется длина полуволны. Для растянутой части z положительно, для сжа­той— отрицательно; q — вес 1 см трубы; W_Kp — экваториаль­ный момент сопротивления высаженного конца трубы,

где d_{н. в. к}, d_B. _в. _к — соответственно наружный и внутренний ди­аметры высаженного конца трубы. Условия работы бурильных труб при бурении гидравличе­скими забойными двигателями. При бурении гидравлическими забойными двигателями бурильная колонна неподвижна. По ней к двигателю и долоту поступает буровой раствор, воспри­нимающий во время работы турбобура (в случае бурения турбинным способом) его реактивный момент. Так как буриль­ная колонна неподвижна и всегда, даже при небольшом ис­кривлении ствола, лежит на стенке скважины, то реактивный момент воспринимается только нижней частью бурильной ко­лонны и затухает по мере удаления кверху от турбобура вслед­ствие трения колонны о стенки скважины. Таким образом, при бурении гидравлическими забойными двигателями частота вра­щения колонны бурильных труб равна нулю, и ее можно счи­тать практически разгруженной от действия вращающих мо­ментов. Расчет бурильных труб при бурении гидравлическими за­бойными двигателями (этот же расчет следует применять и при бурении электробурами) сводится к определению допустимой длины колонны с учетом веса двигателя, утяжеленных буриль­ных труб и давления бурового раствора:

где Lобщ — допустимая длина бурильной колонны; Q_доп — Допу­стимая растягивающая нагрузка для тела бурильной трубы; Qг.д — вес гидравлического забойного двигателя; Q_T.„ — вес утяжеленных бурильных труб; р_ж и р — плотность бурового ра­створа и материала бурильной трубы; р — перепад давления в гидравлическом забойном двигателе и долоте; F — площадь сечения проходного канала бурильной трубы; q — вес 1 м бу­рильной трубы с учетом веса замка и высаженных концов; L₂ —длина утяжеленных бурильных труб.

Допускаемая растягивающая нагрузка на тело трубы равна

где σ_т —предел текучести при растяжении для данной марки стали; F₁ — площадь сечения бурильной трубы; п — коэффици­ент запаса прочности.

Для бурения гидравлическими забойными двигателями в неосложненных условиях с применением нормальных буровых растворов (без добавления утяжелителей) п=1,3. Для колонн, работающих в осложненных условиях (обвалообразование, ка­верны, утяжеленные буровые растворы), а также для наклон­но-направленных скважин n=1,4. Коэффициент запаса проч­ности п принят по отношению к пределу текучести материала труб без учета потери веса колонны в жидкости.

Если бурильная колонна составлена из труб одного раз­мера, но с разными толщинами стенок или механическими свойствами, длину нижней части колонны можно определить по формуле. Длина верхней части колонны

где Q’доп — допускаемая растягивающая нагрузка для тела бу­рильной трубы верхней секции; q— вес 1 м бурильной трубы верхней секции с учетом веса замка и высаженных концов Общая длина колонны

Если бурильная колонна составлена из труб различных диа­метров и с неодинаковыми механическими свойствами, длину нижней части колонны L_t следует определять по формуле

Длина L₂ верхней части колонны будет

где F_K — разность площадей проходных сечений верхней и ниж­ней секции. Общую длину колонны получают от сложения L₁и L₂.