5 глава работа бурильной колонны

5

ГЛАВА РАБОТА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Бурильная колонна представляет спущенную в скважину сборку из бурильных труб, предназначенную для подачи гидравлической и механической энергии к долоту, создания осевой нагрузки на долото, а также для управления траекторией бурящейся скважины.

Являясь совместно с долотом и забойным двигателем буровым инструментом, бурильная колонна выполняет следующие функции: передает вращение от ротора к долоту; воспринимает от забойных двигателей реактивные моменты; подает к забою промывочный агент; подводит гидравлическую мощность к долоту и погружному гидравлическому двигателю; вдавливает долото в горные породы на забое, действуя своей силой тяжести; обеспечивает замену долота и погружного двигателя посредством транспортирования их к забою или на дневную поверхность; позволяет вести аварийные и другие специальные работы в стволе скважины.

Бурильная колонна (рис. 5.1) включает следующие элементы: бурильные трубы; утяжеленные бурильные трубы; ведущую (рабочую) бурильную трубу; переводники; отклонитель; центраторы, протекторы и другую оснастку.

Ведущая труба 2 соединена верхним концом с вертлюгом при помощи переводника ствола вертлюга и верхнего переводника ведущей трубы 1, а нижним концом - с колонной бурильных труб, спущенных в скважину, при помощи нижнего 3 и предохранительного 4 переводников ведущей трубы. Ведущая труба вращается ротором и через бурильную колонну передает вращение долоту при роторном бурении, а при турбинном - не позволяет при замкнутом столе ротора вращаться бурильной колонне в противоположном направлении под действием реактивного момента погружного двигателя.

Бурильные трубы соединены друг с другом при помощи замков, которые состоят из муфты 5 и ниппеля 6, или муфты.

Нижняя часть бурильной колонны составлена из УБТ 10, которые со-

Рис. 5.1. Конструкция бурильной колонны:

1 - верхний переводник ведущей трубы; 2 - ведущая труба;

3 - нижний переводник ведущей трубы; 4 - предохранительный переводник ведущей трубы; 5 - муфта замка; 6 -ниппель замка; 7 - бурильные трубы; 8 - протектор; 9 -переводник переходной на УБТ; 10 - УБТ; 11 - центратор; 12 - наддолотный центратор-калибратор

единены друг с другом при помощи замковых резьб, нарезанных в виде ниппеля с одной стороны и в виде муфты - с другой. Посредством переводника нижний конец УБТ соединяется либо непосредственно с долотом, либо с погружным двигателем.

5.1. ФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Все элементы бурильной колонны постоянно находятся под действием различных по характеру сил:

осевой растягивающей нагрузки от собственного веса и перепада давления на долоте и в забойном двигателе;

осевой сжимающей нагрузки от собственного веса;

усилия, создающего изгибающий момент при вращении колонны;

усилия, создающего крутящийся момент, необходимый для вращения долота в процессе бурения;

усилия реактивного момента забойного двигателя;

силы от действия гидравлического давления бурового раствора в осевом и радиальном направлениях;

сил трения о стенки скважины и обсадной колонны;

осевых нагрузок, возникающих при затяжках и посадках бурильной колонны;

инерционных сил при спускоподъемных операциях; изгибающих усилий в интервалах искривления ствола скважины; изгибающих усилий при морском бурении из-за перемещений бурового судна;

усилий от продольных, поперечных и крутильных колебаний из-за неуравновешенности вращающейся бурильной колонны, неустойчивости работы забойного двигателя и неоднородности разбуриваемых пород.

Характер действующих на бурильную колонну сил переменный как по длине, так и во времени. Поэтому практически задачи о напряжениях целесообразно решать лишь для предельных, наиболее опасных случаев с целью выработки конкретных рекомендаций об ограничивающих критических параметрах процессов, гарантирующих безаварийную длительную работу качественной бурильной колонны.

Особенностью работы бурильной колонны является то, что она подобно длинному тонкому стержню, подверженному воздействию продольных, поперечных сил и крутящего момента, теряет устойчивость прямолинейной формы равновесия.

Каждая из упомянутых выше сил вследствие значительной длины колонны способна вызвать потерю ее устойчивости. В результате нарушается прямолинейная форма равновесия, и устойчивой становится изогнутая форма равновесия бурильной колонны. Центробежные силы вызывают изгиб колонны в форме плоской волнообразной кривой, а крутящий момент придает бурильной колонне форму пространственной спирали. Так, что ось бурильной колонны принимает форму пространственной спирали - изогнутой кривой переменного шага, значение которого возрастает в направлении от забоя к устью скважины.

Действующие на колонну растягивающие осевые силы увеличивают длину полуволны и шаг спирали. Сжимающие осевые силы, наоборот, уменьшают длину полуволны и шаг спирали. Шаг спирали обычно существенно больше длины полуволны, так как крутящий момент незначительно влияет на форму искривления.

Потеря прямолинейной формы равновесия бурильной колонны может привести к значительным ее деформациям, но в условиях скважины значение деформации ограничено стенками скважины, что позволяет вести бурение при искривленной форме равновесия бурильной колонны.

Промысловые материалы убеждают, что соприкосновение изогнутой бурильной колонны со стенками скважины при вращении происходит, как правило, в местах установки замков. Такая форма изгиба объясняется тем, что жесткость замков в несколько раз больше жесткости бурильных труб, и это в значительной степени предопределяет положение мест перегиба оси изогнутой бурильной колонны. Бурильные замки и трубы, соприкасаясь со стенками скважины или обсадной колонны, истираются. В практике бурения отмечается как равномерный, так и односторонний износ замков и труб по наружной поверхности, что может быть объяснено характером вращения колонны в скважине. При вращении изогнутой колонны вокруг оси скважины происходит преимущественно односторонний износ замков и труб. Изгиб колонны в этом случае может быть следствием осевых сжимающих усилий, центробежных сил или крутящего момента. Равномерный износ поверхности замка или трубы происходит при вращении бурильной колонны вокруг собственной оси. Такое вращение возможно при значительном трении колонны о стенку скважины, когда вращение вокруг оси скважины полностью прекращается, а возможность вращения вокруг собственной оси сохраняется.

Вращение изогнутой под действием центробежных сил бурильной колонны вокруг оси скважины не должно приводить к изменению знака напряжения (рис. 5.2). Полуволна abc после поворота колонны на 180° заняла положение ab'c без изменения знака кривизны, а следовательно, и напряжения. Однако такое представление идеализировано. На самом деле при числах оборотов, близких к критическим, которые зависят от длины колонны и формы равновесия, при вращении колонны будут наблюдаться удары труб о стенки скважины с возможным изменением знака их кривизны. По этой же причине могут возникнуть и дополнительные воздейст-

Рис. 5.2. Схема действия на бурильную колонну центробежных сил и крутящего момента

вия на колонну различных импульсов продольных и поперечных колебаний.

Возникновению переменных напряжений в бурильной колонне способствует эксцентричное расположение труб в скважине, так как в этом случае при вращении колонны значение прогиба f полуволны, возникшей под действием центробежных сил, изменяется от f_max до f_min (см. рис. 5.2). При этом варьируют значения изгибающих напряжений за время одного оборота, что сопровождается ударами труб о стенку скважины с возможным изменением знака их кривизны. Аналогичные явления будут происходить, если в колонне имеется кривой элемент или резьбы труб несоосны. При значительном трении труб о стенки скважины может происходить их качение по стенке, сопровождающееся знакопеременным изгибом.

Если бурильная колонна вращается вокруг собственной оси, то имеют место знакопеременные изгибающие напряжения.

Реальная форма изгиба бурильной колонны достаточно сложная и изменяется для различных ее участков в зависимости от скорости вращения, действующих сил, расположения в скважине и т.д. Очевидно, что форма изгиба будет та, которая требует наименьшей затраты энергии.

При определенных условиях, когда частота собственных колебаний бурильной колонны совпадает с частотой колебаний возмущающих сил, зависящих от типа долота, скорости его вращения, осевой нагрузки, пульсации потока бурового промывочного раствора и других факторов, может возникнуть явление резонанса.

Использование в нижней части колонны УБТ разгружает ее от осевых сжимающих сил, однако это не исключает наибольшего изгиба бурильной колонны выше УБТ.

Характер нагрузок на бурильную колонну изменяется по глубине: вблизи устья действуют главным образом постоянные, а в призабойной зоне преобладают переменные нагрузки. Они зависят также от способа бурения: при турбинном бурении вследствие неподвижности бурильной колонны отсутствуют переменные напряжения изгиба, которые обычно являются причиной усталостных поломок труб и замков в роторном бурении, а при роторном бурении с увеличением глубины скважины возрастают потери мощности на холостое вращение и крутящий момент, необходимый для вращения колонны. С ростом длины колонны возрастает ее инерционность. Сопротивление разрушаемой на забое породы долоту может преодолеваться не только крутящим моментом от ротора, но и благодаря кинетической энергии самой бурильной колонны. При внезапной остановке долота кинетическая энергия колонны переходит в потенциальную энергию закрученной пружины, что может вызвать значительное увеличение касательных напряжений, особенно в нижних трубах колонны. Когда же совместным действием ротора и пружины-колонны преодолевается заклинивание долота, то происходит обратный процесс перехода потенциальной энергии в кинетическую, что может вызвать в бурильной колонне колебательные явления. Инерционный эффект вала турбобура в турбинном бурении незначительный, так что бурильная колонна находится в более благоприятных рабочих условиях. Это отражает и статистика бурения скважин: при роторном бурении замки, бурильные трубы и обсадные колонны изнашиваются в значительно большей степени, чем при турбинном.

5.2. УСТОЙЧИВОСТЬ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Подверженная воздействию различных усилий бурильная колонна в процессе работы теряет устойчивость прямолинейной формы равновесия. Неустойчивой называется такая форма равновесия, когда при малом отклонении от положения равновесия, система, представленная самой себе, не возвращается в исходное положение силами упругости.

Потеря устойчивости наступает тогда, когда нагрузки, действующие на колонну, достигают критических значений. Для определения критической нагрузки достаточно найти нагрузку, при которой система не возвращается в исходное положение при сколько угодно малом, но конечном отклонении от этого положения.

Если на систему действует нагрузка, превышающая критическую, то возникают значительные деформации и в ряде случаев система переходит из исходной формы равновесия в новую изогнутую форму устойчивого равновесия, соответствующую минимуму потенциальной энергии системы. Если отклонить систему от положения устойчивого равновесия, то для поддержания ее потребуется дополнительная энергия.

Для определения значения критических нагрузок упругих систем, материал которых следует закону Гука, существует ряд методов, из которых наибольшее распространение получили два: метод интегрирования дифференциальных уравнений нейтрального равновесия и энергетический метод.

При первом методе применительно к бурильной колонне составляют уравнение упругой линии стержня, получившего малое отклонение от положения равновесия, и определяют граничные условия, при которых это отклонение возможно. Интегрированием дифференциального уравнения упругой линии и подчинением общего интеграла граничным условиям вычисляют наименьшую критическую нагрузку.

При втором методе уравнения равновесия составляют не в дифференциальной форме, а в форме вариационных уравнений на основании начала возможных перемещений. Одной из разновидностей этого метода является приближенный метод, разработанный С.И. Тимошенко. Критические нагрузки этим методом определяются сравнением потенциальной энергии изогнутого стержня с работой внешних сил. Если потенциальная энергия изогнутого стержня меньше работы внешних сил, то устойчивой будет изогнутая форма. Так как при равенстве обеих энергий будет безразличное равновесие, то с учетом этого равенства определяют критическую силу.

Чтобы вычислить потенциальную энергию деформированного стержня и определить работу внешних сил, необходимо знать уравнение упругой линии. Поэтому согласно указанному методу следует предварительно выбрать такое уравнение, которое удовлетворяло бы граничным условиям.

Решения энергетическим методом обычно мало отличаются от точных решений, что объясняется незначительным искривлением стержней в рассматриваемых случаях. Если выбранное уравнение упругой линии в точности соответствует уравнению, полученному методом интегрирования, то результаты по двум методам будут одинаковыми.

В общем случае следует рассмотреть устойчивость длинного тонкого весомого стержня, подверженного одновременно воздействию осевых, центробежных, скручивающих и гидравлических сил. Кроме указанных сил, на устойчивость колонны будут влиять силы трения, кривизна скважины, наличие бурильных замков и другие факторы.

Чтобы упростить задачу, А.Е. Сароян рассмотрел устойчивость длинного стержня в вертикальной скважине, находящегося под действием каждой из указанной выше сил, а также в различном их сочетании.

Такой подход к решению задачи устойчивости бурильной колонны позволил рассмотреть разные случаи работы колонны в скважине. Так, например, исследование продольной устойчивости под действием осевых сил позволяет представить работу низа бурильной колонны, создающего нагрузку на долото.

Одновременное воздействие осевых сил и крутящего момента на устойчивость бурильной колонны может в основном характеризовать устойчивость бурильной колонны в турбинном бурении и при работе электробуром. В этом случае в нижней части колонны будут действовать осевые сжимающие силы и крутящий (реактивный) момент забойного двигателя, а в остальной части колонны осевые растягивающие силы и крутящий (реактивный) момент.

Влияние момента на устойчивость колонны будет снижаться с уменьшением его значения, т.е. в направлении от забоя к устью.

При вращении колонны теоретическое рассмотрение задачи устойчивости бурильной колонны при одновременном воздействии центробежных, осевых сил и крутящего момента значительно осложняется. Поэтому для упрощения задачи обычно рассматривается искривление колонны не в пространстве, а в плоскости от действия центробежных и осевых сил. Что касается крутящегося момента, приводящего во вращение колонну и придающего в основном плоскоизогнутой колонне форму пространственной спирали большого шага, то его влиянием пренебрегают. Это допустимо, так как искривление колонны от центробежных и осевых сил имеет большее влияние на работу колонны, чем искривление от крутящего момента.

На устойчивость колонны влияют также гидростатические силы, к которым относятся внутреннее давление в бурильной колонне и внешнее давление, создаваемое столбом промывочной жидкости. Рассмотрение вопросов, связанных с влиянием гидростатических сил и скорости движения промывочной жидкости на устойчивость колонн, позволяет выявить возможные искривления бурильных колонн в процессе спускоподъемных операций, прокачивания промывочной жидкости и др.

УСТОЙЧИВОСТЬ В ОБЩЕМ СЛУЧАЕ НАГРУЖЕНИЯ

Для общего случая нагружения    критическая    нагрузка    от собственного веса с учетом перепада давления    и    скорости    движения    бурового

раствора

Ркр = (1,94 - 3,55)31 EI [(q - q ж)д -А т Рв -А к Р_н Y - Р0 Р - Y ж Рв + Рк ^),    (5.1)

где E — модуль упругости материала, Па; I — момент инерции сечения, м⁴; q, q:* - масса соответственно трубы и жидкости в расчете на единицу глубины скважины, кг/м; д — ускорение силы тяжести, м/с²; Д_т, Д_к - потери давления жидкости на единице длины колонны соответственно в трубах и кольцевом пространстве, Па/м; Р_н, Р_в - площадь трубы соответственно по наружному и внутреннему диаметрам, м²; р₀ — перепад давления в долоте, Па; Р₀ — площадь проходного отверстия, м²; у_в, у_к — скорость жидкости соответственно в трубах и кольцевом пространстве, м/с; Y_ж - плотность жидкости; Р_к - площадь сечения кольцевого зазора, м².

Критическая частота вращения колонны для общего случая нагружения

30m Ifm²x²EI , _{п п} ,_п г , ^ I

=—<! [-г- ±^Р -^Р ± °'^5qIg J ^

где I — длина колонны, м; EI — жесткость сечения трубы, Н-м²; q_x - вес 1 м труб, Н/м;

^р0 = Р0 ^Р0    + [ж д + ^Дк^)Р_н ^{- (}y ж д ^{- Д}т^)Рв ] + Y ж^(Рв^ в² + ^Рк О;

Y ж g +Y IF_H -

Yжg-y IFb

10q

10q

л = z -!^(FbVв²    +    FkVК)    -    -^Р0Fo

10q

z — координата того места колонны, где определяется длина полуволны (для растянутой части значение z следует принимать положительным, для сжатой - отрицательным), м; Y_ж - плотность жидкости, кг/м³; р_к, р_т - потери давления соответственно в колонне и затрубном пространстве, Па; q — масса 1 м трубы, кг/м; l₀ — длина сжатой колонны, м.

С ростом скорости движения и давления бурового раствора длина полуволны уменьшается.

Разность в длинах полуволн, определенных по формуле (5.2), увеличивается с приближением к устью скважины.

5.3. НАПРЯЖЕНИЯ И НАГРУЗКИ В ТРУБАХ

БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

РАСТЯЖЕНИЕ И СЖАТИЕ

Статические напряжения. В вертикальной скважине осевые а (в Н/м²) напряжения в подвешенной в жидкости колонне определяются из выражения

д(От + G) ^f1-^ 1 + Об д [ у--— | а =-^V-YF-1¹б ^Y ^,    (5.3)

где О_т - масса УБТ, кг; О_б - масса бурильных труб в колонне, кг; G — масса долота и забойного двигателя, кг; Y_ж - средняя плотность бурового раствора, кг/м³; y - плотность материала труб, кг/м³; l_x — расстояние от начала бурильной колонны (без УБТ) до рассматриваемого сечения, м; 1_б - длина бурильных труб (без УБТ), м; F — площадь сечения труб, м².

Из (5.3) следует, что при 1_х/1_б < y^Y в нижней части бурильной колонны будет сжатый участок. Наличие УБТ существенно уменьшает сжимающие напряжения в бурильных трубах.

Наибольшие растягивающие напряжения действуют у устья (l_x = 1_б). С достаточной для практических расчетов точностью наибольшие растягивающие напряжения для колонны в вертикальной скважине определяются из выражений:

для колонны в подвешенном состоянии при отсутствии движения раствора

_а = ^(Об + ^От + ^{G)g (1 -Y} ж/^y) _;    (5 4)

^pF

для колонны в подвешенном состоянии в процессе движения бурового раствора

д + p^Fi^{- F}^ + F ^{- F}0⁾P0

; + О_т + G)

-,    (5.5)

где Д_т, Д_к - потери давления соответственно в трубах и кольцевом пространстве на длине l м, Па/м; F_п - площадь проходного канала трубы, м²; р_п - перепад давления на турбобуре, Па; F_x - площадь канала вала турбобура, м²; F₀ — суммарная площадь промывочных отверстий долота, м; р₀ — перепад давления в долоте, Па.

С учетом упрощения выражения (5.5) ст_р (в Па) определяется из выражения

_О    к(Об + От + G)⁽1 -Ьъ. |д + (Рп + Po)Fп

а_р =    -,    (5.6)

_FF

где к - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции, принимаемый равным l,l5.

Приближенно величина ст_р (в Па) может быть определена из формулы Стр = 1,15ko(y - Уж)1д,    (5.7)

где к₀ - коэффициент, учитывающий влияние бурильных замков и высаженных концов труб (для стальных труб к₀ и 1,1); l - вся длина бурильной колонны.

Если колонна составлена из труб с разными материалами (легкосплавные и стальные), то ст_р (в Па) определяется по формуле

к(От + Об + G)| 1 - ^ |д + кОа | 1 - ^Ъж-1 д + (Рп + Рo)Fп Стр =-1 ^{Yc J} _F ^ ^Та ^-,    (5.8)

где у_с - плотность стали, кг/м³; у_а - плотность алюминиевого сплава, кг/м³;

О_а - масса труб из алюминиевых сплавов, кг.

Наибольшее сжимающее напряжение в подвешенной колонне будет при отсутствии перепада давления в сечении l_x = 0 при условии (О_т + + G)(1- уж/у) < О_б(у_ж/у). В процессе бурения часть веса колонны передается на забой, растягивающие напряжения уменьшаются, а сжимающие увеличиваются. Тогда наибольшие сжимающие напряжения (при условии соблюдения указанного выше неравенства)

где а - коэффициент, учитывающий уменьшение эффекта облегчения веса бурильной колонны в растворе при соприкосновении долота с забоем за счет площади контакта долота (а < 1); О_д - осевая нагрузка на долото, Н.

Наибольшее растягивающее напряжение (в Па) в бурильной колонне в наклонно направленной скважине определяется из выражения

к(дРв + Р_н + Ри + Рт) | 1 - 1 + Fп(Рп + Р0)

ар =--,    (5.10)

где Р_в - масса вертикального участка колонны, кг; Р_н - усилие, обусловленное силами трения и собственным весом колонны на прямолинейных наклонных участках скважины, Н; Р_и - усилие, обусловленное силами трения и собственным весом колонны на участках увеличения или уменьшения угла наклона скважины, Н; Р_т - усилие, создаваемое в колонне утяжеленными бурильными трубами и забойным двигателем на нижнем прямолинейном участке скважины, Н.

m

Р = Е °_H!g⁽h ^{sin а}; + COS ^а;),

(5.11)

где Он; - масса г-го наклонного участка бурильной колонны; - коэффициент трения труб о породу (ц = 0,15^0,35); а - угол наклона скважины на рассматриваемом участке (для вертикального участка а = 0); m - число наклонных участков.

n

^Ри = Е h| ± ²q,gR ^(cos а*^{- cos а}ш)^-q,g^R,^Да,^sin а* ±

г

±Р Да,.| +Ц q_tgR_t (sin а_гк - sin а_!Н),

(5.12)

где q_t - масса 1 м колонны на рассматриваемом участке, кг/м; R_t - радиус кривизны участка, м;

(5.13)

а_гн, а_;к - углы наклона соответственно в начале и конце участка; P_t - усилие натяжения колонны в конце рассматриваемого участка, Н; n - число искривленных участков.

В формуле (5.12) при уменьшении угла наклона скважины принимают знак плюс, при увеличении - минус. В расчетах учитываются абсолютные значения Да_; и слагаемые выражения (5.12).

^Рт = д^(От + ^{G) (}Цп^{sin а}п ^{- COS а}п^),

(5.14)

где ц_п, а_п - соответственно коэффициент трения и угол наклона на нижнем прямолинейном участке.

Если на рассматриваемом участке колонна состоит из нескольких секций, то Р_н и Р_и определяют для каждой секции, а затем их суммируют. Силы сопротивления колонны для разных случаев рассмотрены М.М. Александровым.

Если Р_н, Р_и, Р_т меньше собственного веса колонны на рассматриваемых участках, то при расчете по формуле (5.10) эта сумма принимается равной весу бурильной колонны.

Динамические напряжения. В процессе торможения бурильной колонны при спускоподъемных операциях возникают инерционные силы, связанные с изменением скорости движения колонны. Наибольшие напряжения а у устья скважины с учетом динамических напряжений можно оценить по формуле

(5.15)

где а_ст - статическое напряжение в подвешенной колонне, Па; Ду - ускоре-

²

ние движения колонны, м/с ; a - скорость звука в металле, м/с (для стали a = 5000); Q_x - масса утяжеленных труб, кг; Q,^ - масса колонны бурильных труб, кг. В формуле (5.15) Q_x < Q₆.

Если колонна движется со скоростью v и конечным ускорением w, то после ее мгновенной остановки наибольшее напряжение можно оценить по формуле

, Ev , Ewl ^С — Сст +    +    ~^,

a a

где l - длина колонны, м.

КРУЧЕНИЕ

Касательные напряжения в трубах действуют по всей длине бурильной колонны. Неравномерная подача энергии и неравномерное ее поглощение колонной приводит к изменению крутящего момента в процессе вращения, что, в свою очередь, влечет за собой ускорение и замедление вращения и, как следствие, возникновение колебаний колонны. На бурильную колонну передаются как постоянные, так и переменные моменты. Среднее значение крутящего момента

N + N + N

M — 9550 ^N ^ ^Nд .    (5.16)

n

Мощность (в кВт), расходуемая на холостое вращение стальных труб в вертикальной скважине,

N —13,5 -10^-8 ld²ri’⁵D⁰’⁵ Y^,    (5.17)

где l - длина колонны, м; d - диаметр бурильных труб, м; n - частота вращения колонны, об/мин; D - диаметр скважины, м.

Мощность (в кВт), расходуемая на вращение колонны на изогнутом участке,

где R - радиус искривления, м; EI - жесткость сечения, Н-м²; G - модуль сдвига, Н/м²; I_p - полярный момент инерции, м⁴.

Мощность (в кВт), расходуемая на разрушение породы (формула предложена фирмой «Юз», США),

N_д — 5 -10^-6 cnDд^¹’³,    (5.19)

где c - коэффициент крепости пород (мягкие 7,8; средние 6,9; твердые 5,5); D_д - диаметр долота, мм; Q - осевая нагрузка на долото, кН.

Касательные напряжения (в Н/м²) в колонне

N + N + N

т —9550 ^N + ^^и + ^Nд ,    (5.20)

где W_p - полярный момент сопротивления сечения трубы, м³.

Для ведущих труб касательные напряжения определяют в зависимости

от формы сечения труб. Для ведущих труб квадратного сечения наибольшие напряжения (в Па) действуют на наружной поверхности трубы в середине квадрата (формула Г.М. Саркисова и Ю.А. Амен-заде)

т    =    °,^6мкр    (5.21)

1 - 0,71 -

где М_кр - крутящий момент, Н-м; г - радиус канала трубы, м; а - половина стороны квадрата, м.

Динамические нагрузки возникают при заклинивании долота и остановке конца бурильной колонны. Примерное значение динамического напряжения (в Н/м²) можно оценить по формуле

т = 1,2-10⁷rod,    (5.22)

где ю - угловая скорость; d - диаметр трубы.

НАПРЯЖЕНИЯ ИЗГИБА

Изгибающие напряжения в бурильных трубах возникают и в вертикальной, и в наклонно направленной скважинах и связаны с вращением колонны, сжатием колонны усилием, превышающим критическое значение, а также с искривлением ствола скважины и искривлением бурильной колонны при бурении с плавучих средств, связанным с перемещением судна и др.

В зависимости от условий работы бурильная колонна может вращаться вокруг собственной оси или вокруг оси скважины. Характер вращения определяется затрачиваемой при этом энергией.

Изгибающие напряжения в вертикальной скважине рассчитывают из выражений:

переменные напряжения

а_а =    n²EIf/2L²W;    (5.23)

постоянное напряжение а_ш =    n²EIf/L²W или а_ш    =2а_а.    (5.24)

Изгибающие напряжения при вращении колонны на искривленных участках

а_а =    EI/RW.    (5.25)

где R - радиус искривления; W - осевой момент сопротивления опасного сечения. Напряжения а_а являются знакопеременными.

Если колонна не вращается, то изгибающие напряжения постоянны и рассчитываются по формуле

а_и =    EI/RW.    (5.26)

Радиус искривления скважины

R =-.-¹----(5.27)

yj2(1 - sin 5₁ sin5₂ cos р - cos5₁ cos 5₂) где 5₁, 5₂ - углы наклона соответственно в начальной и конечной точках 96

рассматриваемого участка длиной l; р - разность азимутальных углов в тех же точках.

НАПРЯЖЕНИЕ В ТРУБАХ, ПОДВЕШЕННЫХ В КЛИНОВОМ ЗАХВАТЕ

Осевую нагрузку О (вес колонны О_к, кН), при которой напряжения в теле трубы достигнут предела текучести, определяют из выражения

О_к = Ос = —^{ат F€}]°³—,    (5.28)

1 +-^-

4l tg (а + ф)

где а_т - предел текучести материала трубы, МПа; F - площадь сечения тела трубы, м²; с - коэффициент, учитывающий неравномерное распределение удельного давления по окружности трубы; - средний диаметр трубы, мм; l - длина соприкосновения клина с трубой, мм.

Коэффициент / х V3m-T

с = М ,    (5.29)

V 360 )

где р - угол охвата трубы плашками одного клина, градус; m - количество клиньев.

Таблица 5.1

Предельные нагрузки (в кН) для бурильных труб

Продолжение табл. 5.1

^{43(1    1} > ³п.    (5.30)

JsR 2    '    '

В табл. 5.1 приведены предельные нагрузки для бурильной колонн, подвешенных в клиновом захвате. Расчеты выполнены для а = 9°7'45" (уклон 1:6), tg(a + ф) = 0,4 и c = 1. В зависимости от типа захвата изменяются значения c и l.

6 глава промывка скважин  »

Библиотека »