БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
Бурильная колонна связывает поверхностное оборудование с породоразрушающим инструментом и представляет собой непрерывную, многозвенную систему инструментов между вертлюгом на поверхности и долотом на забое скважины. Все технологические операции при бурении скважины ведутся с помощью колонны. В зависимости от способа бурения колонна также выполняет ряд других специфических функций. Бурильная колонна предназначена для выполнения следующих функций:
передача вращения от ротора к долоту;
восприятие реактивного момента забойного двигателя;
подача и создание нагрузки на забой;
подвод промывочной жидкости к трубопроводу при турбинном бурении и к долоту и забою при всех способах бурения;
монтаж отдельных секций токопровода при бурении с электробуром;
подъем и спуск долота, турбобура, электробура; проведение ряда операций при бурении наклонных скважин и предупреждение искривления;
|
Рис. 22.1. Схема бурильной колонны: Рис. 22.2. Схема бурильной колонны I — вертлюг; 2 — переводник вертлюга; в нагруженном состоянии без УБТ 3, 5 — верхний и нижний переводники (я) и с УБТ (<5): ведущей трубы соответственно; 4 — ве — сі, £) — диаметр бурильных труб и дущая труба; 6 — предохранительный УБТ соответственно; го, ъ — длина переводник; 7 — муфта бурильного растянутой части УБТ и бурильных замка; 8 — бурильная труба; 9 — нип — труб; гг — длина сжатой части УБТ пель бурильного замка; 10 — муфта для соединения бурильных труб в свечах; II — переводник для соединения с УБТ; 12, 13 — утяжеленные бурильные трубы; 14- переводник для соединения с долотом или забойным двигателем |
проведение вспомогательных работ (проработка, расширение, промывка или продувка) скважины, цементирование, испытание пластов, ловильные работы, проверка глубины скважины и др.);
проведение геофизических, в том числе инклинометриче — ских исследований.
Основными элементами, составляющими бурильную колонну, являются ведущие бурильные трубы, бурильные трубы, бурильные замки, переводники, утяжеленные бурильные трубы, опорно-центрирующие элементы и др. (рис. 22.1).
Рабочие (ведущие) бурильные штанги (трубы), чаще всего с квадратным сечением (имеются и шестигранные), служат для передачи вращения от ротора к бурильным трубам и для производства специальных операций при наклонно направленном бурении.
Бурильные трубы составляют основную часть колонны. Бурильные замки соединяют между собой отдельные бурильные трубы. Переводники предназначены для соединения элементов бурильных колонн, имеющих разные размеры или разнотипные резьбы, а также для присоединения подсобных и ловильных инструментов к бурильным трубам.
Утяжеленные бурильные трубы, устанавливаемые непосредственно над долотом или забойным двигателем, создают необходимую жесткость в нижней части бурильной колонны, нагрузку на долото в заданных пределах и обеспечивают прямолинейность вертикальной скважины за счет натяжения остальной бурильной колонны.
Опорно-центрирующие элементы предназначены для центрирования нижней части колонны, увеличения жесткости и снижения вредного влияния поперечных колебаний, возникающих в системе долото-бурильная колонна в процессе бурения.
В компоновку также входят калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, протекторные кольца, обратный клапан, амортизаторы, фильтр (при турбинном бурении) и др.
Бурильная колонна при бурении, проведения спускоподъемных и других операций находится в сложном напряженном состоянии, подвергаясь воздействию статических и динамических нагрузок, вызывающих растяжение, сжатие, продольный и поперечный изгиб, скручивание и др. С целью определения работоспособности элементов бурильной колонны и ее правильного конструирования производят специальные расчеты.
При роторном бурении на бурильную колонну действуют в основном следующие усилия:
осевое усилие растяжения от собственного веса колонны
при подъемке ее от забоя, когда наиболее опасное сечение находится в верхней части;
осевое усилие сжатия от веса колонны, когда наиболее опасное сечение находится в нижней части;
изгибающий момент, возникающий в результате действия центробежных сил;
крутящий момент, передаваемый колонной для разрушения горной породы на забое;
напряжение растяжения, вызванное прокачиванием раствора в колонне под давлением.
В зависимости от возникающих усилий (рис. 22.2) опасным может являться верхнее сечение т-т в момент начала подъема, верхнее сечение т-т при бурении (совместное действие растяжения от собственного веса и кручения); нижнее сечение п-п бурильных труб в месте резьбового соединения (совместное действие усилий сжатия и кручения).
В соответствии с этим порядок расчета бурильной колонны следующий:
1. Определяют необходимую длину УБТ Ьу6т, чтобы создать достаточную осевую нагрузку на долото РА и нейтральное сечение приходилось на УБТ (сечение О-О), по формуле
(22.2)
где Рд — осевая нагрузка, Н; — вес 1 м УБТ, Н; р, рт — плотность бурового раствора и материала труб соответственно, кг/м3; д — ускорение свободного падения, м/с2.
2. Определяют наибольшее усилие растяжения Ор (в Н), возникающее в момент начала подъема бурильной колонны из скважины:
Ор (Чб. т^б. т <7убт.^убт 0 02) (1 р/рг)д 4“ рп /4, (22.3)
где 1бт, 1убт — длина бурильных и утяжеленных бурильных труб соответственно, м; О, — вес долота и КНБК, Н; 02 — усилие затяжки инструмента при подъеме, обычно составляет (0,5^1) 105 Н; р — давление, развиваемое насосом в момент восстановления циркуляции при прихвате бурильной колонны (принимается максимальное по характеристике насоса), Па; с?1 — диаметр проходного отверстия трубы, м.
3. Растягивающее напряжение (в Па) определяется из выражения
4. Напряжение кручения (в Па) определяется соотношением
|
(22.5) |
^кр MKP/W4„
где Мкр — крутящий момент, Н м, Мкр = АдЛГ/та; кА — безразмерный коэффициент динамичности приложения нагрузки, ід = 1,5+2; N — мощность, реализуемая при бурении, Вт; со = = пп/30 — частота вращения бурильной колонны, с-1; Н^р — полярный момент сопротивления площади поперечного сечения труб при кручении, м3, М^р = я(с*2 — с?,4) /16с?2.
Мощность на привод бурильной колонны складывается из мощности на ее холостое вращение Аґх. в и мощности на разрушение породы забоя N3.
|
(22.6) |
N = NXiB + N3 = А/двПХдв,
где А/дв — мощность двигателя для привода ротора, Вт; г| — КПД передачи мощности от двигателя к колонне бурильных труб; А. дв — коэффициент перегрузки двигателя.
Мощность на холостое вращение приближенно может быть определена по эмпирической формуле B. C. Федорова:
|
(22.7) |
Nx. b = apdjin1’7,
где а — коэффициент, зависящий от искривления ствола скважины; р — плотность бурового раствора, г/см3; I — суммарная длина бурильной колонны, м; п — скорость вращения, об/с. Мощность на разрушение породы на забое
|
(22.8) |
N3 = 0,1спГ)д4Рд13,
где с — коэффициент, зависящий от твердости пород (с = = 6,2 — для мягких пород; с = 5,5 — для средних; с = 4,4 — для твердых); £>д — диаметр долота, м.
Для практических расчетов за величину N принимают мощность, передаваемую ротору.
5. При бурении усилие растяжения колонны
Ор (Яб. т^б. т 0,1 с/убт^убт 00(1 р/рт)д — И рбЯ с?| /4, (22.9)
где ре — перепад давления в бурильной колонне и долоте, Па.
6. Общее напряжение от растяжения и кручения согласно третьей теории прочности
|
|
(22.10)
где [ст] — приведенное напряжение, Па.
7. Напряжение сжатия
Стеж = Р*/Р. (22.11)
где Рд — нагрузка на долото, Н; Р — площадь сечения сжатого участка колонны, м2.
8. Напряжение изгиба в резьбовом соединении
Осж =4^-. (22.12)
I2 и^кр
где Е — модуль Юнга, Па; J — момент инерции сечения трубы,
/ — возможная величина прогиба нижнего участка колонны бурильных труб, м,
/= (1,ЮД — Д3.с (илиубт))/2, (22.14)
1 — длина полуволны изгиба нижней части бурильных труб, м;
— осевой полярный момент сопротивления высаженного конца трубы при изгибе, м3,
{22.15)
В3.с (или убт) — диаметр замкового соединения или УБТ; й1г с?2 — внутренний и наружный диаметр высаженного конца трубы.
9. Общее напряжение от сжатия, изгиба и кручения
Диаметр УБТ не должен быть больше диаметра турбобура, электробура или другого забойного двигателя.
При бурении турбобурами, электробурами и другими забойными двигателями возникающий реактивный момент воспринимается неподвижной колонной, лежащей на стенках скважины.
Расчет сводится к определению допустимой длины колонны с учетом веса турбобура, УБТ и давления бурового раствора.
Бурильная колонна может состоять из нескольких секций. Допустимая длина колонны I, составленной из труб одного диаметра, толщины и материала, равна сумме длин нижней секции и УБТ 1убт.
Длина нижней секции
_ °доп ~ (°т + Оубт)!1 ~ Р / Рт)? ~ Ркрп ь, . , (22.10)
?0 Р Рт /?
где Одоп — допустимая растягивающая нагрузка на нижний участок трубы, Одоп = а-^/К; От — вес турбобура; ОубТ — вес УБТ; рн — давление, развиваемое насосами; — площадь поперечного сечения проходного канала бурильной трубы; д0 — вес 1 м трубы с учетом высадки замков; Р — поперечное сечение трубы; К — коэффициент запаса прочности.
Длина верхней части колонны
ь — аг:°^ (2219) ?о(1 “ Р / Рт)?
где ОдОП — допустимая растягивающая нагрузка бурильных труб верхней секции; — вес 1 м трубы верхней секции с учетом высадки и замков.
Если две секции в сумме меньше проектной глубины скважины, то колонну принимают трехсекционной и аналогичным образом рассчитывают длину третьей секции.
К хранению и эксплуатации бурильных труб предъявляют жесткие требования. На бурильных трубах и УБТ на расстоянии 0,4-0,8 м от конца наносится клеймо, указывающее марку стали, порядковый номер трубы, номер плавки, месяц и год выпуска, наружный диаметр, толщину стенки, товарный знак завода, клеймо ОТК. Резьба труб при транспортировке защищена предохранительными кольцами.
Трубы поставляются комплектами 250-500 м с паспортом. В процессе проведения СПО применяют элеваторы, клинья для бурильных труб, ключи ПКБ, АКБ, машинный ключ УМК-1, АСП-3 и др.