Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

При бурении скважин бурильные трубы подвержены дейст­вию значительных по величине статических, динамических и вибрационных нагрузок. Особенно в тяжелых условиях рабо­тают трубы при бурении глубоких разведочных скважин. Пе­регрузки бурильных труб привотят к поломке их и к тяже­
лым авариям в скважинах. В связи с этим бурильные трубы выбираются на основании технических расчетов, при которых учитываются конкретные условия работы труб.

Рассмотрим работу бурильной колонны при сооружении глубокой скважины. В этом случае осевая нагрузка создается весом нижней, сжатой части бурильной колонны, а верхняя часть колонны растянута под действием ее собственного веса, вызывающего наибольшие напряжения растяжения в верхнем поперечном сечении колонны. Эти напряжения определяются следующей формулой:

ар = А:| £(/-/,)</( 1—рЕ)> (4-1)

где — сила тяжести или вес растянутой части колонны, Н; Р—площадь поперечного сечения бурильной трубы, см2; I — наибольшая длина бурильной колонны, см; 1—длина сжатой части колонны, создающей осевую нагрузку, см; <7— сила веса

1 м гладких бурильных труб, Н/м; рр, р — плотности промы­вочного агента и материала труб, кг/м3; к — коэффициент, учи­тывающий вес резьбовых соединений: приближенно для нип­пельных колонн А = 1,05; для муфтово-замковых £=1,10.

Вращающаяся в скважине бурильная колонна передает по­лезную мощность на забой для работы породоразрушающего инструмента и преодолевает момент сопротивления вращению колонны, обусловленный действием сил трения, возникающих на контакте бурильных труб со стенками скважины и промы­вочной среды.

Крутящий момент, приложенный к бурильной колонне на устье скважины, равен

Мкр = Мб+Мт, (4.2)

где Ма — рабочий момент сопротивления, равный полезному моменту на породоразрушающем инструменте; Мт — рабочий момент сопротивления, обусловленный действием сил трения на колонны со стенками скважины, а также обсадных колонн.

Крутящий момент вызывает в верхнем сечении колонны ка­сательные напряжения:

т==Мкр^ 97400Е1> п }

хе

где V?—момент сопротивления при кручении трубы,

й, с?) — внешний и внутренний диаметры трубы, см; п — ча­стота вращения бурильной колонны, об/мин; — мощность, реализуемая на бурение, кВт.

Задаваясь величиной зная ее по экспериментальным данным или, наконец, определив ее по наиболее подходящей для данных условий эмпирической формуле (4.3), определяют численное значение касательного напряжения. Определив его, по формуле (4.1) находят суммарное напряжение:

ОЧ; = VОр + 4т2. (4.4)

Чтобы бурильная колонна в своей верхней части работала надежно, должно выполняться следующее условие:

где допустимое напряжение

[о] = о.,1ки

где От — предел текучести материала труб, Па; к—запас прочности, принимаемый равным 1,7.

Два последних выражения позволяют определить от и по нему подобрать группу прочности и марку стали бурильных труб.

При более сложном напряженном состоянии работает ниж­няя, сжатая часть бурильной колонны. Напряжение сжатия в нижнем сечении сжатой части колонны

£]<?/;

Обычно эти напряжения невелики. Исследованиями уста­новлено, что более опасными при работе сжатой части буриль­ной колонны являются изгибающие, знакопеременные напряже­ния, возникающие в резьбовых соединениях колонны.

Рассмотрим вопрос об изгибе труб в сжатой части буриль­ной колонны более подробно. Под действием собственного веса сжатая часть колонны испытывает продольный изгиб. При вращении бурильной колонны вокруг оси скважины воз­никают центробежные силы тэд2/, под действием которых вра­щающаяся колонна подвергается поперечному изгибу. Следо­вательно, ось сжатой части бурильной колонны при вращении изгибается под влиянием совместного действия продольной и поперечных сил. Величина изгиба бурильных труб в скважине ограничивается ее стенками. Поэтому напряжение при изгибе колонны определяется формулой

= (4-6)-

/

1К

в которую входят следующие величины:

11 — диаметр бурильных труб, см; /0—наибольшая стрела прогиба труб в скважине, см; &2— коэффициент разработки ствола скважины, 1; 1а — длина полуволны изгиба колонны,

вызванного совместным действием продольных и центробеж­ных сил, м.

Величину находят по формуле

{)’!/ы2 Ч

(4.7)

/к -^д/±0.52-1 д/о,2Г>г2 ]

іде ю ————— — угловая частота вращения колонны, с-

30

64

Ш-г — —

Рис. 1.8. Схема к расчету буріги,- 110:1 колонны

1 і -—экваторна тьпыи момент инерции поперечного сечения бурильных труб, см’1; г — ордината, отсчитываемая по оси скважины от нейтрального сече­ния,?(| о, В котором СТсж = СТр = 0, м. В сжатой части колонны г при­нимается со знаком —, и растя­нутой со знаком + (рис. 4.8). Для сжатой части колонны

г Риу’,

осевая нагрузка, Н; — вес бу­рильных труб, Н.

Формула (4.6) показывает, чго напряжение от изгиба ко­лонны тем меньше, чем меньше максимальная стрела изгиба бу­рильных труб в скважине, кото­рая численно равна зазору ме­жду бурильными трубами п стен — коп скважины.

При алмазном бурении стре­ла прогиба невелика вследствие малой разности в диаметрах коронки н бурильных труб. Поэтому бурение при высоких ча­стотах вращения не вызывает больших напряжений изгиба. Определение численного значения напряжений изгиба с целыо оценки условий работы ниппельных труб производится по фор­муле (4-6).

В более сложных условиях работает бурильная колонна с муфтово-замковыми соединениями из-за сравнительно боль­шого зазора между бурильными трубами п стенками скважины. Особенно неблагоприятные условия складываются для работы грубпых н замковых соединений, испытывающих на искривлен­ных участках скважины значительные нагрузки, которыми вы­зывается усталость металла в резьбовых соединениях. Это при­водит к снижению допустимых напряжений.

Наблюдениями ряда ученых установлено, что при осевых нагрузках выше критических, т. е. которые вызывают потерю

устойчивой формы сжатой части колонны бурильных труб, трубы принимают форму спиралп, витки которой прижаты к стенкам скважины. Шаг этой спирали определяется только осевыми силами, а величина шага не зависит от частоты вра­щения бурового снаряда.

Частота вращения определяет только силу прижатия этой спирали к стенкам скважины. В этом, вероятно, наиболее рас­пространенном случае, изгибающий момент, как и в спираль­ной пружине, распределен по всему шагу спирали равномерно. Такое представление о работе нижней части бурильной ко­лонны дает возможность величину наибольших изгибающих напряжений в сжатой части колонны определять в сечении 2(1-0, пренебрегая б нем действием осевых усилий. Для этого случая полуволна изгиба определяется формулой

!к 19.1 / , (4 8)

м | ц

полученной из выражения (4.7) при подстановке в нее г=0.

— Л. Л. Лачнпяп и С. А. Угаров экспериментально установили, что замки в сжатой части колонны работают в наиболее на­пряженном состоянии, подвергаясь на отдельных искривленных участках скважины действию знакопеременных изгибающих на­грузок.

В соответствии с этим они предложили в расчетах коэффи­циент безопасности при работе бурильных колонн с муфтово — замковымп соединениями определять отношенном

О — М„рсд./Мс, (4.9)

где /М„1ЮД — предельно допустимый момент изгиба замкового соединения, установленный экспериментально; МР — статиче­ский изгибающий момент на гребне полуволны изгиба в се­чении го-«. Этот момент определяется из выражения Г. М. Сар­кисова

Л4С Рщ1 (4.Ю).

где / — коэффициент трепня.

(411)

Следовательно, коэффициент безопасности можно представить так:

О. (4.12)

л гЕЦ

02/ „ п 2£/ ~

—— С2 и —— о1.

я 104МС

После решения квадратного уравнения и простых преобразо­ваний получим формулу для допускаемой частоты вращения бурового снаряда:

„ _ 19л^с7

(4.13)

об/мин,

-О)

.О — диаметр бурильного замка.

Таблица 4.7 Числовые значения коэффициента С± и С2 Соединение трубы с замком, мм Замковая резьба Соединение УБТ •©**- *©• X о к Хсг 42 50 63,5 3—42 3—50 3—63,5 У БТ-РПУ-73 УБТ-РПУ-89 С, 7,1 9,3 16,2 3,6 4,3 5,8 6,9 7,9 с 36,2 50,0 83,8 32,2 50,0 83,8 109,3 168,6

При определении «доп значения величин Сг и б| для раз­личных резьбовых соединений пользуются табл. 4.7.

Если величина /гдоп, определенная по формуле (4.13), ока­жется меньше значения п, принятого при бурении, то бурение необходимо вссти при частотах вращения /г<«доп.

Таблица 4.8 Предельные моменты изгиба и оптимальные моменты затяжки резьбовых соединений Размеры и типы резьбы, мм 42 50 63,5 О К °? Параметры Замковая Трубная Замковая Трубная Замковая Трубная Соединени УБТ-РПУ Предельный знакопере­менный изгибающий мо­мент, Н-м 960 460 1500 700 2490 1110 3480 Оптимальный момент 1700— 1050— 2250— 1500— 3900— 2250— 7100—, при затяжке соедине­ний, Н-м 2250 1400 3000 2000 5200 3000 9500

е <414>’ При расчете рациональных параметров режима бурения Р и п по приведенным формулам необходимо учитывать, что Л^пред зависит от степени затяжки резьбы. Оптимальные мо­менты затяжки соединений в сопоставлении с предельными мо­ментами на изгиб при знакопеременной нагрузке приведены в табл. 4.8. Данные этой таблицы показывают, что предель­ные изгибающие моменты трубной резьбы ниже, чем замковой. Эти моменты и необходимо прини — ; мать в расчетах при определении /гдоп — Из табл. 4.8 видно, что высокими предельными моментами из­гиба и затяжки обладают утяжеленные бурильные трубы (УБТ), применение которых может значи­тельно повысить ‘надежность работы бурильной ко­лонны. В связи с этим рассмотрим конструкции этих труб. Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) Исследованиями установлено, что наибольшая ^ частота вращения колонны бурильных труб проис­ходит в их нижней сжатой части, которой созда-

пред

м

м

Пред

Мс

Допустимая осевая нагрузка определяется из следующего — выражения: о _ м_с_ .

к2(йс-0) ’

Рис. 4.9. Утяжеленная бурильная труба УБТ-РПУ-89: 1 — ниппель; 2 — труба; 3 — муфта

ется осевая нагрузка; в верхней же, растянутой части колонны обрывы редки. Поэтому при диаметрах скважины 76 мм и боль­ших необходимую осевую нагрузку часто создают толстостен­ными утяжеленными бурильными трубами (УБТ). Комплект УБТ, установленный над колонковой трубой (или над долотом), уменьшает изнашивание и повышает надеж­ность работы растянутой части бурильной колонны. Стабиль­ная работа УБТ и растяжение части бурильной колонны, рас­положенной над УБТ, способствуют снижению искривления скважины. Вес комплекта УБТ определяют с учетом требуемой осе­вой нагрузки на коронку и необходимости натяжения растя­нутой части колонны бурильных труб по следующей формуле:

буБТ~ » где Р — требуемая осевая нагрузка, Н.

Коэффициент о=1.25-^ 1,5. Большие значения а принимают при бурении более глубоких скважин.

Необходимую длину колонны УБТ определяют из выраже­ния

^увт Gy E-y/q,

где q — вес I м утяжеленной трубы с соединительными звеньями, Н.

На рис. 4.9 изображена утяжеленная труба УБТ-РПУ-89. У нее муфта н ниппель замка приварены к трубе контактной сваркой. Трубы N’EST с приваренными соединительными кон­цами разработаны для диаметров скважин 76 и 93 мм. Эти трубы имеют меньшее число соединительных звеньев и поэ­тому более надежны при эксплуатации.

Техническая характеристика утю/селенных бурильных труГ> с приваренными концами Наружный диаметр УБТ, мм. . , 73 89 Диаметр замкового соединения, мм 80 90 Длина трубы, мм……………………………… 2625 2625 Минимальный внутренний диаметр соединения, мм……………………………….. 28 28 Масса трубы с соединениями, кг. . 1І8 167

Отработка бурильных труб и уход за ними

Правильная отработка комплекта бурильных труб обеспе­чивает безаварийную работу бурильной колонны. Роль и зна­чение такой отработки возрастают с увеличением глубины бу­рения.

Пере I началом буровых работ бурильную колонну комп­лектуют из труб, одинаковых по качеству, а затем с учетом глубины бурения намечают определенную систему отработки труб. При бурении скважин значительной глубины комплект груб, составляющий бурильную колонну, разделяют на под — комплекты и устанавливают время и место работы комплекта в скважине и порядок спуска свечей в скважину. При состав­лении системы отработки руководствуются следующим принци­пом: при бурении скважины трубы комплекта ие должны резко отличаться по величине износа.

Для контроля за степенью изнашивания бурильных труб, при проведении СПО, применяют индикатор износа, ДИТ, дат­чик которого помещается в труборазворотс. Контролируемая труба находится внутри пндукцмопнОй катушки датчика, по которой пропускают переменный электрический ток, создаю­щий неремеиное магнитное поле. Поле катушки индуктирует в трубе вихревые токи, магнитное поле которых направлено на­

встречу основному полю. В результате взаимодействия этих по­лей ослабляется поле катушки. Переменные электромагнит­ные параметры катушки зависят от диаметра бурильной трубы. При уменьшении диаметра бурильной трубы свыше 3 % ог его номинального значения на измерительном приборе возни­кает световой сигнал.

Для определения трещин па высаженных концах бурильных труб служит дефектоскоп ДБТ. Его можно применить как при проведении СПО, так и при выбраковке труб, уложенных па стеллажи. Принцип работы этого прибора основан на импульс­ной ультразвуковой дефектоскопии. Пьезодатчлк генерирует короткий ультразвуковой сигнал (импульс), который через слой контактной жидкости (вода) иод острым углом поступает в трубу. Сигнал отражается от торцовой поверхности труб н ог границ дефектов в высаженной части трубы. Сигнал от торцовой поверхности возвращается позднее, чём от имеющихся дефектов, что и дает возможность обнаружить последние.

Срок службы и уменьшение числа аварий с бурильными трубами и их соединениями зависят от качества смазки резьбо­вых соединений бурильной колонны. Для замковой резьбы ис — нолкзуют консистентную графитовую смазку: Р-2, Р-2 МВП, Р-402 и др. Для мелкой резьбы (труба—замок, труба—соеди­нительная муфта) рекомендуется применять ту же смазку или же приготовленную на цинковой основе.

Бурильные трубы должны быть прямыми, а резьбы их со­осными. При перевозках резьбы защищают заглушками и пре­дохранительными муфтами. При погрузке и разгрузке трубы кладут осторожно, чтобы не погнуть.

Трубы комплектов ССК транспортируются в специальной упаковке.

Вспомогательный инструмент бурового снаряда

На рис. 4.10 даны ключи для колонкового набора н бу­рильных труб.

Алмазные коронки к расширители свинчиваются ключами типа КБ (рис. 4.10,й), для твердосплавных коронок применя­ются ключи Типа БИ-179 (рис. 4.10,6). Для свинчивания колон­ковых труб применяют гладкозахватпые ключи типа КГ (рис. 4.10, в). Свинчнваиие и развинчивание бурильных свечей производится шарнирными ключами (рис. 4.10,г) и ключами лля прорезных ниппелей и замков (рис. 4.10,д).

Для подъема и спуска бурильной колонны служит элеватор, подвешенный на талевом стальном канате лебедки бурового станка. Элеватор своим гнездом подхватывает бурильную ко­лонну за прорези ниппеля или замка. Элеватор имеет подвиж­ное кольцо (защелку), препятствующее выпадению труб из гнезда.

При проведении спуско-подъемных операций колонна бу­рильных труб удерживается на весу с помощью подкладной вилки (входящей в прорез муфты замка или ниппеля и опи-

Рис. 4.10. Ключи для колонкового набора и бурильных труб: <а -* КБ для буровых коронок и расширителей; б—БН-179 — для твердосплавных коро — нок; в — КГ — гладкозахватный — для колонковых труб; г — шарнирный — для буриль­ных труб; д — для прорезных ниппелей н замков

рающейся на обсадные трубы) или же трубодержателя. Конст­рукции трубодержателей различны. На рис. 4.11, а показан сек­торный трубодержатель.

Секторные трубодержатели применяют для скважин глуби-

ной 300 м. При бурении более глубоких скважин используют трубодержатели плашечного типа, которые менее деформируют поверхность бурильных труб при удержании тяжелых колонн. Такой трубодержатель изображен на рис. 4.11,6.

Рис: 4.11. Трубодержатели: а — разъемный секторный: 1 — разъемный корпус; 2— шарнир; 3— вставной палец; 4 — валики; 5 —сектора; б —плашечный: / — корпус; 2 — зажимные глашкн; 3 — ку­лачки; 4 — валик; 5 — ножная педаль

Комментарии запрещены.