Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Интенсивность внезапных отказов (обрывов) бурильных труб — функция запаса прочности по знакопеременному изгибу

Время на ликвидацию обрывов бурильных колонн и вызванных ими аварий в бурении скважин не нормируется. Считается, что при качественном изготовлении и правильной эксплуатации бурильная

Рис. 7.7. Значения коэффициента приведения (Кл) запаса прочности нулевого сечения бурильной колонны к запасу прочности наиболее нагруженного сечения ее сжатой зоны по знакопеременному изгибу при различных частотах вращения (и) и нагрузках на забой Q 1 — 500; 2-800; 3 — 1400; 4-2000 кгс

колонна должна работать без поломок. Это справедливо для стандартизованных условий работы, для которых задан диапазон до­статочно высоких значений запаса прочности (1,2—1,5), при которых усталостные нагрузки и вероятность поломок труб за ресурс малы, т. е. безотказность их весьма велика. Однако на практике такая вы­сокая надежность не всегда экономически оправдана, так как обес­печивается весьма жестким ограничением параметров режима буре­ния, а следовательно, и его производительности.

Новые возможности появились после того, как на основе ши­роких натурных испытаний бурильных труб были проведены спе­циальные исследования и получены эмпирические зависимости ин­тенсивности внезапных отказов (обрывов) резьбовых соединений бурильных труб от запаса прочности по знакопеременному изги­бу. Применительно к замковым резьбам эта зависимость имеет вид

Хц = 7,6е~5в, (7.29)

где Хц — интенсивность отказов резьбового соединения, //ц; t> — коэф­фициент запаса прочности по знакопеременному изгибу.

Интенсивность отказов за один час работы колонны (принимая каждый оборот за один цикл) получим из выражения

X = А, ц60я, (7.30)

где п — частота вращения бурильной колонны, об/мин.

Поскольку в бурильной трубе наиболее уязвимыми являются зам­ковые резьбы, что обусловлено многократной их сборкой и разборкой при спуско-подьемных операциях, интенсивность отказов всех типов бурильных труб будем оценивать по формулам (7.29) и (7.30).

В связи с внезапными отказами важным показателем надежности бурильной колонны является ее ремонтопригодность, которую оцени­вают средним временем ее восстановления после обрыва.

Для правильного выполнения этой оценки условимся внезапный отказ, при котором затраты времени на восстановление колонны < 8 ч, называть обрывом. Внезапный отказ, при котором время восстанов­ления > 8 ч,— аварийным. Тогда время восстановления бурильной колонны при внезапном отказе в часах может быть выражено следу­ющей зависимостью

Т„.в= ТВ’0+ ТваРа, (7.31)

где Тво — время ликвидации обрыва для данной глубины скважины, ч; Твл — время ликвидации аварийного обрыва (аварии) для данной глу­бины скважины без учета Тв0, ч; Рл — коэффициент аварийности обрыва — вероятность того, что обрыв может быть аварийным для данных условий бурения.

Существующая так называемая последовательная система отра­ботки бурильной колонны обусловливает неравномерность исполь­зования ресурса труб. Действительно, при бурении первой скважины новой колонной наработку первой введенной в работу трубы можно принять равной времени бурения скважины, а наработкой трубы, введенной в работу последней, можно пренебречь. Очевидно, что в среднем наработка труб колонны равна половине времени бурения скважины. Степень равномерности отработки, т. е. отношение сред­ней наработки к максимальной, составит 50 %, и, следовательно, ко­лонна не достигает предельного состояния одновременно по всем элементам (трубам).

Для построения оптимальной системы отработки принимаем сле­дующие исходные положения:

✓ трубы бурильной колонны отрабатываются комплектно. Комп­лект включает основной набор труб, обусловленный глубиной сква­жины, и резервный;

^ комплект предназначен для бурения одной или группы близких по глубинам скважин;

^ превалирующим видом отказов труб являются износовые от­казы.

Оптимальной является система, при которой все трубы основного набора исчерпывают свой ресурс одновременно к моменту окончания бурения скважины или группы скважин. При этом средний ресурс колонны Тк, очевидно, будет равен двум средним ресурсам трубы Тт:

Тк = 2Тт. (7.32)

Для построения оптимальной системы зафиксируем следующие показатели

Тт = const; ICKB = const; /т = const.

Изменим только время бурения скважины Гскв. Тогда число сква­жин, которые могут быть пробурены за время, равное среднему ре­сурсу колонны, определим выражением

= (7.33)

1 СКВ

Выделив целую часть величины в формуле (7.33), введем обозначение

Е(пскв) = Кскв, (7.34)

где Е — условное обозначение целой части числа; Кскв — целая часть величины TJTCKB.

Число Кскв может быть четным или нечетным. При четном его значении равномерная отработка труб может быть достигнута, если при бурении последующей скважины порядок пуска их в работу изменить на обратный. Такую систему оптимальной отработки назы­вают переменно-последовательной.

При нечетном Кскв воспользуемся следующим приемом. Число Кскв может быть представлено выражением

*скв = 2А’ + 1,

где А1 = 0,1, 2, …; 2/г1 —всегда четное.

Тогда при бурении 2/г1 скважин следует применять переменно­последовательную систему, а при бурении последней 2/г1 + 1-й сква­жины, после того как будет пройдена половина ее глубины, следует извлечь бурильную колонну из скважины, заменить ее второй поло­виной основного набора и по мере углубки скважины колонну нара­щивать извлеченными трубами, но в обратной последовательности. Эту систему называют комбинированной.

Таким образом, существуют две системы оптимальной отработки бурильной колонны, применение которых определяется четностью или нечетностью числа Кскв.

Отметим, что при выделении в формуле (7.34) целой части чис­ла «скв остается неучтенным остаток:

0 < /•’ < 1.

Поэтому после окончания бурения группы из Кскв необходимо произвести контрольное измерение труб. Если комплект пригоден к дальнейшему использованию, необходимо установить число скважин, которое предполагается пробурить дополнительно, и на этом основа­нии принять решение о применении одной из оптимальных сис­тем отработки. В условиях применения оптимальных систем отра­ботки большое значение приобретает методика составления ком­плектов. Число труб основного набора комплекта определяется выражением

Аасвтах

«скв = —1————————————————- , (7.35)

ч

где 1сквтах — максимальная проектная глубина скважины из числа сква­жин, подлежащих бурению данным комплектом, м; /т — длина трубы, м.

Резервное число труб устанавливаем из следующих соображений.

Если бы все трубы колонны имели одинаковую долговечность и выходили из строя в результате износа, исчерпав свой ресурс, то не было бы необходимости создавать резервный набор. Однако долговечность труб неодинакова, и всегда существует некоторая вероятность их внезапных отказов. Неравномерность износа труб предопределяет значительную дисперсию их среднего ресурса, по­этому в состав комплекта вводят набор резервных труб, число которых может быть определено как разность между общим числом отказов за ресурс бурильной колонны и числом труб в основном наборе:

= птКт + щТ^Хп, = 7 [к~+Т Х-) ’ ^7‘36*

где К, — коэффициент, учитывающий неравномерность отработки трубы.

Кт= 1 + |-,

* Т

где здесь 5‘ — предельная ошибка выборки (среднего ресурса) в часах чистого бурения.

При оптимизации режима работы по условию сохранения высокой безотказности бурильной колонны, основным требованием к бурильной колонне является обеспечение ее высокой безотказности, например, в связи с тем, что обрыв колонны с большой вероятностью может

привести к потере керна из-за сложных условий бурения. Поэтому

интенсивность отказов бурильной трубы должна быть ограничена заданным допустимым значением

Ъ = Коп, (7.37)

по которому сначала рассчитывают минимально допустимое значение запаса прочности по знакопеременному изгибу

о =/(*.«,), (7.38)

а затем и максимально допустимое значение частоты вращения ко­лонны и осевой нагрузки на забой

Оптимизация режима работы из условия обеспечения высокой производительности бурения

В этом случае режим бурения обусловлен необходимостью пере­дачи породоразрушающему инструменту максимальной энергии исхо­дя из статической прочности бурильной колонны и предельных воз­можностей бурового станка. Очевидно, что при этом износовые и пе­ременные нагрузки будут максимальны, но поскольку они действуют не мгновенно, а в течение определенного времени, такой режим может быть реализован путем ограничения ресурса колонны.

Подобрав предельно возможный режим нагружения колонны дан­ным буровым станком, находим запас прочности трубы по знакопере­менному изгибу, который является минимальным для данных усло­вий:

^ = Г(п, О). (7.40)

Определим X для полученного запаса прочности:

*=/«и) (7-41)

и рассчитаем назначенный ресурс трубы

= (7-42>

где Тт — назначенный ресурс трубы, ч; Рт (/) — назначенная вероят­

ность безотказность работы трубы за ее ресурс; и — частота вращения, об/мин; Я, ц — интенсивность отказов трубы, соответствующая значе­нию 1/ч.

Решение задачи по выбору оптимального режима работы из условия минимальных затрат на бурение в практике буровых работ является наиболее распространенным, так как наряду с требованием к каче­ству и производительности необходимо обеспечить минимальную сто­имость разведки, т. е. минимальные затраты на метр пробуренной скважины.

Стоимость скважины может быть представлена как линейная комбинация трех основных величин

С = С, + С2 + С3, (7.43)

где С —стоимость скважины, руб./м; С, = С4/П — сумма расходов, из­меняющихся в зависимости от производительности бурения с учетом затрат времени на ремонт (ликвидацию обрывов и связанных с ними аварий) бурильной колонны, руб./м (здесь С4 —зарплата ИТР, амор­тизация, услуги, транспорт и некоторые (или так называемые прочие) материалы, руб./ч; П — производительность бурения, м/ч); С2 — сум­ма расходов, связанных со стоимостью бурильных труб, руб./м; С3 — сумма расходов, независящих от производительности, т. е. постоян­ных на 1 м бурения (зарплата рабочим, обсадные и колонковые тру­бы, износ, исключая бурильную колонну), руб./м.

Рассмотрим, как изменяется целевая функция С. По мере увели­чения энергии, передаваемой породоразрушающему инструменту, механическая скорость бурения в определенных пределах возрастает, что способствует повышению производительности и снижению вели­чины С,. Одновременно растут переменные нагрузки, действующие на бурильную колонну, снижается запас прочности и возрастает интенсивность отказов, так как X =/(й), что приводит к увеличению затрат времени на ликвидацию обрывов и вызванных ими аварий, а следовательно, к снижению производительности бурения и увели­чению С,. Кроме того, будет также возрастать С2 вследствие увели­чения износа труб. Очевидно, что для каждого конкретного случая существует оптимальная нагрузка или режим бурения, при котором обеспечивается минимальное значение суммы рассматриваемых вели­чин, т. е. целевой функции С.

Производительность бурения с учетом надежности бурильной колонны определяется выражением

где Км — механическая скорость бурения, м/ч; Kt = ХсрптТвв — коэффи­циент, учитывающий затраты времени на ремонт бурильной колонны в процессе бурения в связи с внезапными отказами (здесь XCft — средняя интенсивность внезапных отказов колонны, 1/ч; Гвв — вре­мя восстановления колонны при одном внезапного отказе, ч); К2 = = 2( Тмд V„/LCKII + VMtnp + 1) — коэффициент, учитывающий затраты вре­мени на монтаж-демонтаж и перевозки (7^), а также на прочие операции (спуско-подъем, крепление скважины, геофизические ис­следования и т. д.) на 1 м бурения (/пр), ч/м.

Составляющая

С2 = итСт(А. ср + l/Tr)2VM,

где щ — количество труб в бурильной колонне при средней глубине скважины, шт; Ст —цена трубы, руб.; Тт — средний ресурс трубы в стандартизованных условиях бурения, ч.

После подстановки и преобразований рассмотренных составляю­щих целевая функция принимает вид

С = С4(ХсрптТвв/2 Vu + Тил/LCKB + tnp + 1/ VM) +

+ итСт(Хср + /Тт)/2 К + С3. (7.44)

Оптимальный режим работы колонны обеспечивается при условии

С = С

^ ‘-‘min*

Входящие в выражение (7.44) величины Км, А. ср, Тт при прочих равных условиях зависят от частоты вращения бурового снаряда, и следовательно,

С = F(n).

При расчете на статическую прочность предельную глубину спуска обсадной колонны в скважину определяют по формуле

L=l,02-l05a, FЯq, (7.45)

где от — предел текучести материала трубы, МПа; F— площадь сече­ния трубы по впадине резьбы, м2; -& — коэффициент запаса прочно­сти; q — удельная масса трубы, кг/м.

При — в — = 1,5 и ат = 490 МПа (сталь 36Г2С, вид термообработки Н и НЗ) предельная глубина спуска геологоразведочных обсадных труб составляет 2000—2700 м, а упрочненных (вид термообработки У, УЗ, ат = 755 МПа) на 54 % больше, т. е. до 4000 м.

Отсюда следует, что в большинстве случаев бурения геологоразве­дочных скважин рассчитывать обсадные колонны на допустимую глубину спуска не требуется, так как глубины их значительно меньше предельных.

Практическое значение имеет оценка допустимой силы растяже­ния обсадной колонны при извлечении ее из скважины, когда в до­полнение к силам тяжести колонны ее удерживают силы сопротивле­ния, возникающие на контакте со стенками скважины. Эта сила определяется выражением

0=1,02- 105ьtW (7.46)

где Q — допустимая сила растяжения, кгс; от в МПа; F в м2.

При — Ц — = 1,2 (что достаточно, чтобы не разрушить резьбовые со­единения) эта сила составляет для колонны обсадных труб (вид уп­рочнения Н и НЗ):

— диаметром 57 мм—17 910 кгс;

— диаметром 146 мм —46 273 кгс.

Расчет на внутреннее и наружное давление. Допускаемое внутрен­нее и наружное давление определяют по формуле

Р= kor2S/Dь, (7.47)

где Р — давление, МПа; & —коэффициент при расчете внутреннего давления, к = 0,875; наружного к =1,0; от —предел текучести мате­риала трубы, МПа; 8 —толщина стенки опасного сечения трубы, м; D — наружный диаметр трубы, м; д= 1,0—1,1 — запас прочности.

В обсадных трубах нефтяного сортамента опасным является сече­ние по целому телу трубы, так как сечение в резьбовом соединении более прочно и герметично. В геологоразведочных трубах предусмот­рены два типа резьбового соединения: с одним (наружным) упорным стыком — ниппельный тип НС и с двумя (наружным и внутренним) упорным стыком — приварной тип П (см. ГОСТ Р 51682—2000). В пос­леднем наличие внутреннего стыка исключает проникновение про­мывочной жидкости в полость резьбы, а в ниппельном типе герме­тичность обеспечивается только наружным стыком, и промывочная

жидкость полностью заполняет зазоры в резьбовой паре. Поэтому в ниппельном типе труб опасным является сечение трубы по впадине резьбы, а в приварном — сечение трубы в целом теле и, следователь­но, прочность последних на внутреннее и наружное давление пропор­циональна отношению опасных сечений этих типов труб.

Например, опасное сечение трубы диаметром 73 х 4,0 мм типа НС равно 2,5 мм, и допускаемое наружное давление при от = 490 МПа и д=1,0 составляет 33,6 МПа, а у трубы 73×4,0 типа П опасное сечение по целому телу в 1,6 раза больше и допускаемое наружное давление равно 53,8 МПа.

Расчет обсадной колонны на прочность при использовании ее в ка­честве бурильной. В данном случае метод расчета аналогичен приме­няемому при расчете бурильной колонны (см. подразд. 7.4). Однако для выполнения такого расчета необходимо иметь величины предель­ных знакопеременных моментов изгиба, которые могут быть рассчи­таны по следующей формуле:

Мпред = Ю8^,).^,

Тип трубы и вид термообработки ее материала Трубы типа НС: нормализация (Н) …………………………………………….. улучшение (У) ………………………………………………… Трубы типа П: нормализация (Н) …………………………………………….. улучшение (У) …………………………………………………

где Л/Пред — предельный знакопеременный момент изгиба резьбового соединения трубы, Нм; (о_, )д — предел выносливости трубы МПа (ГОСТ Р 51682—2000); Щ, — осевой момент сопротивления опасного сечения резьбы при изгибе, м3; значения (о_,)д приведены ниже.

(а_,)„ МПа 96

. . 115

. . 120 140

Особенности конструкции и расчета пластмассовых обсадных труб.

Преимущества пластмассовых труб обусловлены высокой стойкостью к агрессивным средам и легкостью материала. Однако прочность таких труб на два порядка ниже стальных и наиболее опасными для них являются нагрузки, приводящие к смятию и разрыву от перепада давления в скважине. Из-за низкой прочности материала колонна пластмассовых труб, имеющих резьбовое соединение, недостаточно надежна, поэтому для соединения их в колонну при спуске в сква­жину и разъединения колонны на трубы при ее извлечении в основ­ном используют сварку.

Стандартных пластмассовых обсадных труб не существует, но в качестве обсадных могут быть использованы, например, напорные трубы из полиэтилена ГОСТ 18599, предусматривающего 27 диамет­ров труб от 10 до 630 мм с толщиной стенки от 2 до 45,5 мм, из которых могут быть подобраны трубы, близкие по диаметрам к сталь­ным обсадным трубам. Эти трубы проходят испытания гидравличе­ским давлением при начальном контрольном напряжении в стенке 15,0 и 7,0 МПа для полиэтилена соответственно низкого и высокого

давления. Пластмассовые трубы изготовляют и из других материалов. В связи с отсутствием точных расчетов пластмассовых труб на проч­ность для оценки допустимого давления на смятие (рси) таких труб можно использовать полученные экспериментально следующие за­висимости:

— для труб диаметром 110—160 мм из полиэтилена высокой плот­ности (ПВП):

Лм= 10(14,2+1,58),

где 5 —толщина стенки трубы, см;

— для труб диаметром 125—175 мм из винипласта (ВП):

10(10,0+1,48).

Комментарии запрещены.