Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Основные нагрузки, действующие на бурильную колонну

С начала бурения скважины бурильная колонна на всей длине находится в сжатом состоянии, так как своей массой и системой подачи бурового станка создает необходимую осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент. После того как масса колонны по мере углубки скважины достигнет величины этой необходимой осе­вой нагрузки, в колонне появляется так называемая нулевая зона, т. е. сечение, в котором сжатие переходит в растяжение, так как избыточная масса колонны с этого момента поддерживается во взве­шенном состоянии.

Поскольку бурильная колонна передает породоразрушающему инструменту крутящий момент, осевую нагрузку доставляет к забою очистной агент, и между скважиной и колонной всегда имеется зазор, то на нее действует целый комплекс постоянных (статических), пе­ременных и динамических нагрузок, а также внутреннее и наружное давление очистного агента.

Максимальные постоянные (статические) нагрузки — растяжение и кручение — действуют в верхней части колонны у устья скважины. Постоянными их называют потому, что они не меняют своего знака. В случае прихвата бурового снаряда значительный крутящий момент может возникнуть и в нижней призабойной зоне колонны бурильных труб. Эти нагрузки значительны по величине, и в случае несвоевре­менной отбраковки бурильных труб, достигших предельного состоя­ния по износу, могут привести к их мгновенной поломке. Такие поломки возможны и в колонне новых бурильных труб, если по своей прочностной характеристике они не соответствуют мощности бурово­го станка.

Не менее опасны статические нагрузки изгиба для любого участка бурильной колонны, но в особенности на участках скважины, при­уроченных к большим кавернам значительной протяженности. Об этом свидетельствуют многочисленные случаи появления в колонне сильно искривленных труб (до 1,5—3,0 мм/м при допуске на кривиз­ну до 1,0 мм/м), выявляемых визуально без проведения специальных измерений кривизны.

Статические нагрузки, хотя и значительны по величине, но крат­ковременны по своему действию, сравнительно легко прогнозируемы и поэтому поломки под действием этих нагрузок могут быть своев­ременно предупреждены.

Наибольшую опасность для колонны бурильных труб представ­ляют нагрузки переменного характера, которые по своей величине в 4—5 раз меньше статических, но они постоянно меняют знак на­грузки: растяжение (знак «+»), сжатие (знак «-»), создавая условия незаметного усталостного разрушения труб, действующие пракгиче-

ски непрерывно. Кроме того, они трудно прогнозируемы, и своевре­менное предупреждение их представляет большую проблему.

Как показали многочисленные исследования и практический опыт, основной знакопеременной нагрузкой является нагрузка изгиба, дей­ствующая на всей длине бурильной колонны, но наибольших значе­ний достигает в сжатой и нулевой зонах. Переменная составляющая касательных напряжений весьма мала (до нескольких процентов по отношению к напряжениям знакопеременного изгиба), практически не оказывает влияния на общий запас прочности по переменным нагрузкам и в расчетах не учитывается.

На бурильную колонну действуют и динамические нагрузки, возни­кающие в результате крутильных, продольных и поперечных колебаний. При резонансных явлениях эти нагрузки могут привести к катастрофи­ческим разрушениям бурильных колонн, но при нормальных режимах бурения они незначительны: не оказывают существенного влияния на прочность колонны — и поэтому в расчетах не учитываются.

Давление очистного агента в геологоразведочном бурении обычно не превышает 6,0 МПа и не опасно с точки зрения прочности колон­ны труб, но может приводить к значительным утечкам через их резь­бовые соединения. Утечки возможны только в случаях, когда резьбы не затянуты с заданным крутящим моментом или нарушена плот­ность их стыка из-за перекоса упорных торца муфты и (или) уступа ниппеля (брак изготовителя), а также в результате попадания на их поверхность частиц шлама в процессе сборки (нарушение правил эксплуатации).

Практический опыт показал, что правильный уход за резьбой и предварительная затяжка резьбовых соединений при каждом спуске бурильной колонны в скважину обеспечат полную герметичность ее на весь период работы в очередном рейсе.

Расчет запаса прочности бурильной колонны

Расчет запаса прочности бурильной колонны непосредственно связан с вопросом ее устойчивости, которому уделено очень много исследований и публикаций как отечественных, так и зарубежных авторов.

Ряд авторов делает вывод, что колонна, теряя прямолинейную форму устойчивости, в растянутой, нулевой и в сжатой зонах приоб­ретает плоско изогнутую форму. Другие считают, что в сжатой зоне она имеет пространственно-спиральную форму. В зависимости от предполагаемых форм устойчивости колонны разработаны соответ­ствующие методы расчета запаса прочности.

В первом случае (плоско изогнутая форма) учитывают влияние частоты вращения, осевой нагрузки, зазора между колонной и стен­ками скважины и жесткость труб.

Во втором случае (пространственно-спиральная форма) учитыва­ют только зазор и осевую нагрузку, так как считается, что колонна
как бы навита на стенки скважины и контактирует с ней не в отдель­ных точках, а по всей ее длине. В этих условиях изменение частоты вращения не влияет на шаг спирали, а приводит только к изменению сил прижатия колонны к стенкам скважины.

Из практики известно, что обрывы колонн присходят в основном в сжатой зоне, причем интенсивность внезапных отказов растет с увеличением частоты вращения. Следовательно, и в сжатой зоне су­ществует и часто превалирует плоско изогнутая форма равновесия. Разносторонними исследованиями установлено, что в реальных усло­виях бурения колонна на любом участке может переходить из одной формы устойчивого равновесия в другую в зависимости от частоты вращения, осевой силы, условий трения о стенки скважины, радиаль­ных зазоров и кривизны труб. При этом она может вращаться вокруг своей оси или(и) оси скважины, перекатываться по стенкам скважи­ны, в том числе и в сторону противоположную вращения (обратная прецессия).

При расчетах на прочность, связанных с устойчивостью буриль­ной колонны, необходимо независимо от предполагаемой формы равновесия использовать тот метод расчета, который обеспечивает наибольший запас прочности.

Расчет запаса прочности бурильной колонны по статическим нагрузкам

Нормальные напряжения от растяжения при бурении скважины обусловлены массой бурильной колонны и достигают максимальных значений на верхнем ее конце. Здесь же своего максимума достигают касательные напряжения, вызванные крутящим моментом вращения колонны. Запас прочности рассчитывают из условия одновременного действия наибольших напряжений растяжения и кручения по третьей теории прочности

где 1^ —запас прочности по статическим нагрузкам ($ = 1,5- 1,4); от — предел текучести материала тела бурильной трубы, МПа; о — нор­мальное напряжение (растяжения, сжатия или изгиба), МПа; т— касательные напряжения, МПа.

Напряжение растяжения (Зр (в МПа) у устья скважины (в верхней бурильной трубе) определяют выражением

Б

(7.2)

где 0кр — нагрузка на крюке при подъеме колонны с вращением или бурении (0кр — /’1|р. и) при заданной осевой нагрузке на породоразруша­ющий инструмент — Рпри; Б— площадь поперечного сечения буриль­
ной трубы, м2; Апр — коэффициент, учитывающий дополнительное со­противление при подъеме, зависящий от интенсивности искривления и геолого-технических условий бурения, выбираемый в диапазоне от 1,2 до 1,8; при бурении скважин в крепких устойчивых породах с ма­лой интенсивностью искривления и при больших радиальных зазорах Кпр = 1,2; в мягких породах при большой толщине глинистой корки на стенках скважины Кщ= 1,6; а — коэффициент, учитывающий увели­чение веса колонны в зависимости от вида соединения; для муфтово­замкового соединения а =1,1, для ниппельного а =1,05; ^ —вес 1 м трубы, Н/м; I — длина колонны (глубина скважины), м; 0ср —сред­ний зенитный угол:

9сР = 29°;^> (7.3)

где 90 —начальный зенитный угол; /0 —средняя интенсивность ис­кривления, град./м; (1 — коэффициент трения бурильных труб о стен­ки скважины, при практических расчетах ц = 0,3; уж, уы — удельные веса соответственно промывочной жидкости и металла труб.

Касательные напряжения т (в МПа) от действия крутящего мо­мента находят из выражения

М

"ж — (7’4>

где Мк — крутящий момент в верхнем сечении колонны, Н-м (наи­большее значение имеет у устья скважины, по направлению к забою снижается за счет сопротивления трения колонны о жидкость и стен­ки скважины); Щ. — полярный момент сопротивления площади попе­речного сечения трубы при кручении, м3:

л(Р4 — й*)

16/) ’ ( }

где Б и (1 — наружный и внутренний диаметры бурильной трубы, м. Крутящий момент

Мк=-, (7.6)

са

где ТУ— мощность, затрачиваемая на бурение в рассматриваемом се­чении, Вт; со — частота вращения бурильной колонны, с4:

ЛЯ

и=зо’ <7’7)

где и —частота вращения бурильной колонны, мин4.

Полная мощность в верхнем сечении колонны А^вв при геолого­разведочном бурении состоит из мощности, затрачиваемой на холо­

стое вращение колонны А^хв; мощности, затрачиваемой на разру­шение горной породы на забое скважины и на преодоление

сопротивлений, возникающих при трении гребней полуволны враща­

ющейся колонны о стенки скважины при передаче осевой нагрузки

^аоп? Т* С.

К.* = К + Wm6 + Nao„. (7.8)

В нулевом сечении при бурении, где осевая сила отсутствует, Рпр и = 0:

А’о = ^хв(0-0) + ^заб + ^Чюп — (7.9)

ЛГХ В в этом случае находят при значении L = Z0_0. Здесь Z0_0 (в м) — координата нулевого сечения, отсчитываемая от точки забоя, опреде­ляемая из выражения

^0-0 = — Р-р • (7.10)

aq cos 0ср

Для нижнего сечения, т. е. у забоя скважины,

^„.„=1,5^338, (7.11)

где 1,5 — коэффициент запаса.

При роторном бурении

K. B = K. B + N^6. (7.12)

Расчетные формулы для определения NXK, и Nm„ рассмотрены в гл. 3.

Напряжения растяжения возникают в колонне бурильных труб лишь при условии, когда скважина достигает такой глубины, при которой необходимая осевая нагрузка превышает массу колонны при этой глубине.

Так, при использовании труб ТБСУ-43 с осевой нагрузкой 7,8 кН и 19,6 кН растянутая часть колонны появляется при глубине 150 и

600 м, а при использовании труб ТБСУ 63,5 мм — при глубине соот­

ветственно 125 и 300 м. Следовательно, значительную часть времени, а в неглубоких скважинах практически все время, бурильная колонна работает в условиях сжатия, при которых наибольшую опасность, в особенности на интервалах скважины с кавернами, представляет ком­бинация кратковременных, но значительных по величине, статичес­ких нагрузок изгиба и кручения. В этом случае запас прочности может быть также определен из зависимости (7.1), но в качестве нормальных здесь следует принять напряжения изгиба.

В случае плоско изогнутой колонны напряжение изгиба опреде­ляется зависимостью

%2EJf

= (7.13)

где Е— модуль продольной упругости, для стали Е= 2 •10" Па; J— эквато­риальный момент инерции площади поперечного сечения тела трубы, м4:

J = Ј-(D4-d*)~0,5(D*-d*); (7.14)

64

(Д. — диаметр скважины); /„ — длина полуволны прогиба в м как в сжатой, так и в растянутой частях бурильной колонны — прибли­женно вычисляют по формуле Г. М. Саркисова

/„ = —, ± 0,5г + Л0,2572 + , (7.16)

м| V Ж

Z— координата рассматриваемого сечения бурильной колонны (м), отсчитываемая от нулевого (нейтрального) сечения (координата Z счи­тается положительной в растянутой части колонны, а для сжатой части — отрицательной: для верхнего сечения координата Z=Z-Z0, для нижнего сечения координата Z=Z0_0, а для нулевого сечения координата Z= 0); И’—осевой момент сопротивления изгибу в рас­четном сечении:

IV = • (7.17)

321) ‘

Длину полуволны для искривленной скважины можно рассчитать по формуле [7]

^ J±0,5Zg cos 0ср + JO,25(Zg cos 0ср)2 + 2,68^. (7.18)

Напряжения изгиба (в Па) в резьбовом соединении бурильных труб

T^EJf

биз — , (7.19)

где f = 2 — стрела прогиба, м; dM — наружный диаметр муфты

или ниппеля, м; W, — осевой момент сопротивления в опасном сече­нии, м3:

где Z), и dx — размеры опасного сечения по наружному и внутреннему диаметрам трубы или ниппеля в резьбовой части.

При расчете запаса прочности бурильной колонны по переменной нагрузке возникают трудности, которые не только усложняют, но и обусловливают его невысокую точность.

Первая трудность вызвана тем, что необходимо учесть многочис­ленные факторы, влияющие на допускаемое напряжение по перемен­ной нагрузке. Для этого необходимо сначала испытать на стенде

386

и определить предел выносливости стандартного полированного об­разца, выполненного из того материала, который будет использован при изготовлении бурильной трубы или детали замка. Затем испытать аналогичные образцы, но с надрезом и определить коэффициент концентрации напряжений от резьбы и коэффициент, учитывающий постоянную составляющую от затяжки резьбового соединения.

Вторая — основная трудность связана с тем, что в резьбовом соединении, для которого определяется запас прочности по перемен­ным нагрузкам и состоящем из двух деталей (ниппеля и муфты), неизвестно, как распределяется изгибающая нагрузка между ниппелем и муфтой. Поэтому невозможно определить действующее напряжение изгиба в опасном сечении, например в конусе ниппеля, что приводит к значительным ошибкам в расчете.

Чтобы упростить задачу и избежать этих ошибок, был разработан метод расчета запаса прочности не по напряжениям, а по нагрузкам. Для этого был создан специальный стенд для испытаний на знакопере­менный изгиб натурных образцов бурильных труб с вращением при консольном изгибе с базой 5 • 106 для стальных труб и 107 для легкосп­лавных. Образец получает непрерывно действующий изгибающий мо­мент в заданном сечении (тело трубы, сварной шов или резьбовое со­единение) и вращается до поломки или без нее, пока не пройдет соот­ветствующую базу. Максимальный изгибающий момент, при котором пройдут базу не менее трех образцов данного типоразмера, принимают в качестве предельного для испытываемого сечения образца (Л/пред). Минимальные значения Л/пред всех существующих типоразмеров буриль­ных труб стандартизованы. Все испытания проводят на воздухе, так как специальными исследованиями было установлено, что коррозионная среда, присутствующая в резьбовом соединении, не оказывает суще­ственного влияния на его сопротивление усталости. Это объясняется тем, что в герметичном резьбовом соединении отсутствует движение (перетекание) промывочной жидкости, и поэтому нет постоянного при­тока кислорода, без чего интенсивная коррозия невозможна.

Запас прочности определяют из прямого соотношения между предельным знакопеременным изгибающим моментом (Л/пред), полу­ченным на стенде, и действующим знакопеременным моментом из­гиба в скважине (Ма):

М

А = ^2*1. (721)

ма

При этом не учитывается постоянная составляющая сжатия или растяжения, действующая одновременно со знакопеременным изги­бом, что не оказывает существенного влияния на запас прочности. Объясняется это тем, что действующие постоянные нагрузки в бу­рильной колонне пренебрежимо малы в сравнении с постоянной составляющей от предварительной затяжки в резьбовом соединении, которая, например в замковой резьбе трубы ТБСУ 63,5 мм, состав­ляет около 60 т.

В скважине с интенсивностью искривления менее /0 = О,3 град./м действующий изгибающий момент

Ма = (7.22)

Запас прочности колонны труб в такой скважине определяем из выражения

М 12

^ = 4^77- <7-23>

к2Е1/

В скважине с интенсивностью искривления более /0 = 0,3 град./м действующий изгибающий момент

Ма = я£/-/в, (7.24)

где /е — интенсивность искривления скважины, град./м.

Запас прочности в этом случае определяют из выражения

1,8 л/™,

<7-25>

тт г 180

Поскольку /0 = —, где гс — радиус кривизны скважины, то %гс

М г

^ пред’с

А = ~Е1 -■ (7.26)

Для нулевой зоны колонны запас прочности может бьггь определен непосредственно по частоте вращения из следующих зависимостей:

— для стальных труб:

$ = ПЕ“ (7 27) / Г-,5

2,16 •!(Т5М,

(1д)05/п

— для легкосплавных труб:

0= (7-28)

3,72 • 10“5 М,

(кГ/п

Это позволяет упростить оценку и выбор запаса прочности по переменной нагрузке для наиболее нагруженного сечения сжатой зоны, предварительно рассчитав его для нулевого сечения по формуле (7.27) или (7.28), и затем путем умножения на переводной коэффициент К& (рис. 7.7) перейти к запасу прочности для сжатой зоны.

Комментарии запрещены.