Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Условия работы. В процессе бурения скважины колонна бу­рильных труб подвергается воздействию ряда усилий, различных по величине, характеру и направлению действия, в связи с чем находится в сложном напряженном состоянии. На колонну бу­рильных труб действуют: осевые усилия, вызывающие напряже­ния растяжения и сжатия; крутящий момент, вызывающий каса­тельные напряжения, увеличивающиеся вдоль колонны при ее вращении от забор к устью скважины; изгибающий момент, воз­никающий в результате совместного действия осевых и центро­бежных сил при вращении колонны, а также при работе колонны в криволинейном стволе скважины; колебания, возникающие так­же при вращении колонны и зависящие в значительной степени от уравновешенности бурильного вала, а также от состояния самой скважины, в которой работает колонна бурильных труб (характер и однородность разбуриваемых пород, разработка стенок скважи­ны и изменяющийся в связи с этим профиль сечения ствола сква­жины; искривление скважины и др.) и ряда других факторов. Уста­новлено [19, 36], что переменные и динамические нагрузки (кру­тильные и продольные колебания, знакопеременный изгиб) приво­дят к усталостному разрушению бурильных труб, особенно в ниж­ней части колонны.

Таким образом, в процессе бурения скважины бурильные тру­бы испытывают статические напряжения: растяжения ар, сжатия сток» кручения т и переменные напряжения: изгиба <тНяг, касатель­ные ть* в результате действия крутильных колебаний и напряжение растяжения — сжатия ар. с в результате продольных колебаний ко­лонны.

Рассчитать точно колонну бурильных труб па прочность при бурении скважины трудно, поэтому расчеты производятся с не­которыми допущениями, которые учитываются при определении коэффициента запаса прочности.

Для проведения проверочного расчета на прочность колонны бурильных труб при бурении скважины колонну условно делят на зоны: верхнюю — растянутую и нижнюю — сжатую (рис. 6). Уста­новлено, что статические нагрузки, действующие на колонну бу-

рильных труб, увеличиваются с приближе­нием к устью скважины, тогда как пере­менные нагрузки возрастают в обратном направлении, т. е. к забою. Исходя из это­го, проверочный расчет колонны буриль­ных труб при бурении рекомендуется производить в верхнем сечении на стати­ческую прочность и в нижних сечениях, находящихся на расстоянии ±г от нуле­вого сечения, на выносливость.

и

Т

о•

■qv

3L

=2Е

Рис. 6. Схема к расчету бурильной колонны на прочность

Бурильные колонны, работающие в сильно искривленных или горизонтальных скважинах, рассчитываются на выносли­вость. Наиболее нагруженным сечением в колонне бурильных труб, работающей в

горизонтальной скважине, является сечение у устья скважины [П].

Расчет колонны бурильных труб на прочность при колонковом бурении.

1. Условие прочности колонны бурильных труб при действии статических нагрузок в процессе бурения определяется выраже­нием

[от]

> 1,5 + 1,7.

(IV.3)

*с =

Напряжение растяжения может быть рассчитано по формуле

ap = G/F, (IV. 4)

где F— площадь поперечного сечения трубы, м2; G — вес колонны бурильных труб, действующих в рассматриваемом сечении, Н. При расчете веса могут быть рассмотрены следующие случаи:

а) в процессе бурения в сечении у устья скважины

(IV. 5)

G = gq(L — l0) (l — ^ (cos0ср + jnsin0cp);

б) в процессе бурения в любом сечении колонны, расположен­ном на расстоянии /1 от устья скважины,

(IV.6)

G = gq(L — /j — /0)^1 — ) (cos Єср + ц sin Єср);

в) при подъеме колонны бурильных труб из скважины в сече­нии у устья скважины

‘шах

= [(£ — /о )Я+ Ш (1 — -£-) (соз 0ср + ц МП 0ср), (IV. 7)

гДв Кир — коэффициент, учитывающий наличие и влияние резко искривленных участков ствола скважины, влияние кривизны самой колонны бурильных труб, влияние состояния ствола скважины, т. е.

43

всех тех факторов, которые вызывают дополнительные сопротив­ления при подъеме бурового снаряда из скважины; L — длина ко­лонны бурильных труб, м; /0 — длина сжатой части колонны, м; 1Х — расстояние от устья скважины до рассматриваемого сечения, м; q — масса 1 м колонны бурильных труб в сборе, кг/м; q$ — масса 1 м труб, весом которых создается требуемая нагрузка на породоразрушающий инструмент, кг/м; р — плотность промывоч­ного агента, кг/м3; рм — плотность материала труб, кг/м3 (для ста­ли р„ = 7,85*103 кг/м3, для сплава Д16Т рм = 2,8*103 кг/м3); 0СР — средний зенитный угол скважины, градус; 0СР= (0н + 0к)/2; 0ц, 0К — начальный и конечный зенитные углы скважины; р— коэффициент трения бурильных труб о породу; g = 9,81 м/с2.

Длина сжатой части колонны бурильных труб рассчитывается по формуле

/о = ————————- 7—- . (IV.8)

ёЯо( 1 — р/рм) COS0CP

где Р — осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, Н.

Значения коэффициентов трения бурильных труб о породу мо­гут быть ориентировочно приняты по следующим данным, приве­денным для породы типа габбро и стальных труб [11]:

Сухая скважина…………………………………………………………………. …………………………………………………………………………………………. 0,3—0,4

Вода • »»•»•••••••*• 0,2—0,4

Эмульсия…………………………………. Г……………………………………………….. 0,12—0,2

Нигрол-канифольная смазка……………………………………………………………………………………….. 0,10—0,15

В случае применения легкосплавных бурильных труб коэффи­циент трения (х следует уменьшить приблизительно на 10%.

Опытные значения /Спр для различных геолого-технических ус­ловий приняты следующими [13]:

TOC o "1-5" h z Вертикально заданные скважины, пробуренные в крепких породах при не­большой кривизне скважины……………………………………………………….. ……………………………………………………………………………………………………….. 1,2

Скважины большого диаметра (более 76 мм), пробуренные в крепких поро­дах при средней интенсивности искривления /q=0(02 градус/м…… 1,3

Скважины, пройденные-^ мягких породах, склонных к набуханию………. ………………………………………………………………………………………………………. 1,4

Скважины, пробуренные в крепких породах под углом 80—75° к горизонту при средней интенсивности искривления /0 =0,035 градус/м.. ……………………………………………………………………………………………………….. 1,6

Сильно искривленные скважины малого диаметра………………………………. ………………………………………………………………………………………………………. 1,8

Касательные напряжения т пропорциональны крутящему мо­менту, передаваемому колонной бурильных труб на породоразру­шающий инструмент и расходуемому на вращение самой колонны. Максимальных значений касательные напряжения достигают в се­чении у устья скважины

т = мкр/«7р) (IV. 9)

где Й7р — полярный момент сопротивления труб при кручении, м3;

МКр — крутящий момент в рассматриваемом сечении колонны, Н* м.

й7р = “ПГ~^Т^: (1УЛ0)

Мкр-=М^, (IV. 11)

где й, й — наружный и внутренний диаметры бурильной трубы, м;

— мощность, передаваемая от бурового станка на породоразру­шающий инструмент в процессе бурения, определяется в зави­симости от положения рассматриваемого сечения колонны буриль­ных труб, Вт; (о — угловая скорость вращения колонны бурильных труб, с“1; (о=лл/30; п — частота вращения колонны бурильных труб, об/мин.

При расчете мощности N5 можно руководствоваться следую­щими положениями:

мощность на устье

л/ _ д/ _1_ /у 4_ м.

б. у — «хв. ут * доп ^’¥заб»

мощность для любого сечения колонны на расстоянии 1 от устья скважины (длина бурильной колонны в этом случае равна

Ь-Ц)

* *б I—I — Л^хв I—I “1“ -^доп ^заб>

мощность в. нулевом сечении (длина колонны Ь = 1о)

Л^бО—О = N кв 0—0 + Л^доп + Л^ааб!

мощность в нижнем сечении у забоя скважины принимается равной [13]

1 *5Л^аб*

Расчеты Л^заб» А^доп, А^хв производятся по формулам (1Х.2) — (1Х.5), (1Х.6), (1Х.7) или (1Х.8).

При проведении проверочного расчета бурильных труб на ста­тическую прочность рекомендуется принимать М1ф больше рас­четного на 20—30 % [36].

2. Условие прочности колонны бурильных труб при сложном напряженном состоянии и переменных напряжениях, т. е. условие прочности на выносливость, определяется выражением [11]

=——— Я°Д’ — > 1,3, (IV. 12)

V

где п% —^суммарный коэффициент запаса прочности по нормаль­ным и касательным напряжениям; па—коэффициент запаса проч­ности по нормальным напряжениям; пх — коэффициент запаса прочности по касательным напряжениям.

V?

В свою очередь,

(IV. 13)

1а—1 из] [а1]

[<7Т] Сиз + [0—1 из! 0ОС

и, принимая постоянным М1ф,

(1У.14)

пх = [тт]/т.

Значение аое в формуле (IV. 13) зависит от положения рассмат­риваемого сечения: оос = <тСж — для сжатой части колонны буриль­ных труб и (Тос = ар — Для растянутой части.

Для нулевого сечения (в этом сечении оОс = 0, а касательными напряжениями можно пренебречь) коэффициент запаса прочности может быть определен

(IV. 15)

В приведенных формулах: [ат — предел текучести при растя­жении, МПа;. [тт] — предел текучести при кручении, МПа. (см. табл. 11); [ст_1„3] — предел выносливости труб, МПа.

Значения [ог_1из] определяются опытным путем и для труб гео­логоразведочного стандарта в основном отсутствуют. Поэтому при расчете колонны бурильных труб на выносливость следует на ос­новании данных табл. 11 рассчитать пределы выносливости для труб, пользуясь следующими выражениями [39]:

[^—1Из] ——— [^—1 из]в. обр

где [<т-1иэ]в. обр — предел выносливости материала трубы в воздухе для полированного образца, МПа; р— коэффициент* учитываю­щий состояние поверхности, р = 0,6; ам — коэффициент, учитыва­ющий влияние масштабного фактора, для стальных труб ам=0,7; для труб из сплава Д16Т ам=0,8. Установлено, что при работе ко­лонны бурильных труб в промывочной среде предел выносливости снижается, тогда

[**— 1 из]р 1 из] Рс*

где [о-1из]р — предел выносливости трубы в среде глинистого раст­вора, МПа; рс — коэффициент понижения предела выносливости в, среде; для глинистого раствора рс = 0,5.

При расчете на выносливость соединений бурильных труб пре­дел выносливости для соединений определяется выражением

[О-! из1с = [*-1 ив] Рк ИЛИ [а_! яз! с = 1а-1 нэ] Ркс.

где рс = 0,6 — коэффициент понижения предела выносливости тру­бы, обусловленный нарезкой; Ркс = 0,3— коэффициент, учитываю­щий совместное влияние нарезки и среды.

Напряжения изгиба оаз могут быть рассчитаны по следующим формулам [11, 36]:

для прямолинейной вертикальной или наклонной скважины

°Ги» = ~Щг~~; (IV. 16)

/2 ур

‘п^О

для искривленной скважины

Ей. £7/я2 ,П7 ,

= — г— + —г—, (IV. 17)

2*о /2П1Г,

где / — стрела прогиба, м /=(1, 2 0—6)!2; И — диаметр породо­разрушающего инструмента, м; #о— радиус кривизны ствола сква­жины, м У? о=57,3°//е; /в—интенсивность зенитного искривления ствола скважины; градус/м; /п — длина полуволны, м; — осе­вой момент сопротивления при изгибе, м3; I — осевой момент инер­ции сечения трубы, м4.

В свою очередь,

у _п_

32 й 4

и

I — й1)*0,5(^-сЙ). (IV. 19)

Ь4

Е — модуль продольной упругости, Па: для стали £ = 2- 10м Па, для алюминиевых сплавов £ = 0,7- 10й Па.

Длина полуволны может быть рассчитана по формулам [36]: для вертикальных скважин

/п = ]/± 0,5г8 + 0,25 (гд? + 2,68 ^ , (1У.20)

для искривленной скважины

где г — расстояние от нулевого сечения до рассматриваемого, м; знак минус перед первым членом под радикалом принимается при расчете длины полуволны для сжатой части бурильной колонны.

Длина полуволны для нулевого сечения рассчитывается по фор­муле

/ао_о = Ар — 2,68 . (1У.22)

Если длина полуволны, рассчитанная по приведенным форму­лам, будет больше расстояния между замками, то следует брать длину полуволны, равной расстоянию между замками. Если дли-

47

на полуволны будет меньше расстояния между замками, то следу­ет принимать расчетную длину полуволны.

Наиболее опасными сечениями в колонне бурильных труб при работе в скважине в процессе бурения следует считать: верхнее сечение у устья скважин, нулевое сечение, а также сечения труб, находящиеся в зоне интенсивного искривления ствола скважины.

Приведенная методика расчета колонны бурильных труб на прочность предполагает, что прочность тела трубы равна или меньше прочности резьбовых соединений. В противном случае сле­дует проводить расчет на прочность колонны бурильных труб по методике, предложенной Л. А. Лачиняном и С. А. Угаровым [19].

Определение предельно допустимых режимных параметров.

* В связи со сложностью методики расчета колонны бурильных труб с учетом прочности резьбовых соединений Л. А. Лачиняном и С. А. Угаровым в работе [19] предложен для этого случая расчет предельно допускаемых частоты вращения и осевой нагрузки, обеспечивающих работу бурильных труб с запасом прочности по переменным напряжениям в самом опасном сечении не менее 1,6.

Предельно допускаемая частота вращения колонны бурильных труб, при которой запас прочности в случае переменных нагрузок в наиболее слабом звене нулевого сечения не будет меньше задан­ного, рассчитывается по формуле

191/сГ п =— У—[1]— ,

Сх (1,20 — й3)

где С) и С2 — коэффициенты, значения которых для бурильных труб муфтово-замкового соединения и УБТ приведены в табл. 19;

Таблица 19 Коэффи­ Соединение труб с замком диаметром» мм Замковая резьба Соединение УБТ циенты 42 50 63,5 3-42 3*50 3-63,5 УБТ-Р-73 УБТ-РПУ-89 с 7,1 36,2 9,3 50,0 16,2 83,8 3,6 36,2 4,3 50,0 5,8 83,8 6,9 109,3 7,9 168,6

£> — диаметр породоразрушающего инструмента, м; с13 — диаметр замка, м.

Предельно допускаемая нагрузка из условия прочности сжатой части колонны рассчитывается по формуле

м

пред

Р =

(IV. 24)

1, 6(1,20 —^8)

где Мпред — предельный знакопеременный изгибающий момент для бурильных труб или УБТ; значения Мщед приведены в табл. 20. |

Таблица 20 Тип резьбы Предельный знакопеременный изгибающий момент (в Н-м) при типоразмере соединения (по диаметру труб), мм 42 50 63,5 УБТ-Р-73 УБТ-РПУ-89 Замковая Трубная 902,5 450,8 1470 686 2440 1087,8 2254 3410,4

Комментарии запрещены.