Бурильная колонна

Размещено на http://www.allbest.ru/

[Введите текст]

1. Назначение, состав и основные требования

Бурильная колонна предназначена для выполнения следующих основных функций:

передачи вращения от ротора породоразрушающему инструменту;

передачи неподвижному столу ротора реактивного крутящего момента, возникающего при бурении скважины забойными двигателями;

создания на долото осевой нагрузки;

подвода промывочной жидкости для очистки забоя скважины от выбуренной породы, а также для привода забойных гидравлических двигателей;

подъема кернового материала и спуска аппаратуры для исследований в стволе скважины;

проработки и расширения ствола скважины, испытания пластов, ликвидации аварий в скважине.

Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб и утяжеленных бурильных труб, соединяемых бурильными замками, муфтами и переводниками. Ведущая труба соединяется с вертлюгом и посредством зажимов взаимодействует с ротором буровой установки. Утяжеленные бурильные трубы устанавливают в нижней части колонны, и они служат для создания осевой нагрузки на долото. При бурении в осложненных условиях, кроме утяжеленных труб, в нижней части колонны устанавливают калибраторы, центраторы, стабилизаторы и другие устройства, предупреждающие искривление скважины. Между ведущей и утяжеленными трубами находятся бурильные трубы, составляющие большую часть бурильной колонны. Для сокращения операций свинчивания и развинчивания, вызывающих износ резьбовых соединений, бурильная колонна делится на свечи, состоящие из нескольких труб. Длина свечи ограничивается ее продольной устойчивостью при осевом сжатии под действием собственного веса и высотой вышки.

Компоновку бурильной колонны выбирают исходя из конструкции скважины, способа бурения и горно-геологических условий. Для предотвращения поломок бурильные колонны должны обладать регламентированными запасами статической прочности и сопротивления усталости. При выборе конструкции колонны необходимо стремиться к оптимальному сочетанию ее прочности и массы. Уменьшение массы бурильной колонны за счет применения высокопрочных, а также легкосплавных бурильных труб способствует благоприятному нагружению подъемной части буровой установки. Жесткость бурильной колонны должна быть достаточной для предотвращения ее продольного изгиба под действием осевого сжатия, вращения и крутящего момента.

Уменьшение диаметра бурильной колонны и резкие переходы в ее проходном канале приводят к увеличению гидравлических сопротивлений и, следовательно, давления буровых насосов. В результате этого возрастает износ поршней, втулок, клапанов и других деталей буровых насосов, контактирующих с промывочным раствором. Таким образом, масса и диаметр бурильной колонны должны удовлетворять требованиям, определяющим наиболее благоприятный режим эксплуатации подъемного механизма и буровых насосов. Производство высокопрочных и легких бурильных труб -- важная предпосылка повышения эффективности бурения и технико-экономических показателей буровых установок.

Резьбовые соединения труб

Трубы, муфты, переводники и другие элементы бурильной колонны соединяются коническими резьбами, которые по сравнению с цилиндрическими резьбами обладают важными для условий бурения преимуществами. Натяг, создаваемый при свинчивании конической резьбы, обеспечивает надежную герметизацию стыкуемых элементов бурильной колонны. В отличие от цилиндрической резьбы число оборотов, необходимое для свинчивания и развинчивания конической резьбы, не зависит от числа ниток, находящихся в сопряжении, и составляет

где h - рабочая высота профиля резьбы; - диаметральный натяг свинченного соединения; K - конусность резьбы; Р - шаг резьбы.

Из формулы следует, что число оборотов, необходимое для свинчивания, уменьшается при увеличении шага и конусности резьбы. Поэтому бурильные замки и другие, часто свинчиваемые и развинчиваемые детали, имеют более крупную коническую резьбу. При свинчивании ниппель бурильного замка входит в муфту на достаточную глубину и благодаря этому обеспечивается самоцентрирование подвешенной к талевому механизму бурильной свечи относительно колонны труб, удерживаемой на столе ротора. Следует учитывать, что с увеличением шага и конусности уменьшается число ниток, находящихся в зацеплении. Увеличение глубины и шага резьбы повышает ее износостойкость и сопротивляемость смятию, но приводит к нежелательному уменьшению площади сечения под резьбой.

Коническая резьба по сравнению с цилиндрической того же диаметра обеспечивает более высокую прочность соединения на растяжение за счет большей площади опасных сечений, совпадающих с последними нитками резьбы. Для перенарезки конической резьбы достаточно отрезать 15 - 30 мм от торца резьбы.

Конические резьбы имеют различные профили. В трубах нефтяного сортамента наиболее распространены конические резьбы треугольного профиля с углом при вершине 60°, сопряжением по боковым сторонам профиля и зазорами по наружному и внутреннему диаметрам резьбы (рис. 1, а). Расширяется область применения конических резьб с трапецеидальным или упорным профилем, с сопряжением по внутреннему и наружному диаметрам резьбы и зазорами по одной из боковых сторон профиля (рис. 1, б). В трапецеидальной резьбе крупный шаг Р совмещается с небольшой глубиной h1 резьбы.



Размещено на http://www.allbest.ru/

[Введите текст]

Расчетные диаметральные размеры конических резьб задаются в основной плоскости. Основной плоскостью называют перпендикулярное к оси резьбы расчетное сечение, расположенное на заданном расстоянии от базы конуса. За базу резьбового конуса на трубах обычно принимается конец сбега резьбы (последняя риска на трубе), а у замковых резьб - упорный уступ ниппельной части и упорный торец муфтовой части. В основной плоскости размеры конической резьбы совпадают с размерами цилиндрической того же номинального диаметра. Конусность К определяется как разность одноименных диаметров (d1 и d2) в двух сечениях, перпендикулярных к оси, отнесенная к расстоянию l между этими сечениями:

K = (d1-d2)/l

Угол между образующей конуса и осью резьбы называют углом уклона. Угол уклона ц и конусность связаны между собой зависимостью

K = 2tgц.

Шаг резьбы измеряется параллельно оси резьбы трубы и муфты. Биссектриса угла профиля резьбы должна быть перпендикулярна к оси резьбы трубы и муфты.

Основные параметры профиля трубной резьбы по ГОСТ 631 - 75 приведены ниже.

Число ниток на длине 25,4 мм 8

Шаг резьбы Р, мм 3,175

Глубина h1, мм 1,810

Рабочая высота профиля, мм 1,734

Радиус закруглений, мм:

вершин профиля, r 0,508

впадин профиля r1 0,432

Зазор z, мм 0,076

Конусность К 1 : 16

Угол уклона ц 1°47'24"

Трубная резьба нарезается на концах бурильных труб, в соединительных муфтах и присоединительных концах бурильных замков. На соединительных концах муфты и ниппеля бурильных замков (см. рис. V.3), утяжеленных бурильных труб, на наружных концах переводников ведущей трубы, а также в долотах и ловильном инструменте применяется замковая резьба по ГОСТ 5286--75. Основные параметры профиля замковой резьбы приведены ниже.

Число ниток на длине резьбы 25,4 мм Шаг резьбы Р, мм Конусность резьбы К Глубина h1, мм Рабочая высота профиля h, мм Радиус закругления впадин r1, мм Высота среза вершин, мм Угол уклона ц	5 5,08 1 : 4 2,993 2,626 0,508 0,875 7°7'30"	4 6,35 1 : 4 3,742 3,283 0,635 1,094 7°7'30"	4 6,35 1 : 6 3,755 3,293 0,635 1,097 4°45'48"

Для бурильных труб с коническими стабилизирующими поясками используют замки ЗШК и ЗУК, резьба которых по сравнению со стандартной замковой имеет укороченную на 25 % высоту профиля и на 23 % ширину среза вершин. Благодаря этому возрастают износостойкость резьбы и ее сопротивление усталости. Резьба этого типа применяется также в сбалансированных утяжеленных трубах. В соединении бурильных труб с замками ЗШК и ЗУК (см. рис. V.2, б) используется трапецеидальная резьба ТТ (рис. V.6,б), размеры которой приведены ниже:

Шаг резьбы Р, мм Конусность резьбы К Угол уклона ц, град Высота профиля резьбы h, мм Ширина площадки вершины профиля б, мм Ширина площадки впадины б1 мм Радиус закругления вершины профиля, мм Радиус закругления впадин, мм……………...	5,08 1 : 32 0°53'42'' 1,90+0,10 1,99 2,18+0,05 0,3+0,1 0,3+0,05

Согласно требованиям ГОСТ 631--75, резьба труб и муфт должна быть оцинкована или фосфатирована. Для уменьшения износа замковых резьб и повышения их сопротивляемости коррозионной усталости применяют смазки, из которых наиболее эффективны ГС-1 и Р-416.

Материал бурильных труб

По ГОСТ 631--75 бурильные трубы и муфты изготовляются из сталей, которые в зависимости от механических свойств разделяются по группам прочности.

Механические свойства
Группа прочности стали	Д	К	Е	Л	М	Р	Т
Временное сопротивление ув, МПа, не менее	650	700	750	800	900	1000	1100
Предел текучести ут, МПа, не менее	380	500	550	650	750	900	1000

Стали всех групп прочности имеют одинаковые пластические свойства: относительное удлинение д = 10 ч 12 % (сталь группы Д--12--16 %); относительное сужение после разрыва ш ? 40 %; ударную вязкость ан ? 400 кДж/м2.

Значения д, ш ан свидетельствуют о том, что стали всех групп прочности имеют одинаковые пластические свойства.

В ГОСТ 631--75 ограничивается содержание серы и фосфора (не более 0,045 % каждого), химический же состав сталей, используемых для изготовления бурильных труб, в нем не устанавливается. Для изготовления трубных изделий используются стали марок 45; 36 Г2С; 40Х; 40ХН; 40ХНМ; 20ХГ2Б. Трубы из стали группы прочности К и выше легируются с последующей термообработкой (нормализация, нормализация с отпуском), а трубы из углеродистых сталей проходят закалку и отпуск. Муфты для труб диаметром до 114 мм включительно выпускают из стали, прочность которой на одну группу превышает группу прочности трубы. Трубы диаметром свыше 114 мм и муфты к ним изготовляют из сталей одной группы прочности.

Для изготовления легкосплавных бурильных труб применяется дюралюминий -- сплав алюминия с медью (3,8--4,9%), магнием (1,2--1,8%) и марганцем (0,3--0,9%). В результате термообработки сплав Д16-Т приобретает следующие физико-механические свойства

Плотность, кг/м3 Модуль упругости, МПа Коэффициент линейного расширения Твердость по Бринеллю, МПа Ударная вязкость, 10 кДж/м2 Предел прочности, МПа Предел текучести, МПа Относительное удлинение, %	2,78•103 72•103 22,7•10-6 1200 17 470 330 10

Для изготовления утяжеленных бурильных труб типа УБТС по ТУ 39-076--74 используются стали марки 40ХН2МА и 38ХНЗМФА. Бурильные замки изготовляют из стали марки 40ХН, а соединительные концы для труб типа ТБПВ -- из стали маркой 45 либо 36Г2С.

2. Расчет бурильных колонн

В процессе эксплуатации бурильные колонны испытывают различные по характеру и величине нагрузки. Согласно принятой методике, бурильные колонны рассчитывают на прочность от действия собственного веса, передаваемого крутящего момента и изгиба, вызванного потерей устойчивости в результате вращения. Нагрузки, возникающие в процессе ликвидации прихватов, разгона и торможения бурильной колонны при спуско-подъемных операциях, а также в результате трения о стенки скважины и вибраций, создаваемых долотом и забойным двигателем, учитываются при выборе необходимого запаса прочности.

Расчетные нагрузки зависят от конструкции бурильной колонны, способов и режимов бурения, поэтому они определяются после предварительного выбора режима бурения и типоразмеров утяжеленных и бурильных труб.

Диаметр УБТ выбирают в зависимости от диаметра долота и ожидаемых условий бурения (табл. 1). При роторном бурении используют УБТ, диаметр которых составляет 0,65--0,85 диаметра долота. Предпочтительны УБТ возможно большего диаметра. При бурении забойными двигателями диаметр УБТ обычно принимают равным диаметру используемого забойного двигателя.

Длина УБТ определяется из условий:

для роторного бурения

l0=1,25РД/q; (1)

для бурения забойными двигателями

l0= (1,25Рд - G3д)/q, , (2)



где l0 - длина УБТ, м; Рд-- осевая нагрузка на долото, Н; q -- вес 1 м УБТ, Н; Gзд -- вес забойного двигателя, Н.

Таблица 1 - Рекомендуемые диаметры утяжеленных бурильных труб

Диаметр долота, мм	Диаметр УБТ, мм
	при нормальных условиях бурения	при осложненных условиях бурения
139,7 - 146,0	114	108
149,2 - 158,7	121 (133)	114
165,1 - 171,4	133 (146)	121
187,3 - 200,0	159	146
212,4 - 228,6	178	159
244,5 - 250,8	203	178
269,9	229	203
295,3	245	219
320,0	245	229
349,2	254	229
374,6 и более	273	254

Диаметр бурильных труб выбирают в зависимости от диаметра ранее спущенной обсадной колонны и способов бурения (табл. 2).

Таблица 2 - Рекомендуемые диаметры бурильных труб

Диаметр обсадных труб, мм	Диаметр бурильных труб, мм
	при роторном бурении	при турбинном бурении
178	89	89
194	102	102
219	114	114
245	127	127
273	140	140; 146
299	140	140; 146
324	-	140; 146
340	-	140; 146
406 и более	-	168

Напряжения от собственного веса в сечении трубы, отстоящем на расстоянии х от нижнего конца бурильной колонны:

у = Gx/F = KFxг/F = Kxг, (3)

где Gx -- вес бурильной колонны длиной х; F--площадь кольцевого сечения гладкой части бурильной трубы; х -- длина колонны бурильных труб; г -- удельный вес материала труб; К -- коэффициент, учитывающий вес бурильных замков и утолщенных концов трубы.

Из выражения (3) следует, что напряжения от собственного веса не зависят от диаметра и толщины стенки труб и возрастают с увеличением длины колонны. При длине х, когда величина Кхг достигает временного сопротивления материала ув, колонна бурильных труб разрушится от собственного веса.

Критической длиной LK называется длина, при которой колонна труб разрушается от собственного веса. На основании выражения (3) имеем

Lк = ув/Кг. (4)

Предельной длиной Lпр называется длина, при которой напряжение от собственного веса бурильной колонны достигает предела текучести ут:

Lпр = ут/Кг (5)

Как видно, предельная глубина спуска не зависит от диаметра и толщины стенки и возрастает с увеличением предела текучести материала бурильных труб. С уменьшением диаметра и толщины стенки труб снижается вес бурильной колонны, что благоприятно влияет на работу подъемного механизма. Гидравлические сопротивления, возникающие при прокачке промывочного раствора, обратно пропорциональны диаметру проходного отверстия труб в пятой степени. Поэтому применение тонкостенных труб способствует снижению давления буровых насосов, необходимого для прокачки промывочной жидкости.

Согласно отраслевой методике расчета бурильных колонн на прочность, бурильная колонна, предназначенная для бурения с использованием забойных двигателей, рассчитывается на статическую прочность от действия собственного веса. Крутящий момент, создаваемый при работе долота, сравнительно мал и в расчете бурильной колонны на прочность не учитывается. При статическом растяжении опасными являются сечения в гладкой части бурильной трубы. Концевые участки бурильных труб вследствие их высадки имеют большее сечение и поэтому менее опасны.

На статическую прочность бурильную колонну рассчитывают, исходя из условия

(6)

где у -- напряжение растяжения; G -- расчетная нагрузка; F -- площадь поперечного сечения гладкой части бурильной трубы; ут -- предел текучести материала; [Sу] --допускаемый запас прочности на растяжение.

В практических расчетах удобнее пользоваться условием прочности по предельным нагрузкам. Из формулы (6) имеем

(7)

где Рпр -- предельная нагрузка, при которой напряжение в гладкой части бурильной трубы достигает предела текучести ут.

Значения предельных нагрузок в зависимости от типа, диаметра, толщины стенки и группы прочности бурильной трубы приводятся в справочных материалах по расчету бурильных труб [40, 42].

Расчетная нагрузка определяется по формуле

(8)

где l и l0 -- длина бурильной колонны и УБТ, м; q и q0 -- вес 1 м бурильной трубы и УБТ, Н; Gзд -- вес забойного двигателя, Н; сж и с -- плотность промывочной жидкости и материала труб, кг/м3; pn и p0 -- перепад давлений соответственно в забойном двигателе и долоте, Па; Fn -- площадь проходного канала трубы, м2.

Допускаемую глубину спуска бурильных труб можно вычислить, пользуясь выражениями (V.7) и (V.8):

(9)

Необходимую группу прочности материала труб можно также определять при заданных длине бурильной колонны, диаметре и толщине стенки труб исходя из формул (V.6) и (V.8):

(10)

В расчетах по рассматриваемой методике допускаемый запас прочности имеет регламентированное отраслевыми нормами значение. Если не учитывать облегчения бурильной колонны в промывочной жидкости, то допускаемый запас прочности принимается равным 1,3. При этом предполагается, что выталкивающая сила по своему значению равнозначна обратному действию всех других сил, неучитываемых при расчете действующих на бурильную колонну нагрузок.

Если допускаемая глубина спуска выбранных труб недостаточна для бурения на заданную глубину (lдоп + l0<L), то используются многосекционные либо многоразмерные бурильные колонны.

Многосекционные колонны состоят из бурильных труб одинакового диаметра, различающихся по предельной нагрузке из-за разной толщины стенки либо группы прочности. В этом случае длину наращиваемой секции определяют, исходя из формул 7 и 8. Так, например, для двухсекционной колонны длина второй (верхней) секции составляет

(11)

где Рпр1 и Рпр2 -- предельные нагрузки бурильных труб первой и второй секций; q2 -- вес 1 м трубы второй секции, Н.

Общая длина колонны L = Lдоп +l2 +l0.

Многоразмерные колонны состоят из бурильных труб разных диаметров. Диаметр бурильных труб возрастает от нижних секций к верхним. Длина каждой последующей секции определяется по формуле

(12)

где Рпр m -- предельная нагрузка бурильных труб m-й секции;

Pпр(m-1) -- предельная нагрузка бурильных труб (т--1)-й секции; qm -- вес 1 м труб m-й секции; Fк' -- разность площадей проходных каналов труб m-й и (т--1)-й секций.

Для удобства эксплуатации число секций бурильной колонны должны быть минимальным (одна -- три).

При роторном бурении бурильная колонна испытывает одновременно растяжение от собственного веса, кручение от вращения бурильной колонны и долота; продольный изгиб, возникающий в результате потери устойчивости. Вращение изогнутой колонны вокруг собственной оси вызывает знакопеременные напряжения, приводящие к усталостным разрушениям труб. Опыт показывает, что большинство поломок происходит в резьбовой части трубы вследствие концентрации напряжений в резьбе. В соответствии с условиями нагружения бурильные колонны для роторного бурения рассчитываются на статическую прочность и сопротивление усталости.

Наибольшие напряжения от собственного веса и передаваемого крутящего момента испытывают верхние сечения бурильной колонны. Согласно теории наибольших касательных напряжений (третьей теории прочности), условие прочности при совместном растяжении и кручении выражается формулой

, (13)

где у -- напряжение растяжения; ф -- касательное напряжение.

Растягивающее напряжение от собственного веса бурильной колонны без учета потери веса в промывочной жидкости

у = [(l - l0)q+ql0]/F. (2.14)

При бурении гидромониторными долотами учитывают растягивающую нагрузку от перепада давления в долоте.

Касательные напряжения определяются по формуле

ф = Мк/Wк,

где Мк -- крутящий момент; Wк -- полярный момент сопротивления гладкой части трубы.

Крутящий момент принято определять по мощности, необходимой для вращения бурильной колонны и долота и разрушения забоя скважины:

Мк = (Nх.в + Nд)/щ, (15)

где Nх.в и Nд-- мощность соответственно на холостое вращение бурильной колонны и на вращение долота и разрушение забоя; щ -- угловая скорость долота.

Мощность (в кВт), необходимая для холостого вращения бурильной колонны, определяется по формуле В. С. Федорова [40]:

Nxв, = cсжgd2ln1,7, (16)

где сж -- плотность промывочной жидкости, кг/м3; g -- ускорение свободного падения, м/с2; d -- наружный диаметр бурильной колонны, м; l -- длина бурильной колонны, м; n -- частота вращения, об/мин; с -- коэффициент, зависящий от искривления скважины: для вертикальных скважин с = 1,7 · 10-9, направленно-искривленных при угле искривления 6--9° с = 30,8 · 10-9, при угле искривления 26--35° с = (47,5 ч 52,2)10-9.

Мощность, необходимая для вращения долота и разрушения породы, определяется по опытным данным (табл. 3) либо по эмпирическим формулам [6, 42].

При роторном бурении запас статической прочности бурильной колонны без учета ее облегчения в жидкости должен быть не менее 4.

Таблица 3 - Мощность (в кВт), затрачиваемая на вращение долот и разрушение породы

Диаметр долота, мм	Осевая нагрузка на долото, кН	Частота вращения ротора, об/мин
		68	92	118	168	220	296	420
394	140	32	-	48	-	70	-	-
346	90 - 100	14	28	42	56	-	-	-
346	120 - 140	28	56	80	-	-	-	-
346	150	-	60	70	84	-	160	210
295	90	-	-	-	-	42	-	78
295	120	-	-	-	-	60	-	110
295	130	-	-	-	-	72	-	-
295	140 - 160	-	-	-	-	84	84	108
269	100	-	12	-	-	-	-	-
269	150	-	17	-	-	-	-	-
269	175	-	21	28	-	-	-	-
243	70 - 80	-	10	15	25	-	-	-
140	55	2	-	-	-	-	-	-

Расчет на сопротивление усталости является основным, так как большинство поломок бурильных труб, наблюдаемых при роторном бурении, происходит в результате усталостных повреждений. При расчете на сопротивление усталости учитываются напряжения от собственного веса и изгиба бурильной колонны. Напряжения уmln от собственного веса остаются постоянными и суммируются с переменными напряжениями уa от изгибающего момента

Запасы прочности по амплитуде па и по максимальным напряжениям nтах при рассматриваемых условиях нагружения определяются по формулам [33]:

(17)

(18)

где у-1д -- предел выносливости бурильной трубы при симметричном изгибе; шуд -- коэффициент чувствительности материала труб к асимметрии цикла с учетом эффективного коэффициента концентрации напряжений Kуд в резьбовой части трубы.

Амплитуда напряжения, возникающая в резьбе бурильных труб в результате изгиба, определяется по формуле [40]:

(19)

где Е -- модуль упругости материала труб, Па; I -- осевой момент инерции сечения труб, м4; f -- стрела прогиба бурильной колонны, м; L -- длина полуволны изогнутой бурильной колонны, м; WИ3 -- осевой момент сопротивления сечения в основной плоскости резьбы, м3.

Стрела прогиба

где DД -- диаметр долота; D -- диаметр бурильной трубы.

Длина полуволны изогнутой бурильной колонны определяется по формуле Г. М. Саркисова [40].

(20)

где щ - угловая скорость бурильной колонны; z - координата рассматриваемого сечения, отсчитываемая от плоскости раздела сжатой и растянутой частей бурильной колонны, м; q - вес 1 см трубы, даН; I - осевой момент инерции сечения труб, см4:

.



(D и d - наружный и внутренний диаметры трубы).

В табл. 4 приведены значения предела выносливости бурильных труб по данным натурных испытаний. При отсутствии опытных значений пределы выносливости труб определяют по расчетно-экспериментальным данным.

Таблица 4 - Пределы выносливости бурильных труб по данным натурных испытаний [36]

Тип бурильной трубы и резьбы	Диаметр трубы, мм	Материал труб	Предел текучести, МПа	Предел усталости, МПа	Коэффициент концентрации напряжений
		Марка стали	Группа прочности
Резьба труб по ГОСТ 631--75	114	36Г2С		500	50	7,8
	140		Д	380	90	3,5
	140	36Г2С		500	60	6,5
	140	38ХНМ		550	85	4,4
	140		Л	650	30	-
	140	35ХГ2СВ		650	35	-
Трубы ТБПВ	114		К	500	90	-
	146		Д	380	10	-
Гладкая часть трубы	140	36Г2С		500	115	3,4
	146		Д	380	120	2,6
Трубы с блокирующими поясками	114	36Г2С		500	75	5,2
	89	3672С		500	75	5,2
Трубы легкосплавные	140	Д16-Т		330	30	5,4

Сопротивление усталости резьбовых соединений считается обеспеченным, если запасы прочности составляют: nа = 2,5ч4 и nmax = 1,25ч2,5 [33].

3. Обсадные колонны

Расчет обсадных колонн на прочность

Обсадные колонны рассчитывают на прочность согласно инструкции, разработанной ВНИИТнефтью [16]. Наблюдения показывают, что обсадные колонны разрушаются под действием избыточных внутренних и наружных давлений, а также собственного веса. Распространены повреждения обсадных колонн вследствие их протирания бурильными трубами при роторном бурении и нарушения герметичности резьбовых соединений.

Прочность обсадных колонн рассчитывается по следующим условиям:

на внутреннее давление

n = pт/pв ? [n]; (21)

на наружное давление

S = ркр/рн ? [S]; (22)

на растяжение

K = рст/G ? [k], (23)

где рт, ркр, рст -- предельные внутреннее и наружное давления, и растягивающая нагрузка обсадной колонны; рв, рн, G -- избыточные внутреннее и наружное давления, растягивающая нагрузка; п, S, k -- запасы прочности по внутреннему, наружному давлению и растягивающей нагрузке; [п], [S], [k] -- допускаемые запасы прочности обсадных колонн по внутреннему, наружному давлению и растяжению.

Предельное внутреннее давление, характеризующее сопротивляемость трубы внутреннему давлению, определяется по давлению, при котором напряжения в меридиональном сечении трубы достигают предела текучести. Величина этого давления, зависящая от диаметра, толщины стенки и материала трубы, вычисляется по формуле



рт = 2дутс/D, (24)

где д -- номинальная толщина стенки трубы, мм; ут -- предел текучести материала труб, МПа; D -- наружный диаметр трубы, мм; с -- коэффициент, учитывающий допускаемое по ГОСТ 632--80 отклонение толщины стенки трубы от номинального значения (с=0,875).

Сопротивление трубы внутреннему давлению, согласно формуле (24), возрастает с уменьшением диаметра и увеличением толщины стенки и прочности материала труб. Предельные внутренние давления обсадных труб, рассчитанные по формуле (24), приводятся в справочниках по трубам нефтяного сортамента и в других литературных источниках [40, 42].

Предельное наружное давление называется критическим и характеризуется давлением, при котором напряжение в сечении трубы достигает предела текучести. Критическое давление определяется экспериментально либо по формуле Г. М. Саркисова [40].

(25)

где р - предел пропорциональности, который для трубных сталей принимается равным пределу текучести, МПа; Е -- модуль упругости, 2,1 • 105 МПа; Кmin = min/D; K0 = 0/D; = 0/min; min = 0,875; 0=0,905; = 1,034; е - овальность трубы, наибольшее расчетное значение которой для труб диаметром (в мм) составляет: 114--219--0,01, 245--324--0,015; свыше 324--0,02.

Допускаемые запасы прочности, регламентированные инструкцией по расчету прочности обсадных колонн, приведены в табл.5.



Таблица 5

Эксплуатационная колонна	Промежуточная колонна
Конструкция и условия эксплуатации	Запас прочности	Конструкция и условия эксплуатации	Запас прочности
По внутреннему давлению [п]
Диаметр труб 114--219 мм	1,15	Диаметр трубы 114--219 мм	1,15
Диаметр труб > 219 мм	1,52	Диаметр трубы > 219 мм	1,52
По наружному давлению [S]
Секции труб, находящиеся в зоне эксплуатационного горизонта (в зависимости от устойчивости коллектора) Остальные секции колонны	1 - 1,3 1,0	Все секции Напряжение в сечении колонны от собственного веса > 0,56	1,10 1,1
По растяжению от собственного веса [k]
Вертикальная скважина
Диаметр труб 114 - 168мм, длина колонны до 3000 м	1,15	Диаметр труб 114--168 мм, длина колонны до 3000 м	1,15
То же, длина колонны >3000 м	1,3	Диаметр труб 178--245 мм, длина колонны до 1500 м	1,3
Диаметр труб 178 -- 219 мм, длина колонны до 1500 м	1,3	Диаметр труб 178 -- 245 м, длина колонны > 1500 м	1,45
То же, длина колонны >1500 м	1,45	Диаметр труб 273--324 мм, длина колонны до 1500 м	1,45
Наклонная скважина
Диаметр труб 114 -- 168 мм, длина колонны до 3000 мм	1,3	Диаметр труб 273--324 мм, длина колонны > 1500 м	1,6
То же, длина колонны >3000 м	1,3	Диаметр труб > 324 мм, длина колонны > 1500 м	1,75
Диаметр труб 178--219 мм, длина колонны до 1500 м	1,45
То же, длина колонны >1500 м	1,45

Критические давления обсадных труб, вычисленные по формуле (25), приводятся в литературе [42]. Смятие трубы происходит при давлениях, превышающих критическое на 10--18%.

Предельная растягивающая нагрузка называется страгивающей и определяется нагрузкой, при которой напряжение в основной плоскости резьбы достигает предела текучести. Страгивающая нагрузка обсадной трубы (в МН) определяется по формуле

(26)

где D0 -- средний диаметр сечения в основной плоскости резьбы (первой полной нитки), м; D0 = D - 2h1 - b; h1 -- глубина резьбы, м; b - толщина стенки трубы в основной плоскости резьбы, м; з = b/( + b) - коэффициент разгрузки; l - длина резьбы до основной плоскости, м; б - угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы; ц - угол трения (принимается ц = 7є).

Значения страгивающих нагрузок обсадных труб, вычисленные по формуле (26), приводятся в литературе [42].

Избыточные давления вычисляют по наиболее опасному сочетанию внутренних и наружных давлений, действующих на обсадную колонну при опробовании, эксплуатации и ремонте скважины.

Избыточное наружное давление для первых разведочных скважин определяют по формулам:

при расчете колонн нефтяных скважин

бурильный колонна скважина порода

(2.27)

(28)

при расчете колонн газовых скважин

(29)



Здесь H - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м; z - расстояние от устья скважины до рассчитываемого сечения, м; L -- глубина скважины, м; рmin-- наименьшее внутреннее давление в газонефтяной или газовой скважине при окончании эксплуатации, Па; р - плотность бурового раствора за колонной, кг/м3; - плотность жидкости внутри колонны, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2.

Внутреннее наименьшее давление принимают по устьевому и забойному давлению в конце эксплуатации скважины, а распределение давления по длине колонны принимается линейным. Избыточное наружное давление в незацементированных и зацементированных зонах с учетом пластового давления для достаточно изученных районов рассчитывают по уточненным геологическим данным.

Растягивающую нагрузку от собственной массы спущенной колонны определяют по формуле

(30)

где m - число секций обсадной колонны; li - длина i-й секции обсадной колонны, м; qi - теоретическая масса 1 м труб в i-й секции обсадной колонны (приводится в справочниках по обсадным трубам), кг.

Конструкция колонны состоит из отдельных секций труб, удовлетворяющих условию равнопрочности. Для выбора равнопрочных секций эксплуатационную обсадную колонну рассчитывают в следующем порядке.

По формулам (27) - (29) находят наружные избыточные давления при глубинах z = 0, z = Н и z = L и строят эпюру действующих по длине колонны наружных давлений.

По табл. 5 принимают запас прочности [S1] по наружному давлению pHI и затем по справочным данным выбирают для I секции обсадную трубу, критическое сминающее давление которой удовлетворяет условию (22): ркрI = РHI [S1].

Задаваясь длиной I секции l1 которая должна быть равна высоте эксплуатационного горизонта, по эпюре либо по формулам (27) - (29) определяют наружное давление РHII на нижнем конце II секции, т. е. на глубине L2 = L1-l1, где L1 = L - длина колонны от устья до башмака.

Вес I секции G1 = l1q1g, где q1 - теоретическая масса 1 м труб I секции, кг.

Приняв запас прочности для остальных секций труб [S], выбирают трубы для II секции по условию: ркрII pHII[S].

Для определения длины II секции предварительно выбирают трубы III секции. Вследствие сравнительно меньшей глубины подвески критическое давление труб III секции ркрIII < ркрII. Исходя из ркрIII, можно вычислить предельную глубину спуска труб III секции по формуле

Длина II секции колонны l2 = L2--L3; вес II секции G2 = l2q2g.

6. Для определения длины III секции l3 необходимо выбрать трубы IV секции, определить pкр IV по таблице и рассчитать предельную глубину их спуска:

Длина III секции колонны l3 = L4--L3; в III секции G3 = l3q3g.

7. Аналогично рассчитывают длины последующих верхних секций колонны, пока

Если окажется близкой к Pст i, то длину i-й секции определяют из расчета на растяжение по условию (23):

где Рст i -- страгивающая нагрузка труб i-й секции; [k] - запас прочности по растяжению (принимается по табл. 5); [Рст i] -- допускаемая страгивающая нагрузка труб i-й секции.

Секция i разделяет колонну на две части, из которых нижняя рассчитана по наружному давлению, а верхняя -- на растяжение. Прочность труб (i + 1)-й и последующих секций по мере приближения к устью должна возрастать вследствие увеличения собственного веса колонны.

8. Для определения длины (i + 1)-й секции выбирают трубы этой секции, имеющие страгивающую нагрузку Pст(i+1). Длина (i+1)-й секции так как согласно предыдущему

так как согласно предыдущему

Аналогично рассчитывают длины последующих верхних секций, пока общая длина всех секций не станет равной длине проектируемой обсадной колонны:

L = l1+l2+…+li+…lm.

Общий вес колонны

Рассмотренная методика применима для расчета прочности промежуточной обсадной колонны. При отсутствии наружного избыточного давления эту колонну рассчитывают по растягивающей нагрузке и внутреннему избыточному давлению. У устья скважины и над башмаком промежуточной колонны устанавливают 100--150 м труб с толщиной стенки 10 мм и более для предупреждения протирания труб в процессе бурения и спускоподъемных операций. Пример расчета обсадных колонн приведен в табл. ЗП приложения.

Размещено на Allbest.ru

...