Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин для студентов специальности

«Бурение нефтяных и газовых скважин»

к курсовому и дипломному проектированию

Уфа 2006

Печатается по решению Методического Совета Уфимского государственного нефтяного технического университета

Методическое пособие по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин составлено в соответствии «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин» введенного с 01.01.98г. взамен РД 39-0147014-502-85 и предназначена для студентов дневной, вечерней и заочной форм обучения специальности 0909. Рекомендуется использовать при разработке курсового проекта по курсу «Технология бурения глубоких скважин», а также при составлении дипломного проекта по специальности 0909.

Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2006

Введение

Методическое пособие по расчету бурильной колонны расчетные схемы, методы определения основных расчетных нагрузок и напряжений, условия и нормы прочности для бурильных колонн при бурении с использованием забойных двигателей и роторным способом вертикальных, наклонно-направленных и, частично горизонтальных скважин в обычных и осложненных условиях, на суше и на море, со стандартных оснований и с плавучих средств стальными, в том числе импортными, и алюминиевыми бурильными трубами. Методика направлена на проведение проектировочного расчета оптимальных конструкций бурильных колонн для проводки скважины, основными свойствами которых являются минимальная масса комплекта, максимальное использование труб низких групп прочности и необходимость минимальной замены труб при переходе от одной технологической операции к другой.

Приведена методика проверочного расчета бурильной колонны. Даны примеры расчета. Приводится справочный материал по геометрическим, массовым (весовым) и прочностным характеристикам всех видов бурильных труб.

Методическое пособие выполнено на основе «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин» введенного с 01.01.98 г. взамен РД 39-0147014-502-85. Настоящая инструкция одобрена и рекомендована к применению на территории Российской Федерации и стран СНГ решением конференции Ассоциации буровых подрядчиков.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящее пособие предназначено для выполнения проектировочного и проверочного расчетов бурильных колонн, как для всего цикла строительства скважины, так и для отдельных технологических операций, выполняемых с использованием бурильных труб.

Пособие обеспечивает проведение расчетов в следующей области исходных данных:

Скважины - нефтяные, газовые, геологоразведочные.

Месторождения - на суше и в прибрежном шельфе (бурение производится стационарными и плавучими буровыми установками).

Профиль скважины - вертикальный, наклонно направленный.

Технологические операции - бурение, отбор керна, расширка, проработка, калибровка ствола скважины, спуск частей обсадных колонн на бурильных трубах, разбуривание цементных мостов (в том числе внутри эксплуатационной колонны).

Способы бурения - роторный, с использованием забойных двигателей (в том числе электробуров), совмещенный.

Бурильные трубы - стальные, в том числе импортные, и из алюминиевых сплавов.

Основные положения пособия (нормативные значения коэффициентов запаса прочности, нагрузки на долото и др.) находятся в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», М., 1993 г., утвержденными Гостехнадзором России 14.12.92 и Постановлением Госгортехнадзора России №22 от 06.06.96 о дополнениях и изменениях указанных Правил.

Формулы пособия обязательно следует применять с теми разномерностями параметров, которые указываются в подформульных расшифровках обозначений.

В пособии не рассматриваются особенности расчета, обусловленные возможным контактом бурильных труб с высокоагрессивной, в том числе сероводородосодержащей средой, а также особенности, связанные с воздействием на трубы высоких температур (для труб стальных - свыше 200 ⁰С, из алюминиевых сплавов - свыше 100 ⁰С).

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Конструкция скважины.

Профиль наклонно направленной или горизонтальной скважины.

Интервалы проводки скважины. Для каждого из них приводятся следующие данные:

виды технологических операций, выполняемых с использованием бурильных труб;

способ бурения;

диаметр долота;

нагрузка на долото;

тип, размеры и масса (вес) забойного двигателя;

частота вращения бурильной колонны;

плотность (удельный вес) бурового раствора;

давление бурового раствора;

наружное давление;

перепад давления в турбобуре и долоте;

интервалы установки и массы (веса) частей обсадных колонн, спускаемых на бурильных трубах;

крепость разбуриваемых пород;

коэффициенты трения колонны о стенки скважины (для наклонно направленных и горизонтальных скважин);

условия бурения и возможные виды осложнений.

Дополнительно для скважин, бурение которых производят с плавучих средств, приводятся следующие данные:

глубина акватории;

наибольшее смещение судна относительно оси скважины в горизонтальной плоскости;

наибольший угол поворота (наклона) судна относительно оси скважины;

давление волн и течения на бурильную колонну.

Типоразмер клинового захвата.

Парк бурильных труб и УБТ - номенклатура и количество труб (с указанием типоразмеров замковых соединений), из которых можно формировать бурильные колонны.

3. Схематизация бурильной колонны

Бурильная колонна (БК) состоит из компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК) и колонны бурильных труб (КБТ).

КНБК включает в себя в общем случае долото, забойный двигатель, элемент формирования ствола вертикальной скважины (калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, короткие утяжеленные трубы - маховики) или элементы,обеспечивающие бурение наклонной скважины заданного профиля (кроме перечисленных выше - отклоняющие устройства, немагнитные трубы, немагнитные УБТ, телеметрические системы, утолщенные бурильные трубы), секции УБТ, основное назначение которых заключается в создании осевой нагрузки на долото.

КБТ состоит из секций бурильных труб (БТ), идентичных по поминальным характеристикам (типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру замкового соединения).

Последовательное расположение секций бурильных труб одного наружного диаметра образуют ступени бурильной колонны. Диаметры и длины ступеней бурильной колонны определяются исходя из двух условий: достижения оптимальных гидравлических соотношений труб в скважине и обеспечения прочности БК.

В общем случае в произвольном поперечном сечении колонны бурильных труб могут действовать растягивающая - Q_р или сжимающая - Q_с нагрузки, крутящий -М_к и изгибающий -М_и (вследствие потери устойчивости при кривизне скважины) моменты, внутреннее Р_в и наружное Р_н давление бурового раствора.

Способы определения указанных нагрузок приводятся ниже. Необходимые для расчета геометрические, прочностные и массовые (весовые) характеристики отечественных и некоторых зарубежных (по стандартам АНИ) типов бурильных труб, замковых соединений и УБТ, а также механические свойства материалов приведены в приложении 2-26. Все характеристики импортных труб приведены за исключением специально оговоренных случаев, из стандартов АНИ.

4. РАСЧЕТ КОМПОНОВКИ УБТ

Целью расчета является определение параметров компоновки УБТ (индекс «О»), обеспечивающих заданную нагрузку на долото и необходимую жесткость при изгибе в процессе бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин.

Компоновка УБТ является составной частью КНБК, включающей в общем случае кроме долота, забойного двигателя и УБТ элементы формирования профиля скважины. Комплектование наддолотной части КНБК из указанные элементов выполняется согласно инструкциям [1,2] или справочного пособия [3].

Исходные данные для расчета компоновки УБТ следующие: способ бурения, тип и диаметр долота, масса и длина элементов КНБК (кроме УБТ), осевая нагрузка на долото, диаметр 1-ой на УБТ секции бурильных труб, диаметр и толщина стенки обсадной колонны, под которую ведется бурение, парк УБТ (трубы из которых может быть произведен выбор состава компоновки).

В общем случае компоновка УБТ состоит из нескольких ступеней с диаметрическими уменьшающимися по направлению от долота к колонне бурильных труб. Первая (основная) ступень главным образом предназначена для создания основной части нагрузки на долото и должна удовлетворить требованиям по гидравлике (создание минимальных гидравлических потерь) п.4.5 и жесткости на изгиб п. 4.6. Последующие ступени обеспечивают плавный переход по жесткости от основной ступени УБТ к колонне бурильных труб п. 4.7.

Наружный диаметр основной ступени D должен соответствовать диаметру долота D_д (или диаметру расширителя) (табл. 1), наружному диаметру и толщине стенки обсадной колонны, под которую ведется бурение п. 4..6.

Примечание: можно пользоваться также следующими приближенными соотношениями, полученными на основе данных табл. 1:

для долот диаметром D_д295,3 мм выбираются УБТ с диаметрами, ближайшими значениям 0,85 D_д для нормальных условий бурения и 0,75 D_д для осложненных условий бурения;

для долот диаметром D_д>295,3 мм выбираются УБТ с диаметрами, ближайшими соответственно значениями 0,75 D_д и 0,65 D_д.

При бурении скважин в осложненных условиях долотами диаметром больше 269,9 мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего по отношению к указанным в табл. 1 диаметра.

При бурении забойными двигателями диаметр основной ступени УБТ не должен превышать диаметра турбобура (электродвигателя).

Таблица 1

Соотношения диаметров долот и УБТ

Долота, мм	УБТ, мм
	отечественные	импортные
120,6	95 89
109,7; 145	114; 120 108	120,6 104,8
151	120; 133 108; 114	120,6; 127,0 104,8
165,1	133; 146 120	127,0 120,6
190,5	159 146	158,9 152,4
215,9	178 159	171,5; 177,8 158,8; 165,1; 171,5
244,5	203 178	196,8; 203,2 184,2; 196,8
269,9	219; 229 203	209,6; 228,6 203,2; 209,6
295,3; 320	229; 245; 254 219; 229	228,6; 241,3; 247,6 228,6
349,2	245; 254 229; 245	247,6; 254,0 228,6; 241,3
393,7 и больше	273; 299 254; 273	279,4 254,0

Примечание. В таблице приведены рекомендуемые соотношения диаметров долот и УБТ для нормальных (верхняя строчка) и осложненных (нижняя строчка) условий бурения.

Выбираем из табл. 1 или указанных в примечании п.4.5 соотношений УБТ 1-ой ступени, который должен удовлетворять требованию минимальной жесткости, а именно: во всех случаях жесткость на изгиб основной ступени УБТ (индекс 01) должна быть не меньше жесткости обсадной колонны (ОК) под которую ведется бурение, т.е.

(EI)₀₁ (EI)_ок , (1)

где Е - модуль упругости материала трубы, МПа (кгс/мм²);

I - осевой момент инерции сечения трубы, мм⁴.

При Е₀₁=Е_ок

, (2)

где D₀₁, d₀₁ - наружный и внутренний диаметры 1-ой (основной)

ступени УБТ, мм;

D_ок, _ок - наружный диаметр и толщина стенки ОК, мм.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам компоновка УБТ в общем случае выполняется ступенчатой, при этом количество при переходах к БТ и переходах между ступенями выполнялись условия

где D₁ - наружный диаметр 1-ой секции бурильных труб, мм.

Длина дополнительной (переходной) ступени УБТ l₀₂ может равняться длине свечи или длине одной трубы.

Длину 1-ой (основной) ступени в м., для вертикального и наклонно-направленного участков вычисляется по формуле:

, (3)

где q_oi(i=1,2) - приведенный вес 1 м длины i-ой секции УБТ, Н (кгс);

- угол наклона профиля скважины на участке расположения КНБК. Для вертикальных участков =0, град;

K_д - коэффициент нагрузки на долото. При роторном способе бурения K_д=4/3= 1,333. При бурении скважин забойными двигателями следует принимать К_д = 1,175;

Q_д - необходимая нагрузка на долото, Н (кгс);

_ж - плотность (удельный вес) бурового раствора, кг/м³ (г/см³);

₀ - плотность (удельный вес) металла УБТ, кг/м³ (г/см³);

Q_зд - вес забойного двигателя, Н (кгс);

Q - суммарный вес всех элементов КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, Н (кгс);

l_oi (i =1,2) - длина i - ой ступени УБТ, м.

При роторном способе бурения с частотой вращения колонны n85 рекомендуется применять только УБТС.

Вес всей компоновки УБТ и ее общая длина определяется:

 (4)

где n - общее число ступеней УБТ.

Если нагрузка на долото

, (5)

то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения (например, квадратные, спиральные). Наибольшие поперечные размеры промежуточных опор для некоторых размеров долот приведены в табл. 2.

Таблица 2

Соотношения размеров долот и промежуточных опор

Диаметр долота, мм	Наибольший поперечный размер опоры, мм	Диаметр долота, мм	Наибольший поперечный размер опоры, мм
139,7; 145 151 165,1 190,5	133 143 153 181	215,9 244,5 169,9	203 230 255

Количество промежуточных опор

(6)

должно быть не меньше двух.

Необходимое расстояние между промежуточными опорами находят из зависимости

(7)

где К₀ - коэффициент, зависящий от жесткости промежуточных опор и УБТ. Принимают К₀=1,25 для УБТ диаметром D₀159 мм и К₀=1,52 для УБТ D₀>159 мм.

L₀ -длина полуволны УБТ вращающейся колонны в нейтральном сечении определяется по формуле:

(8)

, (9)

(10)

где n - частота вращения колонны, об/мин;

I - осевой момент инерции сечения УБТ, см⁴;

q - приведенный вес 1 м УБТ, кг/м.

При этом значения и L₀ получаются в м.

Рекомендуемые расстояния между промежуточными опорами на основной ступени УБТ при различных частотах вращения колонны труб приведены в табл. 3.

Таблица 3

Расстояние между промежуточными опорами а, м

Диаметры УБТ, мм	Масса (вес) 1 м УБТ, кг (кгс)	Частота вращения колонны, об/мин
наружный	внутрен-ний		50	90	120	150
73 89 95 108 114 120 133 146 146 159 178 178 203 203 219 229 245 254 273 299	35 51 32 56 45 64 64 68 74 80 80 90 80 100 112 90 135 100 100 100	25,3 32,8 49,3 52,6 67,6 63,5 83,8 102,9 97,7 116,4 155,9 145,4 214,6 192,4 218,4 273,4 257,7 336,1 397,8 489,5	17,5 19,7 19,5 21,4 21,5 22,7 23,6 24,7 24,9 31,5 33,0 33,4 34,9 35,5 37,0 37,0 39,5 39,0 40,3 41,9	13,0 14,7 14,5 16,0 16,0 16,9 17,6 18,4 18,5 23,5 24,6 24,9 26,0 26,5 27,6 27,6 29,4 29,1 30,0 31,3	11,3 12,7 12,6 13,8 13,9 14,6 15,2 15,9 16,0 20,3 21,3 21,5 22,5 22,9 23,9 23,9 25,5 25,2 26,0 27,1	10,1 11,4 11,2 12,4 12,4 13,1 13,6 14,2 14,4 18,2 19,1 19,3 20,1 20,5 21,4 21,4 22,8 22,5 23,2 24,2

Примечания. 1. В компоновки УБТ диаметром более 203 мм промежуточные опоры можно не устанавливать.

2. Расстояние между опорами может быть увеличено не более чем на 10%.

3. Расстояние между опорами при бурении забойными дви гателями принимается по табл. 3 для n = 50 об/мин.

Численные значения массы (СИ) и веса (техническая система единиц) совпадают.

Резьбовые соединения УБТ должны быть свинчены крутящими моментами (моментами затяжки) М_зт, значения которых приведены в приложении 1, рекомендуемые значения М_зт для каждого типоразмера трубы соответствуют:

первое (меньшее) значение - условию достижения наибольшего предела выносливости соединения при квазистатическом характере изгиба и вращения УБТ. Напряжение затяжки _зт в опасном сечении ниппеля составляет при этом 0,3 - 0,4 от предела текучести материала _Т;

второе (большее) значение - условию предотвращения раскрытия соединения и последующей поломки от вибрационных нагрузок, при этом =0,6 . Верхнее значение М_зт следует использовать только в условиях появления распределений соединений, при этом допускаемым для использования является весь диапазон М_зт от нижнего до верхнего значения. Коэффициенты трения, принятые в приложении 1, соответствуют смазкам принятым в приложении.

Примечания:

Коэффициенты трения в резьбе для отечественных замковых соединений составляют = 0,10 - для смазки типа Р-416 с металлическим наполнителем и = 0,13 для смазки УСсА с графитовым наполнителем.

Указанные замковые соединения имеют пределы текучести материала УБТ.

Замки импортных УБТ (по стандартам АНИ) имеют МПа.

5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОМПОНОВКИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

5.1. Колонна бурильных труб (КБТ) состоит из секций бурильных труб (БТ), идентичных по номинальным характеристикам (типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру замкового соединения). Последовательное расположение секций БТ одного наружного диаметра образуют ступени бурильной колонны.

5.2. Согласно Инструкции, на основании которой выполнено методическое пособие, диаметры и длины ступеней бурильной колонны определяется исходя из двух условий:

- достижение оптимальных гидравлических соотношений труб в скважине;

- обеспечение требуемой прочности КБТ.

5.3. Методика проектирования бурильных колонн распространяется на колонны составленные из новых (1 класс) и частично изношенных (II, III классы) бурильных труб. В случае использования БТ II, III классов должны быть изменены по сравнению с 1 классом только значения несущей способности труб при сохранении тех же значений массовых (весовых) характеристик и нормативных запасов прочности.

5.4. С целью обеспечения оптимальных гидравлических соотношений в соответствии с внутренним диаметром скважины формируют ступени бурильных колонн (определяются их длины, значение всех подходящих наружных диаметров труб). В зависимости от конструкции скважины способа и условий бурения с учетом приоритета труб и их наличия производится выбор типоразмеров БТ, предназначенных для проектирования бурильных колонн.

5.5. Бурильные трубы, которые предназначается использовать располагаются в определенном порядке: при их последовательном переборе производится построение бурильных колонн удовлетворяющих выбранным критериям оптимальности и выбранной цели проектирования (например обеспечения минимальной массы КБТ и т.д.). для достижения указанной цели бурильные трубы должны быть расположены в такой последовательности:

- по типам БТ в зависимости от способа бурения в соответствии с приоритетным списком;

- внутри каждого типа по возрастанию наружного диаметра;

- внутри группы БТ с одним диаметром - по возрастанию толщины стенки;

- внутри группы БТС одной толщиной стенки - по возрастанию группы прочности материала;

- внутри каждой прочности БТ - по возрастанию наружного диаметра замкового соединения.

5.6. Из всех рекомендованных наружных диаметров бурильных труб фиксируется диаметр, соответствующий диаметру обсадной колонны. Затем производится проверка подготовленной последовательности труб на соответствие:

- наружного диаметра тела трубы;

- наружного диаметра замкового соединения внутренним диаметром соответствующих ступеней скважины;

- комплекта параметров трубы (группа прочности, толщина стенки, предел выносливости) для нижней секции (над УБТ) КБТ;

- расчетных значений запасов прочности по усталости (для операций с вращением БК) нормативным значениям;

- допускаемых избыточных наружного и внутреннего давлений на тело трубы ожидаемым фактическим значениям давлений;

5.7. Перебор последовательности труб продолжается до нахождения первой БТ, соответствующей всем перечисленным требованиям.

5.8. Выбор наружного диаметра секции бурильной колонны обусловлен необходимостью обеспечить оптимальные гидравлические соотношения при бурении скважины и определяется конструкцией скважины, способом и условиями бурения. Рекомендуемые диаметры БТ в зависимости от наружного диаметра соответствующей обсадной колонны D_ок приведено в табл. 4 (диаметры бурильных труб из алюминиевых сплавов - АБТ, в том случае, если они не совпадают с диаметром соответствующих стальных труб, даны в скобках).

Таблица 4

Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных и обсадных колонн, мм

Обсадная колонна	Бурильная колонна, способ бурения
	забойными двигателями	роторный
114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 299 324 340 377 406 и более	- - - - - 89;102;(90;103) 102; (103);114 114;127;(129) 127;140(129;147) 140;(147) 140;(147) 140;(147) 140;(147) 140;(147) 168;(170)	60;(64) 60;(64) 73 73 89(90) 89;102;(90;103) 102;(103);114 102;(103);114 114;127;(129) 127;140;(129;147) 140;(147) 140;(147) 140;(147) 140;(147) 168;(170)

В соответствии с данными табл.4 рекомендуемые соотношения диаметров бурильных и обсадной колонн приближенно могут быть представлены в обобщенном виде (диаметры в мм):

0,46 D_ок < D_БТ < 0,76D_ОК - 15,0 при D_ок 300

139,7 <D_БТ< 170,0 при D_ок 300

5.9. Для всех способов бурения рекомендуется установить над УБТ секцию длиной не менее 250-300 м из бурильных труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к КБТ), причем для роторного способа бурения эти трубы должны обладать повышенным пределом выносливости (ТБВК, ТБНК, ПВ, ПН, ПК, импортные бурильные трубы).

6. РАСЧЕТ КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

В общем случае в произвольном поперечном сечении КБТ действуют растягивающая Q_р (сжимающая Q_с) нагрузка, крутящий момент М_к и изгибающий М_и (вследствие потери устойчивости или кривизны скважины) моменты, внутреннее Р_в и наружное Р_н давления бурового раствора.

Способы определения указанных нагрузок и вызываемых ими напряжений приводятся ниже. Необходимые для расчета геометрические, прочностные и массовые (весовые) характеристики отечественных и некоторых зарубежных (по стандартам АНИ) типов БТ, замковых соединений, а также механические свойства материалов приведены в приложениях 2 - ... , а характеристики импортных труб взяты, за исключением специально оговоренных случаев, из стандартов АНИ.

6.1 Условия прочности колонны бурильных труб и запах прочности

6.1.1 Условия статической прочности бурильной колонны

а) в общем случае нагружения при роторном бурении (растяжение, изгиб, кручение)

(11)

,

где - результирующее напряжение;

- допускаемое напряжение;

- нормативный коэффициент запаса прочности;

- напряжение растяжения;

- изгибающие напряжения;

- касательные напряжения.

При расчете бурильных колонн для наклонно направленных скважин вместо выражения (11) допускается использовать приближенную формулу

. (12)

б) при бурении забойным двигателем можно пренебречь крутящим моментом (реактивный момент долота и турбобура). Тогда

(13)

в) для вертикальных скважин при роторном бурении, если возникающие в результате потери прямолинейной формы устойчивы напряжения изгиба .

Допускается к использованию приближенная формула

. (14)

6.1.2 При статическом (квазистатическом) нагружении бурильной колонны осевой растягивающей нагрузкой, крутящим момент Ом и при наличии ее изгиба значения запаса прочности (по условию текучести) должны быть не меньше нормативных значений, приведенных в табл. 5.

Запас прочности бурильной колонны при спуске частей обсадных колонн принимается равным запасу прочности БК при бурении забойными двигателями.

Таблица 5

Нормативные запасы прочности

Строительство скважины	Бурение
	забойными двигателями	роторное
на суше и на море со стационарных оснований	1,40	1,50
на море с плавучих средств	1,45	1,55

бурильный колонна скважина

Запасы статической прочности колонны для операций: расширка, проработка, калибровка, отбор керна, разбуривание цементного стакана принимается с равным запасом прочности БК при бурении.

При использовании совмещенного способа бурения и при бурении забойными двигателями с вращением бурильной колонны запас статической прочности принимается как для роторного способа бурения.

6.1.3 Сопротивление усталости БК, находящейся при роторном бурении под действием переменных во времени нормальных напряжений от изгиба, постоянных напряжений от кручения характеризуется расчетным значением коэффициента запаса, определяемом:

(15)

где n - фактический запас прочности по усталости;

запас прочности по нормальным напряжениям, вычисленный в предположении, что касательные напряжения отсутствуют;

- запас прочности по касательным напряжениям, вычисленный в предположении, что нормальные напряжения равны нулю.

, (16)

где предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба с вращением по данным натурных испытаний (приложение 19);

- амплитуда переменных напряжений изгиба;

- постоянное напряжение от растяжения (знак +) или сжатия (знак -) бурильной колонны. В нейтральном сечении бурильной колонны. В нейтральном сечении БК .

Запас прочности по касательным напряжениям определяется:

, (17)

где полярный момент сопротивления сечению по телу трубы;

- крутящий момент, приложенный к БК.

Для выполнения условий прочности по усталости фактический запас должен быть не меньше нормативного.

Нормативный коэффициент запаса прочности по усталости бурильной колонны при роторном способе бурения равен 1,5.

В нейтральном сечении над УБТ и сечении БК на расстоянии 250 - 300 м от УБТ вследствие малости касательных напряжений растет на сопротивление усталости момента производить только по нормальным напряжениям, считая .

При выполнении технологических операций: разбуривание, расширка, проработка, калибровка, запас прочности по усталости не регламентируется.

6.1.4 При использовании в работе с БК клиновых захватов для труб каждой секции (верхних сечений) необходимо выполнение следующего условия прочности:

, (18)

где m - число нижерасположенных секций бурильных труб, включая рассчитываемую;

- вес i - ой секции БТ;

- вес КНБК (или части обсадной колонны, спускаемой на бурильных трубах);

- предельная (соответствующая пределу текучести) осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате;

n - нормативный коэффициент запаса прочности.

Нормативный коэффициент запаса прочности (по текучести) бурильных труб в клиновом захвате составляет 1,15.

Значения рассчитывают по формулам (23), (24), (59).

6.1.5 Допускаемые избыточные наружное и внутреннее давления на тело трубы составляют

(19)

, (20)

где Р_кр - критическое наружное давление, когда напряжение в теле трубы достигает предела текучести (приложение 10-13);

- предельное внутреннее давление, когда напряжение в теле трубы достигает предела текучести (приложение 10-13).

Нормативный запас прочности при воздействии на трубу наружного и внутреннего избыточных давлений составляет 1,15.

6.2 Осевое нагружение колонны

6.2.1 В вертикальной скважине растягивающую нагрузку Q_р Н (кгс), в верхнем поперечном сечении m-ой секции бурильной колонны и соответствующие ей нормальные напряжения _р, МПа (кгс/мм²) для момента отрыва долота от забоя (наибольшие значения) определяют из выражений:

; (21)

(22)

(23)

, (24)

где к - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, или сопротивления движению бурового раствора и сил инерции. Устанавливается по данным замеров в конкретных условиях бурения. При проектировочных расчетах ориентировочно можно принимать к = 1,15;

m - порядковый номер (снизу от УБТ) рассматриваемой секции КБТ;

Q_Бi - вес 1-ой секции КБТ, Н (кг);

Q_кн - весКНБК,Н(кг);

Р- перепад давления в забойном двигателе и долоте, МПа (кгс/мм²);

F_n- площадь поперечного сечения канала трубы m-ой секции, м², (мм²) ;

F - площадь поперечного сечения тела трубы m - ой секции, м², (мм²);

q_i - приведенный вес 1 м трубы i- ой секции бурильной колонны, Н/м (кг/м);

l_i - длина i-ой секции БТ, м;

_i - приведенная плотность m-ой секции бурильных труб, кг/м³ (г/см³);

Q_зд - вес забойного двигателя, Н (кг);

Q₀ - вес компоновки УБТ, Н (кгс);

Q - вес элементов КНБК (за исключением УБТ и забойного двигателя), Н (кг);

_о - плотность металла УБТ, кг/м³ (г/см³).

6.2.2 В нижнем поперечном сечении следующей секции (m+1) -ой секции напряжения, МПа (кгс/мм²), будут равны

где Q_рm - осевая растягивающая нагрузка, вычисляемая по формуле (21), Н(кгс);

F_(m+1) - площадь поперечного сечения тела трубы (m+1) - ой секции, м² (мм²).

6.2.3 В наклонно-направленной и горизонтальной скважинах (рис. 1) наибольшую растягивающую нагрузку Q_р, Н(кгс), рассчитывают последовательно снизу (от УБТ) вверх до рассматриваемого сечения колонны бурильных труб для момента отрыва инструмента от забоя.



а) б)

Рис. 1. Схемы наклонно-направленных скважин

(I -V - участки профиля)

а) трех интервальный профиль наклонно-направленной скважины;

б) пяти интервальный профиль наклонно-направленный;

^н - начальное значение зенитного угла;

^к - конечное значение зенитного угла;

I - V -порядковые номера интервалов профиля скважины;

R - радиусы набора и снижения зенитного угла;

Н - вертикальная проекция профиля скважины;

l - величина смещения забоя от устья скважины по горизонтальной проекции профиля.

В пореречном сечении произвольной секции колонны бурильных труб значение Q_р рассчитывается:

а) на вертикальном участке

(25)

где m -порядковый номер в пределах вертикального участка рассчитываемой секции колонны бурильных труб;

Q_к - усилие, обусловленное весом, силами сопротивления колонны и перепадом давления в забойном двигателе и долоте на предыдущих (нижерасположенных участках) Н (кгс).

- если вертикальный участок является призабойным то:

(26)

б) на прямолинейном наклонном участке

(27)

где m - порядковый номер в пределах наклонного участка рассматриваемой секции колонны бурильных труб;

- коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины, = 0,05-0,55 (рекомендации по выбору в приложении 27)

- угол наклона участка (или профиля на наклонном участке), град.

- если участок призабойной зоны наклонный, то:

(28)

в) на искривленном (переходном) участке при увеличении угла наклона профиля скважины:

(29)

при _{ж к};

(30)

при _{н ж};

(31)

где - угол наклона профиля скважины в рассчитываемом сечении, рад;

_ж - значение угла , при котором происходит переход прилегания колонны от нижней к верхней стенке скважины. Величину _ж определяют от трансцендентного уравнения (приложение 28)

, (32)

где - начальное и конечное значение угла на искривленном участке;

R - радиус кривизны участка, м.

Если по уравнению (32) получается _жн, расчет Q_р на всей длине искривленного участка выполняется по формуле (24), если _жк или значение ^(t) столь велико, что решение уравнения (27) не существует - по формуле (32) при этом _ж=_к.

г) на искривленном (переходном) участке при уменьшении угла наклона профиля скважины:

(33)

где

(34)

В формулах (29), (34) Q_к - то же, что в п (а).

Возможно объединение интервалов расположения колонны бурильных труб и КНБК усреднением параметров q, , для всего искривленного участка расположения бурильной колонны, включая КНБК. Расчет Q_р выполняется по формулам (24) - (29) при Q_к = 0.

6.3 Изгиб

6.3.1 На искривленном участке скважины в произвольном сечении бурильной колонны, растягиваемой усилием Q_р , Н(кгс), наибольший изгибающий момент, М_{и max}, н ^. м (кгс ^. м) возникает около бурильного замка (или протектора) и определяется по следующим формулам:

- при

(35)

где - первая критическая нагрузка, соответствующая касанию бурильной трубы по середине между замками (или замком и протектором) стенки скважины, Н (кгс).

3,84 ^. 10^-3 EIR/S⁴, (36)

где Е - модуль упругости материала трубы, МПа (кгс/мм²);

I - осевой момент инерции сечения, см⁴;

R - радиус кривизны профиля скважины, м;

S - длина бурильной трубы между замками (или замком и протектором). м;

D₃ - наружный диаметр бурильного замка, мм;

D - наружный диаметр тела бурильной трубы, мм.

- при (37)

, (38)

где - вторая критическая нагрузка, соответствующая началу прилегания бурильной трубы посредине между замками (или замком и протектором) к стенке скважины, Н (кгс).

(39)

при

. (40)

Во всех случаях наибольшие напряжения изгиба определяются по формуле:

, (41)

где W_и - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, см³;

6.2.2 Величину R для плоского проектного профиля скважины принимают по исходным данным

Для фактического пространственного профиля на основании результатов инклинометрии значение R приближенно можно определить по формуле:

(42)

где - зенитные углы наклона профиля скважины в начальной и конечной точках участка измерения длиной . Обычно = 10 м, - разность азимутальных углов в тех же точках.

6.3.3 На вертикальном участке скважины при потере бурильной колонной прямолинейной формы устойчивости в результате вращения

(43)

где L - длина полуволны изогнутой колонны, м;

f - стрела прогиба бурильной колонны, мм.

В произвольном сечении колонны

; (44)

; (45)

(46)

где L₀ - длина полуволны бурильной колонны в нейтральном сечении, м;

Q - осевое усилие в рассматриваемом сечении бурильной колонны, Н(кгс);

Q =Q_p - в растянутой части определяется из выражений (21, 25) в формуле (44) ставится знак плюс.

Q =Q_с - в сжатой части определяют из выражения

, (47)

где - число ступеней УБТ и бурильных труб до рассматриваемого сечения, причем ступени рассчитываются сверху от нейтрального сечения;

- вес 1 м УБТ j - той ступени Н/м (кгс/м) и ее длина, м;

- угол наклона профиля скважины на прямолинейном наклонном участке. На вертикальном участке = 0, cos = 1,0.

При этом в формуле (44) ставится знак минус.

угловая скорость, с^-1;

g - ускорение свободного падения (g= 9,8 м/c²).

В частности, в технической системе единиц, принимая для стали Е= 2,1 . 10⁴ кгс/мм², для справа Д16-Т (дюралюминия) Е = 0,72 .10⁴ кгс/мм², заменяя w, с^-1 на частоту вращения n, об/мин, и q их числовым значениям, получим (I, см⁴; q, кгс/м; l_w ,м; L₀, м):

где диаметр скважины, мм. В открытом стволе принимается =К_кD_д, где К_к - коэффициент кавернозности, определяемый по результатам замеров или по прогнозным данным (для новых месторождений).

D₃ - наружный диаметр бурильного замка, мм.

Наибольшие изгибные напряжения рассчитываются по формуле (41).

6.3.4 При расчете на сопротивление усталости вращающей бурильной колонны в вертикальной скважине или на вертикальном участке наклонно направленной или горизонтальной скважины учитываются постоянные напряжения от осевого усилия Q и переменные напряжения (амплитуда) от изгиба вследствие потери бурильной колонной прямолинейной формы устойчивости

. (48)

Осевое усилие Q рассчитывают по выражению (21) или (47), изгибные напряжения - по формулам (35) - (43) для сечения трубы (основной плоскости резьбы на высаженном конце трубы, сварного шва, стабилизирующего пояска или тела трубы - в зависимости от конструкции бурильной трубы). При этом, осевой момент инерции I во всех случаях вычисляют для тела трубы, а осевой момент сопротивления W_n - - для опасного сечения.

6.3.5 При расчете на усталость бурильной колонны для наклонно направленных и горизонтальных скважин применительно к наклонно-прямолинейным участкам допускаются изгибные напряжения:

определять из тех же положений, что и для вертикальных участков.

Осевые усилия вычисляются при этом по формулам (27) и (47).

6.3.6 Для искривленных участков наклонно-направленных и горизонтальных скважин для опасного сечения трубы напряжения рассчитывают по формулам (29) - (34). Осевое усилие вычисляют по выражению (47).

6.4 Кручение

6.4.1 Крутящий момент М_к, H^.м (кгс.м), который необходимо приложить к бурильной колонне при роторном способе бурения для вертикальной скважины, а также для вертикального участка наклонно-направленной (или горизонтальной) скважины приближенно может быть определен из выражений:

(49)

(50)

(51)

(52)

(53)

где

	-	коэффициент, равный 9545 при вычислении Мк в н.м и 974 - в кгс.м;
N	-	общая мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны и работу долота, квт;
n	-	частота вращения бурильной колонны, об/мин;
Nхв=N	-	мощность, затрачиваемая на холостое вращение колонны на вертикальном участке скважины;
Nд	-	мощность, затрачиваемая на работу долота, квт;
m	-	число участков с постоянными значениями наружного диаметра трубы и долота скважины;
Nbi	-	мощность, затрачиваемая на вращение i--ного участка бурильной колонны (i = 1…m), квт;
li	-	длина i -го участка скважины, м;
Di	-	наружный диаметр трубы на i -ном участке скважины, м;
Dci	-	номинальный диаметр скважины, на i-ном участке, м;
N	-	коэффициент равный 5,14 . 10-2 если Qд в кН и 1,0 если Qд в mc;
c	-	коэффициент крепости горных пород (7,8 - мягкие, 6,9 - средние; 5,5 - твердые породы);
Dд	-	диаметр долота, мм;
Qд	-	осевая нагрузка на долото, кН (тс).

6.4.2 При проектировании расчета приближенное значение М_к, Hм (кгс ^. м), в верхних сечениях секций или их частей допускается рассчитывать по формуле:

(54)

или

(55)

где

К	-	коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на уровень напряженного состояния трубы. k 1,04, для наклонно направленных скважин k 1,10;
Qp	-	растягивающая нагрузка в рассматриваемом сечении бурильной колонны, определяется по формулам (21), (28), (33);
Qpmax,Мк max	-	максимальные допускаемые значения осевой растягивающей нагрузки и крутящего момента по телу;
p	-	напряжения растяжения в теле трубы, определяемые по формуле (22), МПа (кгс/мм2);
Wк	-	полярный момент сопротивления сечения по телу трубы, см3;
где
[n]	-	нормативный коэффициент запаса прочности;
Т	-	предел текучести материала труб МПа (кгс/мм2)
F	-	площадь поперечного сечения тела трубы, мм2

6.4.3 Касательные напряжения в МПа (кгс/мм²), в рассчитываемом сечении колонны

. (56)

6.5 Допускаемые длины секций колонны бурильных труб

6.5.1 Допускаемая длина спуска колонны бурильных труб из условий статической прочности по телу трубы m-ой секции бурильной колонны l_m, м, в вертикальной скважине определяется из выражения.

, (57)

(58)

где

	-	максимальная допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы m-ой секции, Н(кгс);
	-	коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы для бурения забойными двигателями
=1,0 - для роторного способа бурения
	-	площади поперечного сечения канала и тела трубы m-ой секции, мм2
[n]	-	нормативный коэффициент запаса прочности (по текучести), принимаемый от способа и условий бурения (табл.5)

6.5.2 Для вертикальных скважин с известными параметрами резкого локального искривления ствола в том случае, если в процессе углубления рассчитываемая секция будет работать на участке искривления, производит ее проверку на статическую прочность, а для роторного способа бурения - дополнительно на сопротивление усталости с учетом напряжения изгиба, определяемых по формулам (35) - (41). Условия прочности проверяется по п.6.1.1 - 6.1.3.

Если статическая прочность или сопротивление усталости недостаточны, производят уменьшение найденной по формуле (57) длины секции до значения, удовлетворяющего по прочности всем положениям на участке искривления.

6.5.3 Если длина ступени колонны бурильных труб определяется гидравлическими условиями пункта 5.8, обязательными является наличие переходного участка, представляющего собой продолжение данной ступени на некоторую длину после увеличения внутреннего диаметра скважины, в связи с чем необходим переход на большой диаметр бурильных труб. Длина переходного участка должно быть не менее 100 м.

6.5.4 Допускаемую длину секции бурильных труб в наклонно-направленной и горизонтальной скважине в первом приближении также определяется по формуле (57) при этом для бурения забойными двигателями , для роторного способа бурения можно принимать

После определения в верхнем сечении рассчитываемой секции, а также в сечениях, совпадающих с верхними границами участков искривления (если они имеются на длине ) по формулам (21), (22), (26) - (34), (48) - (54) вычисляются растягивающие нагрузки, крутящие и изгибающие моменты, и соответствующие напряжения.

Соответствие секции условиям статической прочности согласно п.п. 6.1.1- 6.1.2. Для роторного бурения дополнительно производят проверку на сопротивление усталости в тех же сечениях п. 6.1.3.

Если условия прочности выполняются во всех случаях, численное значение может быть принято за длину секции. В противном случае производят (по шагам l) уменьшение до значения, при котором будет обеспечено выполнение условий статической прочности и сопротивления усталости.

6.6 Расчет колонны бурильных труб в клиновом захвате

6.6.1 Осевая нагрузка , Н (кгс), при которой напряжения в теле трубы, зажатой в клиновом захвате достигает предела текучести, определяется из выражения:

(59)

где

	-	предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата, равном единице, Н (кгс);
	-	предел текучести материала трубы, МПа (кгс/мм2);
F	-	площадь поперечного сечения тела трубы, мм2;
с	-	коэффициент охвата:
	-	угол охвата трубы плашками одного клина, град;
k	-	количество клиньев, шт;
dср	-	средний диаметр трубы, мм;
lк	-	рабочая длина клина, мм;
	-	угол наклона клина, град;
	-	угол трения на поверхности сопряжения клина с корпусом клинового захвата, град.

Для четырехклиновых захватов ПКР-У7, ПКР-Ш8 С=0,7, для ПКР-560 С =0,9. В приложениях (14-16) приводятся значения предельных осевых нагрузок , вычисленные по формуле (59) при С=1,0; = до 2715 (уклон 1:6) и ctg(+) = 2,5

6.6.2 Наибольшую допускаемую глубину спуска m-ой секции колонны бурильных труб в клиновом захвате (с учетом скомпонованной нижней части бурильной колонны) определяется по формуле:

, (60)

где

	-	предельная осевая растягивающая нагрузка на тело трубы в клиновом захвате. Определяется по формуле (59);
[n]	-	нормативный коэффициент запаса прочности трубы в клином захвате и равен 1.15.

Если (l_m определяется по формуле (57) необходимо применить клиновый захват, обеспечивающей большую допустимую нагрузку на тело трубы, или перейти на использование элеватора).

Пример 1

проектировочного расчета бурильной колонны

Исходные данные:

Вид технологической операции: бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм.

Способ бурения - турбинный, забойный двигатель 3ТСШ1-195ТЛ

- масса турбобура Qзд = 42385Н (4325 кг);

- длина 25,7 м.

Интервал бурения: 500 - 2500 метров.

Конструкция обсадной колонны, спущенной к началу бурения

кондуктор диаметром 245 мм на глубину - 500 м.

Диаметр долота - Дд = 215,9 мм = 0,216 м.

Осевая нагрузка на долото - Qд = 98 кН (10.0 т.с.) .

Наружное давление - 19,6 МПа (2кгс/мм²).

Перепад давления на долоте и турбобуре - Р = 5,9 МПа (0,6 кгс/мм²)

Плотность бурового раствора - _ж=1200 кгс/см³

Коэффициент трения колонны о породу - = 0,3

Клиновой захват ПКР = 560 с длиной клина:

lк = 0,400 м.

Условия бурения нормальные.

Профиль скважины четырехинтервальный, результаты расчета в табл. 1.

Интервал 500 - 2450 м разбуривается забойным двигателем.

Вскрытие продуктивного горизонта осуществляется роторным способом бурения. Угол вхождения в продуктивный горизонт 20⁰.

Отход А=1010 м.

Результаты расчета профиля

№№ уч-ка	ai, м	hi,	li, м	Зенитный угол, град.
I	0	500	500	0
II	75	280	293,2	=0 =300
III	718,8	1245	1437,6	=300 = 300
IVa	198,2	425	469,5	=300 =200
Итого по кровле пласта	992	2450	2700,3	-
IVб	18,71	50	56,3	=200 =18,80
Итого по скважине	1010,7	2500	2756,6	-

Радиусы искривления профиля R₁ = 560 м; R₂ = 2690 м. Рис. 1 «б».

Расчет УБТ

По табл. 1 для нормальных условий бурения выбирается для первой ступени УБТС-2 с наружным диаметром D₀₁=178 мм, внутренний диаметр 80 мм, вес 1 м, 155,9 кгс (1530 Н).

Проверяется требование минимальной жесткости (п.4.6).

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, толщина стенки 10 мм.

Проверяется условие плавности перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам (п.4.7).

Выбираем диаметр бурильной трубы 127 мм.

Диаметр последней УБТ перед бурильной колонной должен соответствовать условию (п.4.7):

Поэтому компоновку УБТ нужно спроектировать ступенчатой.

Диаметр УБТ 2-ой ступени

(0,75 ^. 178)мм D_o2< 178 мм

Этому условию, а также требованию к трубам последней ступени удовлетворяют УБТ диаметром 146 мм(внутренний диаметр 74 мм, вес 1 м 97,7 кгс или 958 Н)

Длину 2-ой переходной ступени выбираем равной 12 м.

4.Определяется длина 1-ой ступени УБТ (по 3 п.4.9).

м.

Принимаем .

Общий вес компоновки УБТ на воздухе

(10540,4 кг).

Определяется общий вес КНБК (по ф. 24 п.6.2.1).

Определяется общая длина компоновки УБТ и КНБК

Определяется количество промежуточных опор

Определяется значение критической нагрузки при превышении которой колонна труб УБТ теряет устойчивость (п.4.12 по ф.5).

(5602 кгс)

Поскольку Ркр<Qд, то выбираем количество опор выбираем

(по ф. 9)

(по ф. 8)

(по ф. 7)

Принимаем m = 2.

Первая опора устанавливается на расстоянии 30 метров и следующая между первой и второй ступенями утяжеленных б...