4.8.1. Расчет бурильных труб на выносливость
4.8.1. 1. Растянутые участки бурильной колонны
При вращении растянутых труб на искривленных участках (набора или снижения зенитного угла) наиболее вероятным видом движения является вращение труб вокруг своей изогнутой оси. При этом одна и та же образующая трубы будет подвергаться попеременно то растяжению (с выпуклой стороны), то сжатию (с вогнутой стороны), вызывая таким образом то напряжения растяжения, то сжатия. При многократном повторении процесса это приводит к возникновению усталости материала труб. Природа возникновения этих напряжений, таким образом, заключается в искривленности ствола скважины. Возникающие при этом напряжения называются напряжениями поперечного изгиба, которые вычисляются по (4.40).
Коэффициент запаса прочности растянутых труб на усталость из – за переменных напряжений поперечного изгиба вычисляется по формуле
,
(4.91)
где
–
предел выносливости материала труб при
симметричном цикле, может быть принят
равным
;
- растягивающие
напряжения;
–
предел прочности материала труб.
Вычисляются
касательные напряжения
по формуле (4.54).
Определяется коэффициент запаса прочности по ним
,
(4.92)
где
-
предел текучести материала труб по
касательным напряжениям.
Вычисляется результирующий коэффициент запаса прочности
,
(4.93)
который должен быть не менее 1,5.
4.8.1. 2. Сжатые участки бурильной колонны
Усталостные напряжения на сжатых участках бурильной колонны связаны с продольным изгибом труб и вычисляются по формуле (4.41), в которой
lпв - длина стесненной полуволны сжатых УБТ, которая определяется по формуле
(4.94)
итеративным
путем.
Первое приближенное значение lпв
вычисляется, принимая
равной:
- при роторном бурении - осевой нагрузке на долото Fсж = Gзд;
-
при бурении ЗД с постоянным вращением
бурильной колонны
,
в которой первое приближенное значение kαб определяются по (4.66) для α = αкон.
Уточнение
lпв
осуществляется путем последовательного
уточнения значений α,
соответствующих
серединам полуволн, q
(из-за изменения α,
kαб
) и, в конечном счете, Fсж.
Зенитный угол, соответствующий
середине первой полуволны, определяется
по формуле
.
Длина сжатых УБТ, создающих осевую
нагрузку на середину первой полуволны,
приблизительно будет равна
,
а сжимающая нагрузка, приложенная на
серединуlпв1,
будет равна
.
Окончательноlпв1
определяется
по (4.94), в которую подставляется последнее
уточненное значение Fсж.
Уточнение lпв1 можно завершить после третьего шага итерации.
Аналогично
определяются и уточняются длины второй
и последующих полуволн. Приближенная
длина сжатых УБТ, создающих нагрузку
на середину второй полуволны lпв2
будет равна
,после
чего вычисляются приближенное значение
сжимающей нагрузки на середину второй
полуволны
,
приближенная длина второй полуволны и
т.д. Процедура определения длин и числа
полуволн может быть продолжена до тех
пор, пока не станет
.),
гдеn
число всех полуволн.
Последний
участок сжатых труб длиной, меньшей,
чем определяемой по формуле
,
сохранит прямолинейное положение.
Наибольшие напряжения продольного изгиба в трубах, не оснащенных центраторами, будут иметь место в трубах второй полуволны, поскольку на первой полуволне должны быть установлены опорно – центрирующие элементы (ОЦЭ).
Первый центратор следует установить на верхнем конце забойного двигателя, и, кроме того, целесообразно установить на середине его корпуса центратор в виде накладки толщиной, равной полуразности диаметра скважины и турбобура.
Второй центратор должен быть установлен на расстоянии lц от первого, равном половине длины первой полуволны.
Третий центратор должен быть установлен на таком же расстоянии от второго.
Коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям в верхнем сечении сжатого низа колонны определяется по формуле
.
(4.95)
Коэффициент запаса прочности по касательным напряжениям определяется по той же формуле (4.92), а результирующий коэффициент запаса прочности по (4.93), который должен быть не менее 1,5.