§ 5. Проектирование бурильных колонн

Бурильная колонна представляет собой вертикальный пусто­телый вал с очень большим отношением длины к диаметру, соста­вленный из отдельных отрезков труб, соединенных резьбовыми соеди­нениями. Этот вал в процессе бурения, спуско-подъемных и других операций подвергается действию статических и динамических нагру­зок от растяжения в верхней и сжатия в нижней частях, от продоль­ного и поперечного изгиба, кручения и внутреннего давления.

Для несложных условий бурения и небольших глубин проекти­ровать колонны не трудно, однако для бурения глубоких скважин расчет и выбор рациональной конструкции колонны является не простой задачей. С одной стороны, чтобы облегчить проведение спуско-подъемных операций, уменьшить нагрузки на буровую уста­новку и затратить наименьшее количество материала, диаметр буриль­ных труб должен быть наименьшим; с другой стороны — для сни­жения гидравлического сопротивления колонны диаметр труб должен быть наибольшим. Кроме того, колонна должна быть герме­тичной, обеспечивать передачу необходимого крутящего момента и быть достаточно прочной и жесткой, особенно в нижней части, для создания нагрузки на долото.

Бурильную колонну можно компоновать из труб одного диаметра или труб, имеющих различные диаметры.

Для решения этой задачи рассмотрим сначала напряжения, дей­ствующие в одноразмерной бурильной колонне.

На рис. П-9, а показана эпюра напряжений растяжения.

Во время подъема колонны без прокачки жидкости напряжение в верхней части о₁ будет определяться собственным весом колонны, величиной сил трения ее о стенки скважины о\ я напряжениями g", возникающими при прихвате нижней части колонны или под­веске в ее нижней части другой колонны (УБТ, «хвостовик» обсадной колонны при его спуске и т. д.).

59

При спуске бурильной колонны силы трения будут действовать в обратном направлении и изменят величину напряжения растяже­ния. Если происходит резкое торможение или подъем колонны, в ней возникают дополнительные динамические нагрузки, увеличи­вающие напряжение

Рис. 11-9. Эпюра напряжений в бурильной колонне.

а — растяжение при подъеме без прокачки раствора; б — ра­стяжение при бурении; в — кручение при бурении ротором; з — кручение при Дурении забойными двигателями.

Напряжение растяжения

°'=(т

(П-4)

где Т — наибольшее усилие растяжения при спуске или подъеме; / — площадь сечения трубы в рассматриваемом сечении;

Я_д — коэффициент динамичности.

Наибольшее усилие растяжения при подъеме из вертикальной скважины или спуске с затяжками или прихватами

Т

Q ±

(Н-5)

Здесь g и

gj — вес 1 м труб с замками и высаженной частью

и вес 1 м утяжеленных труб; L — длина колонны труб; li— длина утяжеленных труб; Q — вес турбобура, долота и др.;

<?i — усилие трения колонны о промывочную жид­кость и усилие затяжки инструмента (« + » при подъеме и во время спуска); обычно принима­ется при расчетах, равных 5 — 10 т; и р — удельный вес промывочной жидкости и плот­ность материала труб.

60

В процессе бурения наклонных скважин напряжения растяжения, определяются с учетом кривизны и трения колонны о стенки сква­жины.

Динамические напряжения учитываются только такие, которые возникли от действия сил инерции во время спуска при резком торможении или ударах элеватора о стол лютора; во время подъема они незначительны.

В процессе бурения, когда не происходит вращения колонны (забойными двигателями), напряжения растяжения в верхнем се­чении будут составляться не только от сил веса, но и от напряжений а_ж, возникающих при прокачивании промывочной жидкости под давлением р (рис. П-9, б). Тогда усилие растяжения

(П-6)

где <2_Д — нагрузка на долото.

Напряжение растяжения, возникающего при действии внутрен-

него давления,

* di

где ^ — наружный радиус трубы или замка г^-—-

л "

г₂ — внутренний радиус трубы или замка Г₂ =

di~- наружный диаметр трубы; d — внутренний диаметр трубы.

Главные напряжения

Наибольшее касательное напряжение равно полуразности глав­ных напряжений

Условия прочности по третьей теории

Тш„^М = - (И-Ю)

или

где [т] — допустимое касательное напряжение для материала труб; о* — допустимое напряжение сжатия или растяжения мате­риала труб.

61

Напряжения кручения в колонне

М

(П-12)

где М — момент, передаваемый на трубы;

W_p—полярный момент инерции сечения трубы.

Эпюры напряжений кручения, полученные при роторном бурении (рис. П-9, в), в бурении забойными двигателями (рис. П-9, г), будут отличаться. Как видно, при одной и той же величине крутящего момента на долоте величины напряжений кручения в процессе роторного бурения будут больше напря­жений, возникших при бурении забойными двигате­лями, так как в роторном бурении необходим момент, чтобы во время вращения колонны можно было преодолеть силы трения.

В результате того что нагрузка на долото со­здается частью веса колонны, то колонна может терять продольную устойчивость.

В различных сечениях по длине колонны усло­вия нагружения неодинаковы.

На рис. 11-10 показана бурильная колонна с ниж­ней сжатой частью, потерявшей продольную устой­чивость.

Рис.П-Ю. Фор-

ма искривления

низа бурильной

колонны.

В первом случае при определении напряже­ний учитываются только те, которые возникают вследствие искривления колонны; во втором случае они не возникают.

а — одна по л у вол -

на; б — дво полу-

волны.

Величина дополнительных напряжений изгиба зависит от стрелы прогиба трубы. Наибольшее на­пряжение изгиба, возникающее в колонне при про­дольном изгибе,

где с1_я — наружный диаметр замка; /—возможная стрела прогиба.

Величина стрелы прогиба будет ограничена стенками сква­жины

/= ^D™~^d* . (11-14)

Здесь Д._кв— диаметр скважины; d_a — диаметр замка.

Это позволяет создать нагрузки на долото, превышающие крити-

ческие значения, что допустимо при бурении забойными двигателями.

С точки зрения статической прочности наиболее опасным яв-

62

ляется верхнее сечение, в котором действуют наибольшие напряже­ния. С учетом этих напряжении в основном проектируются колонны.

Допустимая длина утяжеленных труб определяется их продоль­ной устойчивостью, так как при нагрузках выше критических нару­шается равновесное состояние бурильной колонны. Крутящий момент, передаваемый колонной, также вызывает пространственное искривление ее оси, в результате чего возникает трение между колон­ной и стенками скважины.

Величины сил трения достигают больших значений.

Критическая длина стержня, сжатого под действием собствен­ного веса, с учетом отклонения от оси скважины верхнего конца сжатой части зависит от длины растянутой части и находится в пре­делах

1,94 1 - ^ /_кр *£ 2,65 у -. (ИЛЬ}

Если растянутый участок кблонны отсутствует, то

^ = 2,651/^. (II-16)

Г W т

При длине растянутой части колонны LSsCl/ величина

критической длины не изменяется:

где EI — .жесткость колонны труб; д— вес 1 м труб.

³/ЖГ Если при длине сжатой части /_кр~ 1,941/ — , то образуется

полуволна над долотом, после увеличения длины сжатой части до

1 г io -i

t = 4,^/ Т/ - возникает вторая изогнутая полуволна, располо-

женная над первой (рис. 11-10, б).

С помощью этих зависимостей можно определить критическую длину сжатой части низа бурильной колонны и длину утяжеленного низа.

При дальнейшем увеличении длины сжатой части, необходимого для создания требуемой нагрузки на долото, может произойти изгиб нижней части колонны.

Найдя длину утяжеленного низа для рассчитываемых условий бурения и зная диаметр долота, можно выбрать варианты диаметров труб. После чего приступают к проектированию бурильной колонны.

При этом составляется несколько вариантов с таким расчетом, чтобы гидравлические сопротивления не превосходили допустимого давления на выкиде буровых насосов; выбирают ту колонну, вес которой будет наименьшим,

63

Как видно из приведенного, наибольшие напряжения возникают в верхнем сечении колонны; по мере увеличения длины напряжения растяжения уменьшаются. Это позволяет выбрать равнопрочную колонну, составленную из труб различных диаметров. При этом пределы текучести материала труб также различны.

В колоннах, составленных из труб одного диаметра, в нижних частях устанавливают трубы с меньшим пределом текучести. Если не удается составить колонну из труб одного диаметра и одной тол­щины стенок, то увеличивают диаметр в верхней части, и каждая часть такой комбинированной колонны рассчитывается как колонна, составленная из труб одного диаметра, затем определяется наиболь­шая длина каждой части колонны.

В практике бурения известны бурильные колонны, составленные из труб 2, 3 и 4 диаметров.

Проектирование ведется из условия, что расчетное напряжение определяется по формуле (11-11), при этом соблюдается условие

<W^M*_f (IMS)

где [а]—предел текучести материала труб;

.£ —коэффициент запаса прочности. Для роторного бурения К принимается обычно не менее 2, а для бурения забой­ными двигателями не менее 1,5.

Исходя из этих условий, определяют наибольшую длину спуска колонн, составленную из труб, изготовленных из сталей определен­ных марок. В зависимости от марки труб пределы текучести прини­маются равными 4,0—10,0 кГ/м² (40—100 кГ/см²).

Долговечность бурильных колонн

Разрушение бурильных колонн от действия чрезмерных нагрузок при ликвидации аварий происходит сравнительно редко.

Наиболее распространенными видами аварий частей бурильной колонны являются:

1. усталостное коррозионное круговое разрушение по одной из полных ниток свободной части трубной резьбы, в первой нитке под замком в безупорных соединениях;

2. разрушение тела трубы вследствие коррозионной усталости металла большей частью в местах, близких к ее утолщенной части;

3. усталостный излом ниппеля замка;

4. промыв замкового соединения по резьбе;

5. разрушение труб вследствие их скручивания;

6. усталостное разрушение по полной первой нитке ведущей трубы.

Источниками усталостных разрушений являются обычно места концентрации напряжений, недостаточное округление впадины ниток, резьбы, клеймо на трубе, риски от отработки и другие дефекты.

В процессе бурения забойными двигателями в колонне возни­кают усталостные напряжения в меньшей степени, чем при роторном

64

бурении. Однако во время турбинного бурения вследствие работы под действием более высоких давлений промывочной жидкости при невращающейся колонне и недостаточном креплении ее соединений происходят промывы резьбы, в результате чего долговечность такого резьбового соединения может быть меньше, чем такого же соединения, применяемого при роторном бурении.

Наиболее тяжелые условия работы колонны создаются в про­цессе роторного бурения, осуществляемого с помощью гидромони­торных долот. В таком случае разрушение колонны может произойти не только в результате действия высоких нагрузок, но также и вслед­ствие промыва раезьбовых соединений.

После изучения причин разрушения частей бурильных колонн были снижены скорости ее вращения для роторного бурения до 35—70 об/мин, созданы новые конструкции труб и способы крепления замков к бурильным трубам и др. Эти мероприятия способствовали почти полной ликвидации большей части перечисленных аварии.

Рассмотрение причин аварий с колоннами вследствие обрыва колонны, скручивания или усталостного ее разрушения выдвигает необходимость изучения явлений усталости.

Разрушение бурильных колонн вследствие усталости материала наблюдается только во время роторного бурения в результате вра­щения колонны. Так как величины действующих циклических нагрузок определить невозможно, эти расчеты в практике не при­меняются.

Расчеты на выносливость ведут только с целью оценить расчетным путем достоинства или недостатки одной конструкции по сравнению с другой. Наиболее простым способом оценки работоспособности колонны по ее выносливости является суммарное количество обо­ротов, которое может сделать колонна. Норма эта устанавливается опытным путем для различных глубин и условий роторного бурения и колеблется в пределах от 10⁷ до 2•10⁷ оборотов.

Следует отметить, что в настоящее время еще не имеется исчерпы­вающих данных для установления предельных условии прочности при ограниченной долговечности частей бурильных колонн п уста­лость труб особенно в коррозионной среде почти не изучена.