Техника технология и технические средства применяемые при реконстру

нием бурильной колонны и при проработке БС роторным способом.

В искривленных интервалах БС бурильные трубы рабо­ тают в условиях изгиба.

Таким образом, в соответствии с условиями работы бу­ рильная колонна исптывается на статическую прочность, вы­ носливость и изгиб.

Силы сопротивления, возникающие при подъеме бу­ рильной колонны, рассчитываются последовательно снизу вверх с учетом прижимающих усилий в искривленных ин­ тервалах БС.

Определение максимального крутящего момента при вырезании «окна» в обсадной колонне с помощью вырезаю­ щего устройства производится по формуле

2000 ’

где М - крутящий момент, необходимый для вращения вы­ резающего устройства, кН-м;

Р - сила резания, касательная к поверхности резания, кН; D - диаметр обсадной колонны, м;

0 - количество резцов, пгг.

Сила резания определяется экспериментальным путем и для обычных условий не превышает 5 кН.

При расчете бурильной колонны на изгиб следует учи­ тывать, что в искривных интервалах БС наибольший изги­ бающий момент имеет место около бурильного замка.

Условия прочности бурильной колонны принимаются на основе 4-й теории прочности.

Запасы статической прочности при вырезании «окна» в обсадной колонне и проработке БС принимаются равными запасам прочности бурильной колонны при бурении.

При бурении БС двигателем-отклонителем с вращением бурильной колонны запас статической прочности принима­

121

ется как для роторного способа бурения. При проверочном расчете бурильной колонны рассчитывают нижнюю секцию на внутреннее и наружное давление, вычисляют напряжение растяжения и сжатия и соответствующие коэффициенты за­ паса прочности от действующих нагрузок. Затем определяют рациональную компоновку, т.е. длины секций колонн по до­ пускаемым нагрузкам.

Принципы расчета и подбора бурильных труб приведе­ ны ниже. Особенности конструкции бурильных труб и их ха­ рактеристики приведены в прил. 1 (табл. П28-П32).

9.13. Расчет бурильной колонны

Расчет бурильных труб производится согласно [10] («Инструкция по расчету бурильных колонн» 1997 г.).

Целью расчета является проверка выполнения условий статической прочности и прочности по усталости (при ро­ торном способе бурения) бурильной колонны, гидравличе­ ских и технологических требований к ее конструкции.

Расчет на ст ат ическую прочность

При расчете бурильной колонны на статическую проч­ ность осевые растягивающие нагрузки и напряжения рассчи­ тывают для момента отрыва долота от забоя (расчету подле­ жат верхние сечения секций колонны бурильных труб) и подъема бурильной колонны (расчету подлежат сечения

вверхних точках участков искривления).

Внаклонно направленных и горизонтальных БС наи­ большую растягивающую нагрузку Qr рассчитывают пос­ ледовательно снизу вверх до рассматриваемого сечения ко­ лонны бурильных труб для момента отрыва инструмента от забоя.

Впоперечном сечении произвольной секции колонны бурильных труб значение Qr рассчитывается по следующим формулам:

122

1. На вертикальном участке

где К -коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инер­ ции;

YCT -плотность материала бурильной трубы г-й секции, кг/м3;

Др - перепад давления в забойном двигателе и долоте, МПа;

FK - площадь поперечного сечения канала трубы, м2; QK - усилие, обусловленное нагрузками на предыдущем

интервале, Н. Если участок является призабойным, то

QK = бкнвк»

где бкнвк - растягивающая нагрузка от веса КНБК (рассчи­ тывается также с учетом веса в жидкости и типа участка профиля, на котором располагается), Н.

2. На прямолинейном наклонном участке

123

б) при ан* < а < а*

а* - назначение угла, при котором происходит переход прилегания колонны бурильных труб от нижней к верхней стенке скважины, рад; величину а« определяют из трансцен­ дентного уравнения

(sinan - р • COSCIK) • е ^ = ф(+),

где ан и ак - соответственно начальное и конечное значение угла на искривленном участке, рад;

R - радиус кривизны участка, м.

4. На участке уменьшения кривизны

Qr= K q r R x

х -1 ^ 2YCT[2 • ф(+) • еРС - 2р • cos a + (l - р2) • sin a ] ,

где

[K- qr R l - y x / yCT

124

Проверка выполнения условий статической прочности на верхней границе искривленного участка при подъеме бу­ рильной колонны ведется по следующим зависимостям:

а) при роторном бурении

аэ = 1,08оР + он < [о],

б) при бурении забойным двигателем

стэ = ор + он < [а],

в) для обоих случаев имеем:

где [о] - допустимое напряжение, МПа; ог - предел текучести материала бурильной трубы, МПа;

К - нормативный коэффициент запаса трубы, МПа; ор - напряжение растяжения в теле бурильной трубы,

МПа;

F - площадь поперечного сечения тела бурильной тру­ бы, м2;

Оннапряжение изгиба в теле бурильной трубы, МПа. Вычисляется по следующей формуле:

сн = М и

где Wu - осевой момент сопротивления, м2;

Ми-наибольший изгибающий момент (ИМ), который рассчитывается следующим образом:

а) при Qp<TCi :

ГС1= 3,84-1СГ3 - £ - /

125

где Та —первая критическая нагрузка, соответствующая ка­ санию бурильной трубы посередине между замками (или замком и протектором) стенки скважины, Н;

Е - модуль упругости материала трубы, МПа; I - осевой момент инерции сечения трубы, м4;

S -длина бурильной трубы между замками (или зам­ ком и протекторами), м;

s= - h — .

D3 - наружный диаметр замка бурильной трубы, м; D - наружный диаметр бурильной трубы, м;

б) при TC\<Qp<Tci-

где 7ci - вторая критическая нагрузка, соответствующая началу прилегания бурильной трубы посередине между зам­ ками (или замком и протектором) к стенке скважины, Н.

в) Тех <Qp> Та'-

Расчет на уст алост ь

Сопротивление усталости бурильной колонны, находя­ щейся при роторном бурении под действием переменных во времени нормальных напряжений от изгиба, постоянных на­ пряжений от кручения, характеризуется расчетным значени­ ем коэффициента запаса, определяемым по формуле

К= К*-К- к \ * к \

126

где Ка - запас прочности по нормальным напряжениям, вы­ числяемый в предположении, что касательные напряжения отсутствуют;

Кх - запас прочности по касательным напряжениям, вы­ числяемый в предположении, что нормальные напряжения равны нулю:

ГV 1

1+5=1°.

СТа J

где a_i - предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба с вращением по данным натурных испытаний, МПа;

<5в - предел прочности (временное сопротивление).

аа - предел амплитуды переменных напряжений изгиба, МПа;

от - постоянное напряжение от растяжения (знак «+»)

127

ю - угловая скорость (с ), со =

п - вращения колонны, об/с.

Кх =

где <;т - коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на уровень напряженного состояния бурильной трубы. Можно принимать движение касательных скважин Cgt ~ 1,04; для наклонно направленных = 1,10.

При статическом нагружении бурильной колонны осе­ вой растягивающий, крутящим моментом и при наличии ее изгиба значения запаса прочности должны быть не меньше нормативных значений, приведенных в табл. 11.

Запас прочности бурильной колонны при спуске частей обсадных колонн принимается равным запасу прочности бу­ рильной колонны при забуривании двигателем.

Запасы статистической прочности колонны для опера­ ций калибровки, отбора керна и разбуривания цемента при­ нимаются равными запасу прочности при бурении.

128

Расчет колонны бурильных труб на допустимые внутреннее и наружное избыточное давления

Допустимые избыточное наружное РНД и внутреннее РВД давления - обсадной трубы составляют соответственно:

где РНд - критическое наружное давление, МПа, определяет­ ся по формуле

овальность; Рт- предельное (соответствующее пределу текучести

материала) внутреннее давление, МПа, определяется по фор­ муле

Рг= 0,875 • О]— ,

D

Кд - нормативный запас прочности при воздействии на трубу наружного и внутреннего избыточных давлений, составля­ ет 1,15.

Далее проверяется выполнение условий:

РН<РНД и Рв<Рвд>

где Рн и Рв - действующие на бурильные трубы избыточные наружное и внутреннее давления соответственно, МПа.

10. МНОГОЗАБОЙНЫЕ СКВАЖИНЫ (МЗС)

При многозабойном бурении несколько наклонных или горизонтальных стволов вскрывают один или несколько про­ дуктивных пластов из общего ствола скважины с целью кратного увеличения добычи нефти.

129

Схему МЗС определяют следующие факторы:

-профиль основного ствола;

-положение точек забуривания боковых стволов;

-профиль боковых стволов.

Основными факторами для выбора схемы МЗС и про­ филя ее основного и боковых стволов являются геологиче­ ские характеристики конкретного месторождения, условия его эксплуатации, с одной стороны, и возможности совре­ менного уровня техники и технологии бурения, крепления, освоения и ремонта МЗС - с другой.

Типовые схемы МЗС разделяются на разветвленные (рис. 23, а) и многоярусные (рис. 23, б).

Л

Ш

Рис. 23. Многозабойная скважина: а - разветвленная; б - многоярусная

130