Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

ответствовать табл. 19.23, а отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть ≥ 0,8.

Длину комплекта УБТ I, состоящего из труб одного диаметра, определяют по формуле

ãäå Q – нагрузка на долото, Н; q0 – масса 1 м УБТ в растворе, кг/м; g – ускорение силы тяжести.

Общий вес комплекта УБТ, состоящего из труб разных диаметров, (q1l1 + q2l2 + … + qn ln )g = (1,1÷1,25)Q.

Åñëè Q > Pêð, то на сжатом участке УБТ рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения.

Наиболее опасные для УБТ – знакопеременные изгибающие напряжения. Условие прочности для УБТ:

ãäå E – модуль Юнга материала труб, Н/м2; I – момент инерции сечения трубы, м2; EI – жесткость сечения труб, Н м2; f – стрела прогиба УБТ, м;

687

L – длина полуволны, м; Mïð – предельный изгибающий момент при натурных испытаниях (данные ВНИИБТ); α0 – интенсивность искривления скважин на 10 м длины.

Расчет напряжений в УБТ следует проводить в качестве контрольного при бурении на искривленных участках. При известных значениях Mïð можно определить допускаемые величины.

РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ПРИ БУРЕНИИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

В процессе расчета определяются либо напряжения в трубах, либо длины секций по допустимым нагрузкам.

Одноразмерная колонна для вертикальной скважины. Допускаемая глубина спуска односекционной колонны (в м)

ãäå Qð(1) – допускаемая растягивающая нагрузка на трубы, Н; Qò + G –

масса УБТ и забойного двигателя, кг; pï – перепад давления в забойном двигателе и долоте, Па; Q1 – предельная нагрузка на трубу, Н; F1 – ïëî-

щадь поперечного сечения тела трубы, м2; ρæ, ρ – плотность соответствен-

но бурового раствора и стали; σò – предел текучести материала труб, Н/м2; n – коэффициент запаса прочности.

Общая длина колонны l = l0 + l1 (l0 – длина УБТ и забойного двигателя).

Для одноразмерной многосекционной колонны, составленной из труб разных толщин и групп прочности, длина первой (нижней) секции (в м)

ãäå q1, q2, …, qn – масса 1 м труб каждой секции, кг/м; Qð(1) , Qð(2), …, Q(ðn) –

допускаемые растягивающие нагрузки для труб каждой секции.

Для двухразмерной многосекционной колонны, состоящей в верхней части из труб большого диаметра, длины секций I (нижней) ступени определяют по формулам (19.5)–(19.7).

Длины секций II (верхней) ступени определяют (в м) из выражений

688

ãäå m – число секций ступени; Qð(m) – допускаемая нагрузка для труб последней секции I ступени, Н; Qð(m+1) , Qð(m+2) – допускаемые нагрузки для

труб первой и второй секции II ступени, Н; F′ – разность площадей проходных сечений труб нижних секций II и I ступеней колонны, м2; qm+1, qm+2 – масса 1 м труб первой и второй секций II ступени, кг/м.

Для колонны в наклонно направленной скважине напряжение в каждой секции определяют по двум расчетным схемам:

секция находится под действием как веса расположенной ниже части колонны, так и сил сопротивления ее движению на искривленных и наклонных участках;

секция находится только под действием веса расположенной ниже части колонны (предполагается, что скважина вертикальная).

РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ПРИ БУРЕНИИ РОТОРНЫМ СПОСОБОМ

Расчет производят на статическую прочность и выносли-

вость.

Для вертикальных скважин на выносливость рассчитывают нижние секции колонны, расположенные над УБТ на длине 200 м.

Расчет на статическую прочность ведется на совместное действие нормальных и касательных напряжений.

Одноразмерная колонна для вертикальной скважины. Подобранные трубы нижней секции рассчитывают на наружное давление (не менее 25 МПа); длины 9 (в м) одноразмерной многосекционной колонны – из условия статической прочности:

ãäå Q1, Q2 – предельные нагрузки для труб, Н.

Для двухразмерной многосекционной колонны, состоящей в верхней части из труб большего диаметра, длины секций I (нижней) ступени определяют по формулам (19.10), (19.11), длины секций II ступени – по формулам (19.8), (19.9), причем

Q(m) = Q /1,04n, Q(m+1) = Q + /1,04n; Q(m+2) = Q + /1,04n.

ð m ð m 1 ð m 2

689

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН ПРИ БУРЕНИИ С ПЛАВУЧИХ СРЕДСТВ

Бурение скважины с плавучих средств связано с перемещениями судна под влиянием ветра, течений и других факторов. В общем случае судно может получить линейное и угловое перемещение относительно оси скважины. Судно может перемещаться в направлении как горизонтальной, так и вертикальной осей; поворот судна происходит вокруг тех же осей. Смещение судна относительно оси скважины, поворот судна, а также непосредственно влияние волн и течений на бурильную колонну приводят к возникновению в трубах, находящихся в воде, изгибающих моментов.

Общий изгибающий момент

ãäå M1 – момент от смещения судна (в горизонтальном направлении); M2 – момент от качки (поворота) судна; M3 – момент от поперечных сил волнового напора и течений.

На рис. 19.21 схематично показано положение судна и бурильной ко-

Рис. 19.21. Схема сил, действующих на бурильную колонну при бурении с плавучих средств

690

лонны до и после приложения указанных нагрузок. Наиболее нагружены концевые участки колонны, расположенные у устья и дна моря.

Общее напряжение в трубах с учетом изгибающих моментов

При небольшой глубине акватории l и большой глубине скважины L(l < L/20) влиянием распределенной нагрузки веса колонны на длине l можно пренебречь. Изгибающий момент (в Н м) при l P/EI > 40:

у устья

ãäå P – вес колонны, Н, P = Q – 0,5 Qà; l – глубина воды, м; ∆ – смещение судна от оси скважины, м; θ – угол поворота судна, рад; p – давление волн и течения на колонну, Па; Qà – вес труб от устья скважины до дна акватории, Н; k – коэффициент, зависящий от характера закрепления колонны у устья, 0,75 < k < 1.

Коэффициенты запаса прочности. Коэффициенты запаса прочности при растяжении n = σò/σð приводятся в табл. 19.24.

Для колонны, подвешенной в клиновом захвате

(σð + σè )2 + 3τ2

ãäå σè – напряжение изгиба; τ – касательное напряжение.

Запас прочности для бурильной колонны, находящейся под действием как переменных, так и постоянных напряжений, определяется из зависимости (формула А. Сарояна)

691

ãäå (σ–1)À – предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба (табл. 19.25); σâ – предел прочности; σð – напряжение растяжения; σà – амплитуда переменных напряжений изгиба; σm – постоянное напряжение изгиба.

Запас прочности в нейтральном сечении вертикальной колонны (верхний конец сжатого участка УБТ) при σð = 0:

По формулам (19.18)–(19.21) коэффициент запаса прочности n ≥ 1,5. Значения (σ–1)À для труб (см. табл. 19.25) получены при натурных ис-

пытаниях.

692

рывно-ступенчатое и непрерывное изменение скоростей и моментов вращения. Для восприятия реактивного крутящего момента их снабжают стопорными устройствами, устанавливаемыми на быстроходном валу либо на столе ротора. Подвижные детали смазываются разбрызгиванием и принудительным способом. Поставляют роторы в двух исполнениях – с пневматическим клиновым захватом (ПКР) для удержания труб и без него.

Конструкция ротора должна обеспечить необходимые удобства для высокопроизводительного труда и отвечать требованиям надежности и безопасного обслуживания. При этом габариты ротора должны быть ограничены площадью, отводимой для его установки на буровой площадке. Роторы, используемые в буровых установках различных классов и модификаций, должны быть максимально унифицированы по техническим параметрам и конструкции.

КОНСТРУКЦИИ БУРОВЫХ РОТОРОВ

В буровых установках для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения используют роторы, неподвижно устанавливаемые над устьем скважины. Типовая конструкция ротора (рис. 20.1) состоит из станины 9 и стола 2, приводимого во вращение от быстроходного вала 7 с помощью конических шестерни 10 и колеса 6. Межосевой угол передачи составляет 90°.

Станину ротора в большинстве случаев выполняют литой из конструкционных нелегированных сталей. Форма и ее геометрические размеры определяются конструктивными, эксплуатационными, технологическими и эстетическими требованиями. В станине имеются горизонтальная и вертикальная расточки для размещения быстроходного вала и стола ротора.

Ñòîë 2 ротора представляет собой полую стальную отливку с наружным диском, прикрывающим вертикальную расточку станины. В верхней части он имеет квадратное углубление для разъемного вкладыша (втулки) 4. В свою очередь, вкладыши имеют квадратное углубление для зажима 5, переходящее в конус. При бурении во вкладыши вставляют квадратные либо роликовые зажимы ведущей трубы, а при спускоподъемных операциях – клинья, удерживающие колонну труб над ротором. Разъемная конструкция вкладышей и зажимов обеспечивает их установку в ротор в тех случаях, когда его отверстие занято трубой. Втулки и зажимы удерживаются в роторе с помощью поворотных защелок. Между зажимом и ведущей трубой возникает трение скольжения, вызывающее изнашивание поверхностей их контакта. При использовании роликовых зажимов ведущая труба перекатывается по роликам, установленным на подшипниках качения, и благодаря этому ее износ снижается.

Стол ротора с напрессованным коническим колесом устанавливают в вертикальной расточке станины на основной 3 и вспомогательной 12 опорах. В качестве опор используют упорно-радиальные шариковые подшипники, которые вследствие зеркального расположения и осевой затяжки способны воспринимать двусторонние осевые нагрузки.

На основную опору действуют собственный вес стола ротора и колонны труб, удерживаемый им при спускоподъемных операциях. В процессе бурения скважины бурильная колонна подвешивается к вертлюгу, и на основную опору действуют собственный вес стола и силы трения, возникающие в результате скольжения ведущей трубы относительно зажимов 5

694

плотное прилегание шариков к беговым дорожкам, уменьшает износ поверхностей качения, повышает долговечность и нагружаемость подшипников, предупреждает вращение шариков под действием гироскопических моментов и благодаря этому снижает коэффициент трения.

Чрезмерный натяг столь же опасен, как и недостаточный, так как вызывает защемление шариков, перегрузку поверхностей качения и повышенное тепловыделение. Натяг подшипника основной опоры создается собственным весом стола ротора, а его осевое положение регулируется стальными прокладками 13, установленными под нижним кольцом основной опоры. Осевой натяг вспомогательного подшипника регулируется прокладками, которые устанавливают между нижним торцом стола ротора и фланцем 11, соединяемыми болтами.

Вследствие неизбежной несоосности центрирующих поверхностей стола и станины ротора шарики могут сместиться от оси симметрии беговых дорожек, и в результате этого нарушится правильная работа подшипников. Для устранения несоосности центрируют одно кольцо подшипника, а другое свободно перемещается по радиусу. Под действием нагрузки свободное кольцо самоцентрируется относительно шариков, и благодаря этому обеспечивается равномерное нагружение шариков, способствующее увели- чению долговечности подшипника. Обычно свободное кольцо подшипника устанавливают в станине ротора.

Упорно-радиальные шариковые подшипники выбирают по диаметру проходного отверстия стола ротора. Нагрузочная способность подшипников заданного диаметра и типа зависит от их серии. В основной опоре ствола ротора используют подшипники с шариками диаметром 63,5– 101,6 мм, а во вспомогательной опоре – подшипники более легких серий с шариками диаметром 38,1–47,6 мм. Конические роликоподшипники, обладающие по сравнению с шариковыми более высокой несущей способностью, в опорах стола ротора используют редко. Это обусловлено сравнительно высокой стоимостью и повышенной чувствительностью к перекосам, вызывающим резкое снижение срока их службы. Относительное положение основной и вспомогательной опор ротора может быть иным. Например, в роторе УР-760 вспомогательная опора устанавливается над основной.

Быстроходный вал с конической шестерней, закрепленной шпонкой, монтируют в стакане 8 и в собранном виде устанавливают в горизонтальную расточку станины. Стакан предохраняет станину от вмятин, образующихся при установке подшипников и их проворачивании под нагрузкой. Консольное расположение шестерни на быстроходном валу удобно для компоновки и сборки ротора. Однако при этом возрастают требования к жесткости вала, так как вследствие его деформации нарушается равномерное распределение контактных давлений в зацеплении шестерни и колеса, что приводит к снижению их долговечности.

С этих позиций шестерню лучше располагать между двумя опорами. Однако, учитывая удобство монтажа и ремонта, быстроходные валы во всех конструкциях роторов изготовляют с консольным расположением шестерни. При этом снижается изгибающий момент, так как шестерня максимально приближена к опоре вала. На наружном конце быстроходного вала установлена цепная звездочка 14 либо карданная муфта. Для безопасности и удобства обслуживания ротор закрывают крышкой 1.

При бурении с использованием забойных двигателей стол ротора сто-

696