книги бурение / Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин / 2

Если удельный вес опрессовочной жидкости γæ окажется меньше γ0 èëè γê, то при определении наружного избыточного давления взамен γ0 è γê подставляют γæ.

РАСЧЕТ ХВОСТОВИКОВ И КОЛОННЫ, СПУСКАЕМЫХ СЕКЦИЯМИ

Наружное избыточное давление при газонефтепроявлениях

ãäå l0 – расстояние от устья до верха хвостовика или секционной колонны. Большее значение давления принимают за расчетное.

В интервале залегания пород, склонных к текучести,

ãäå γ′ê – максимальный удельный вес раствора при бурении под следующую колонну, Н/м3.

При испытании колонн на герметичность в один прием без использования пакера внутреннее избыточное давление рассчитывают по формулам (22.21) и (22.22), в которых ðó определяют так же, как и для промежуточных колонн.

При испытании с применением пакера

ðí.è z = 1,1ðâ z – ðïë z,

ãäå ðâ z – вычисляют по формулам (22.29) – (22.32).

ОСЕВАЯ НАГРУЗКА ОТ СОБСТВЕННОГО ВЕСАКОЛОННЫ

Осевую нагрузку определяют по теоретическому весу спущенной колонны:

ãäå g – ускорение силы тяжести, м/с2; li – длина i-й секции, м; qi – масса единицы длины i-й секции колонны, кг.

Расчетные формулы. Сопротивляемость труб наружному избыточному давлению определяется давлением, при котором наибольшее напряжение достигает предела текучести материала труб. Критическое давление ðêð (МПа) рассчитывают по формуле Г.М. Саркисова

824

ãäå kmin = smin/D; k0 = s0/D; smin = 0,875s; s0 = 0,905s; s – толщина стенки, мм; D – наружный диаметр, мм; σð – предел пропорциональности, прини-

маемый равным пределу текучести, МПа; Å – модуль упругости, МПа; ρ = = s0/smin = 1,034; e – овальность, наибольшее расчетное занчение которой равно 0,01 для труб до 219 мм включительно, 0,015 для труб от 245 до 324 мм и 0,02 для труб более 324 мм.

Сминающее давление, при котором отмечается пластическая деформация трубы, ðñì = ñðêð, ãäå ñ – опытный коэффициент. В зависимости от значения k = s/D средние значения ñ следующие:

Обычно ðêð, определенное по формуле (22.40), больше, чем рассчитанное по формуле (22.39).

Наружное избыточное давление для труб не должно превышать допустимого:

pí.è z ≤ ðêð/ï1,

ãäå n1 – коэффициент запаса прочности, принимаемый равным 1–1,3 для секций эксплуатационного объекта и 1,0 для остальных секций.

На сминающее давление влияет растягивающая нагрузка. Как показали экспериментальные исследования, с увеличением растягивающих напряжений и уменьшением толщины стенки сминающее давление падает. С увеличением k влияние растягивающих напряжений на сминающее давление уменьшается. Исходя из имеющихся экспериментальных данных, для труб, растягивающее напряжение в которых превышает 50 % предела теку- чести, коэффициент запаса на смятие целесообразно увеличить на 10 %.

Внутреннее избыточное давление, при котором напряжения в трубе достигают предела текучести σò, ÌÏà,

Давление, рассчитанное по формулам (22.16)–(22.18), (22.21), (22.22), не должно превышать допустимого:

pâ.è z ≤ ðò/ï2,

ãäå ï2 – коэффициент запаса прочности, равный 1,15 для труб 114–219 мм и 1,52 для труб более 219 мм.

825

Страгивающую нагрузку для труб с резьбой треугольного профиля оп-

ãäå Dc = D – 2t – b – средний диаметр сечения по впадине первой полной нитки (в основной плоскости), мм; t – глубина резьбы, мм; b – толщина стенки трубы по впадине той же нитки, мм; η – коэффициент разгрузки; l – длина резьбы с полным профилем (до основной плоскости), мм; α = 60° – угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы; ϕ = = 7° – угол трения.

Вес колонны Q, определенный по формуле (22.39), не должен превышать допускаемого значения: Q ≤ [P], ãäå [P] = Pñò/ïç. Здесь ïç – коэффициент запаса прочности (табл. 22.14).

Осевую растягивающую нагрузку (кН), при которой напряжения в теле муфты равны пределу текучести, вычисляют по формуле А.Е. Сарояна

ãäå D, d – средние диаметры соответственно муфты и резьбы в плоскости последнего полного витка резьбы, находящегося в сопряжении, мм; à – толщина стенки муфты в той же плоскости, мм; t – рабочая высота профиля резьбы, мм.

Для колонн из труб с трапецеидальной резьбой допускаемая нагрузка при растяжении

РАСЧЕТ КОЛОННЫ ДЛЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Наружные и внутренние избыточные давления рассчитывают по формулам, приведенным выше для вертикальных скважин; при этом расстояние от устья до характерных точек L, h, H определяют по вертикали.

Растягивающая нагрузка определяется весом колонны. Влияние изгиба колонны учитывается при расчете на растяжение коэффициентом запаса

прочности n1′ :

826

ï1 – коэффициент запаса прочности, принимаемый равным 1,15 для труб диаметром до 168 мм и 1,3 для труб диаметром 168 мм и более; α0 – интенсивность пространственного искривления, градус на 10 м; Dñ – средний диаметр сечения в основной плоскости резьбы, м; l – длина резьбы с полным профилем, м.

Во всех случаях n1′ не должен быть меньше значений ïç, приведенных в табл. 22.14 для каждой группы размеров колонн.

ПОРЯДОК РАСЧЕТА КОЛОНН

На основании исходных данных определяют избыточные наружные и внутренние давления на устье скважины и на глубинах H, h, L, а также для интервалов, рассчитываемых по пластовому или горному давлению. Распределение давлений на этих интервалах принимается линейным.

Для удобства расчетов избыточные давления по глубине скважины представляют в виде эпюр (см. рис. 22.8).

Задаются коэффициентом запаса прочности ï1 на наружное давление для первой снизу секции колонны, вычисляют ï1ðí.è L и подбирают трубы. Длину первой секции l1 определяют по мощности эксплуатационного объекта. Затем рассчитывают коэффициент запаса прочности по внутреннему избыточному давлению для верхней трубы секций на глубине L1.

Определяют наружное избыточное давление на верхнем конце 1-й секции, по которому подбирают трубы для 2-й секции. При подсчете длины 2-й секции l2 выбирают трубы для 3-й секции, определяют глубину их установки L2, тогда l2 = L1 – L2. Далее выполняют расчет на внутреннее давление для верхней трубы 2-й секции и т.д.

При этом одновременно определяют общий вес Q всех подобранных секций, который должен быть меньше или равен допускаемой нагрузке. Если растягивающее напряжение больше 0,5Q, то коэффициент запаса прочности ï увеличивают на 10 %.

Если длину секции определяют исходя из осевой нагрузки, то дальнейший расчет на наружное давление не проводят. Промежуточные колонны рассчитываются по аналогичной методике.

На участках колонны, где возможен наибольший износ, допускается увеличение толщины стенки труб на 10–20 %.

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА СВАРНЫХ КОЛОНН

Сварную обсадную колонну рассчитывают на прочность с уче- том воздействия на нее растягивающих нагрузок, наружного и внутреннего давлений. В отдельных случаях проверка на прочность учитывает также и действие на колонну изгибающих усилий.

Изложенная далее методика расчета сварных обсадных колонн распространяется на конструкции обсадных труб с проточкой под хомут. Рас-

827

Ò à á ë è ö à 22.15

Коэффициенты запаса прочности n, K

чет на растяжение сварной обсадной колонны сводится к проверке проч- ности сварного шва, сечений под хомут

Прочность сварного шва на растяжение проверяют по формуле

ãäå ð1 – допускаемая растягивающая нагрузка, кН; F1 – наименьшая площадь сечения по сварному шву, м2; σâ – временное сопротивление материала труб, МПа; K – коэффициент запаса прочности сварного шва.

Значение K вычисляют по формуле

ãäå n – коэффициент запаса прочности для тела трубы.

Значения коэффициентов запаса прочности n è K для труб из углеродистой стали группы прочности Д даны в табл. 22.15.

Прочность на растяжение в сечении трубы, ослабленном проточкой под шарнирный хомут, характеризует растягивающая нагрузка, кН,

ãäå F2 – площадь сечения по проточке, м2.

Обсадные колонны на внутренне давление (МПа) рассчитывают по формуле

ãäå s – номинальная толщина стенки, мм; n2 = 1,15ч1,52 – коэффициент запаса прочности; D – наружный диаметр трубы, мм.

Сварные колонны на наружное давление рассчитывают согласно приведенной выше методике, уменьшая значения критического давления на 5 % вследствие ослабления сечения трубы проточкой под хомут.

828

23.1. ТИПЫ ПРИВОДОВ, ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Силовым приводом бурового комплекса называют совокупность двигателей и регулирующих их работу устройств, осуществляющих преобразование топливной или электрической энергии в механическую, управление преобразованной механической энергией и передачу ее к исполнительным органам буровой установки (насосу, ротору, лебедке и др.).

В зависимости от используемого первичного источника энергии приводы подразделяют на автономные (не зависящие от системы энергоснабжения) и неавтономные (зависящие от системы энергоснабжения, т.е. с питанием от промышленных электрических сетей). К автономным приводам буровых установок относят установки с двигателями внутреннего сгорания (ДВС), а также с газотурбинными установками. К неавтономным приводам относят установки с электродвигателями трехфазного переменного тока.

В зависимости от способа привода исполнительных органов силовой привод буровой установки может быть одиночным èëè групповым. В силовых приводах можно использовать разные средства искусственной приспособляемости; передаточные механизмы, блокирующие несколько двигателей для передачи энергии на один вал и также входящие в состав силового привода. Характеристики группового привода одновременно должны соответствовать характеристикам нескольких механизмов буровой установки, а характеристика одиночного привода – характеристике только одного механизма.

Потребителями энергии буровой установки являются исполнительные механизмы, обладающие различными характеристиками:

исполнительные механизмы для углубления скважины (буровые и подпорные насосы, роторный стол, вращающий бурильную колонну и долото при роторном бурении); устройства для приготовления бурового раствора и очистки его от выбуренной породы и газа;

исполнительные механизмы для спускоподъемных операций (лебедки главная и вспомогательная); частота вращения барабана главной лебедки при подъеме изменяется от 50 до 600 мин–1; для лучшего использования мощности требуется бесступенчатое или ступенчатое регулирование частот вращения; при подъеме бурильных колонн идеальна характеристика постоянного использования всей мощности, т.е. N = ωM = const, ω – угловая скорость барабана; M – крутящий момент;

вспомогательные исполнительные механизмы (компрессоры, водяной насос, механизированные ключи и др.); мощность, потребляемая этими механизмами, составляет 10–15 % мощности, потребляемой главными механизмами.

Основные требования, предъявляемые к силовому приводу: соответствие мощности и гибкости характеристики условиям работы исполнительных механизмов, достаточная надежность, долговечность, небольшая масса и экономическая эффективность.

829

Ïîä мощностью силового привода подразумевают номинальную установленную мощность всех двигателей N = ∑Ni; ãäå Ni – номинальная мощность двигателя, кВт.

Ïîä гибкостью характеристики понимают способность силового привода автоматически или при участии оператора быстро приспосабливаться в процессе работы к изменениям нагрузок и частот вращения исполнительных механизмов. Гибкость характеристики определяется коэффициентом приспособляемости, диапазоном собственного регулирования, частотой вращения валов силового привода и приемистостью двигателей.

Приемистостью называют интенсивность протекания переходных процессов, т.е. время, в течение которого двигатель и силовой привод реагируют на изменение нагрузки.

Коэффициент приспособляемости (или перегрузочная способность) –

это отношение kï =Mmax/Mí, ãäå Mmax è Mí – наибольший и номинальный крутящие моменты.

Диапазон регулирования частоты вращения – отношение максимальной частоты вращения nmax к номинальной ní.

Если в силовой привод входят и средства искусственной приспособляемости, то его коэффициент приспособляемости kï = kï.ä kï.ò, а диапазон регулирования R = RäRò, ãäå kï.ä è Rä – коэффициент перегрузки и диапазон собственного регулирования двигателя в пределах устойчивых режимов работы; kï.ò è Rò – то же, для средств искусственной приспособляемости, входящих в силовой привод.

Коэффициенты kï.ä è Rä зависят от типа двигателя и вида используемой энергии (табл. 23.1). Если значения kï.ä è Rä недостаточны, то применяют средства искусственной приспособляемости, т.е. между двигателями и исполнительным механизмом включают промежуточные гидравлические или электромашинные передачи.

Относительная масса двигателя, или масса, приходящаяся на 1 кВт, влияет на мобильность буровой установки. Относительная масса для двигателей, применяемых в буровых установках, колеблется от 2 до 15 кг на 1 кВт. Практикой бурения установлено, что для тяжелых и мощных буровых установок наиболее подходят двигатели с относительной массой 6–12 кг на 1 кВт.

Экономическую эффективность силовых приводов буровых установок с двигателями разных типов определяют на основании данных эксплуатации или опыта промышленных испытаний установок; экономическая эф-

830

фективностъ зависит от расхода топлива или энергии, смазочных материалов, их стоимости, коэффициента использования мощности первичных двигателей, затрат на уход и обслуживание, транспортирование, монтаж и демонтаж силовых приводов в буровой установке.

В силовых приводах широко используют асинхронные и синхронные электродвигатели трехфазного переменного тока. Преимущество этого вида привода по сравнению с ДВС в том, что обслуживание гораздо проще, и что при снабжении буровых электроэнергией отпадает необходимость в систематическом подвозе топлива, а это особенно затруднительно в районах с суровым климатом и при большой отдаленности буровых.

Недостатки этих двигателей – жесткость характеристики и необходимость применять средства искусственной приспособляемости. В районах, где нет электросетей большой мощности, применяют буровые установки с ДВС. В последнее время для бурения глубоких скважин шире используют приводы с электродвигателями постоянного тока, применяя системы выпрямителей и питание от сетей трехфазного тока.

Выбор мощности, типа и числа двигателей, способа передачи энергии и схемы компоновки всего силового привода зависит от характера изменения рабочих нагрузок. Использование мощности исполнительными механизмами в процессе проводки скважины, характеристики двигателей и средств искусственной приспособляемости при совместной работе с двигателями обусловлено способом и технологией бурения.

В процессе проводки скважины необходимая мощность, частота вращения и крутящие моменты изменяются на всех исполнительных механизмах в широких пределах. Потребляемая мощность и энергия зависят от глубины и диаметра скважины, способа бурения, типа буровой установки, режима работы, климатических условий и др. По мере углубления скважины возрастает расход энергии, затрачиваемой на каждый пробуренный метр скважины, в результате уменьшения скорости механического бурения, увеличения гидравлического сопротивления прокачиванию жидкости и увеличения веса бурильной колонны и объема спускоподъемных операций.

Режимы работы двигателей непостоянны. Различают три режима работы силового привода: пиковых кратковременных нагрузок с использованием максимальной мощности двигателей (аварийные работы); повторнократковременных нагрузок в период спускоподъемных операций бурильных колонн; длительный, который используют для привода ротора и насосов в процессе бурения.

Пригодность двигателя того или иного типа и необходимых средств искусственной приспособляемости для привода буровой установки определяется их характеристиками и технико-экономическими показателями. При выборе типа двигателей, способа передачи энергии к исполнительным органам и при разработке схемы компоновки всего силового привода следует подбирать сочетание характеристик и этих показателей так, чтобы возможно полнее удовлетворить требованиям бурения, монтажа и демонтажа оборудования. В зависимости от этих факторов выбирают схему и конструкцию всех передач, приводящих лебедку, насосы, ротор и другие агрегаты, чтобы обеспечить их наиболее эффективное использование. Для решения этой задачи должны быть известны характеристики основных исполнительных органов, двигателей и трансмиссий.

831

23.2. ВЫБОР ДВИГАТЕЛЕЙ СИЛОВЫХ ПРИВОДОВ

ДВИГАТЕЛИ ВНУТРЕННЕГО СГОРАНИЯ

В буровых установках применяют ДВС, эксплуатируемые на тяжелом топливе или газе. Двигатели, работающие на легком топливе (бензине или керосине), не применяют из-за их неэкономичности.

Соответствие ДВС заданным условиям работы определяется его внешней характеристикой и конструкцией. Внешней, или механической, характеристикой ДВС называют изменение мощности, крутящего момента и расхода топлива в зависимости от частоты вращения коленчатого вала.

ДВС могут работать при изменении массового соотношения количеств воздуха и топлива в сравнительно небольшом диапазоне – от 15:1 («бедная» смесь) до 11:1 («богатая» смесь); этим и объясняется, что крутящий момент, развиваемый этими двигателями, почти постоянен. Работу ДВС регулируют изменением подачи топлива. Если подача топлива ограничена и применяется «бедная» смесь, то частота вращения уменьшается и двигатель не развивает полной мощности; такую характеристику называют частичной.

Приемистость и приспособляемость ДВС определяются конструкцией системы подвода топлива и воздуха, а также моментом инерции вращающихся частей шатунно-поршневой группы. Эту группу быстроходных двигателей облегчают, благодаря чему рассматриваемые двигатели имеют большую приемистость, чем тихоходные. С увеличением коэффициента собственной приспособляемости двигателя возрастает устойчивость его работы при переменных режимах нагрузки, что особенно важно для двигателей, приводящих в движение буровые лебедки.

Обычно в заводской характеристике ДВС указывают его номинальную мощность. Номинальной мощностью ДВС называют мощность нового двигателя, полученную во время заводских стендовых испытаний при определенной (номинальной) частоте вращения ní (точка Â на рис. 23.1); при этом двигатель развивает номинальный момент (точка Â′) при номинальном расходе топлива (точка Â′′) и нормальных окружающих условиях (атмосферное давление 760 мм рт. ст., температура воздуха +20 °С, влажность 70 %).

Согласно нормам для подъемной части буровых установок следует использовать режим работы ДВС при котором он развивает 80 % номинальной мощности (точка Ñ) при меньшем расходе топлива (точка Ñ′′).

При длительных режимах работы ДВС на приводе насосов и ротора рекомендуют использовать только 60 % номинальной мощности (точка D), что достигается уменьшением подачи топлива, обеспечивающим наиболее экономичный режим работы (точка D′′). При форсировании ДВС может развить и большую мощность (точка À). Однако этот режим связан с повышенным расходом топлива (точка À′′) и снижением момента (точка À′) вследствие увеличения внутренних потерь в двигателе. При таком режиме срок службы ДВС резко уменьшается и использование его неэкономично. Недостатком ДВС является то, что их нельзя запускать под нагрузкой – необходимо устанавливать в трансмиссиях муфты, позволяющие включать их на ходу; кроме того, мощность двигателя зависит от давления, температуры и влажности окружающего воздуха.

Тепловая энергия, потребляемая ДВС на буровых, составляет 40–

832

Рис. 23.1. Внешние характеристики ДВС:

1 – мощность; 1′, 1″ – мощность при работе на частных характеристиках; 2 – крутящий момент; 3 – удельный расход топлива

(N/Nн, М/Мн, n/nн, γ/γн – соответ-

ственно относительные мощность, крутящий момент, частота вращения и расход топлива)

60 МДж/ч при КПД, равном 0,25–0,35 (в зависимости от конструкции и состояния двигателя), а часовой расход топлива составляет 250– 350 г/(кВт ч).

Наиболее широко распространены дизели с наддувом, однако не любой их тип можно использовать в буровой установке. ДВС должен быть приспособлен к работе на переменных режимах и длительной работе на холостом ходу.

ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ

Ïîä внешней, или механической, характеристикой электродвигателя подразумевают зависимость крутящего момента от частоты вращения, напряжения, частоты тока и магнитного потока в якоре.

В каталогах указывают номинальные пусковые и рабочие характеристики, т.е. мощность, крутящий момент, скольжение и КПД двигателя при номинальных напряжениях и частоте переменного тока на клеймах двигателя и температуре окружающей среды 20 °С. Так как мощность двигателя определяется температурой нагрева его обмотки, то в зависимости от температуры окружающей среды и условий охлаждения электродвигатель может развивать мощность, отличающуюся от указанной в каталоге.

В буровых установках для привода главных и вспомогательных исполнительных механизмов применяют электродвигатели следующих типов:

асинхронные трехфазного переменного тока с короткозамкнутым или фазным ротором; синхронные трехфазного переменного тока; постоянного тока с разными схемами возбуждения.

Различают три типа внешних характеристик электродвигателей (рис. 23.2):

833