Основные понятия и определения

Существует понятие "базовой" колонны. Так называют колонну из бурильных труб, которая остается неизменной при бурении некоторого интервала или всей скважины, за исключением "компоновки низа бурильной колонны" (КНБК), состоящей из утяжеленных бурильных труб (УБТ) и опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ). КНБК может изменяться, но базовая колонна остается прежней. Она может только удлиняться по мере углубления скважины за счет добавления верхних секций. Скважина может быть пробурена и испытана одной, двумя и - очень редко - тремя базовыми колоннами. Последнее можно встретить при бурении глубоких скважин с утяжеленной конструкцией скважины, когда число промежуточных колонн не менее двух, а глубина их спуска достигает 3000 м и более. В таких случаях технически и экономически может быть оправдано применение бурильных труб увеличенного диаметра (140 мм и больше) при бурении под промежуточные колонны диаметром 245 мм и более. При испытании скважины в эксплуатационной колонне, как правило, используют бурильную колонну, составленную на основе "базовых" труб диаметром 73 или 89 мм. На практике при бурении скважин проектной глубиной не более 4000 м обычно используют одну базовую колонну.

Использование одной базовой колонны для бурения всей скважины удобно, но, как правило, приводит к реализации неоптимальных режимов промывки.

Использование двух и более базовых колонн обеспечивает оптимизацию промывки, но требует дополнительных затрат на выполнение операций по замене колонн.

Нередки случаи применения двухразмерных базовых колонн, составленных из труб разного диаметра, например, 127 и 140 мм. Многоразмерная базовая колонна может оказаться более оптимальной с гидравлической точки зрения, но она неудобна потому, что требует применения разных по размеру инструментов для выполнения спускоподъемных операций (клиновых захватов, элеваторов, противовыбросовых инструментов и т.п.).

На базовые бурильные колонны "подвешивается" то, что принято называть "компоновкой низа бурильной колонны" – КНБК. В процессе бурения из-за изменения диаметра скважины (долота) или по технологическим причинам КНБК может видоизменяться (изменяться диаметр входящих в нее элементов или их длина), но базовая часть бурильной колонны остается прежней.

Обычно расчет на статическую прочность выполняют на максимальную глубину применения базовой колонны. Если, например, бурильная колонна на базе труб диаметром 139,7 мм применяется до 4000 м, то именно для этой глубины конструируется или проверяется бурильная колонна.

Расчеты на выносливость (усталостную прочность), равно как и другие виды проверочных расчетов, могут выполняться для любой глубины и местоположения потенциально опасного сечения.

Проектировочные расчеты бурильных колонн принципиально отличаются от таковых для обсадных колонн тем, что в первом случае должно быть ограничение на число секций равнопрочной колонны. Дело в том, что бурильная колонна – это, прежде всего, инструмент для бурения, и он многократно спускается и поднимается из скважины. (Обсадная колонна является крепью и спускается в скважину один раз). А инструмент должен быть простым и надежным. И потому увеличение числа секций ради наибольшей равнопрочности (минимизации запасов прочности в верхних сечениях секций) приветствовать не следует. Базовая часть колонны, состоящая более чем из 4-х секций, воспринимается как неправильно составленная, неудобная и небезопасная в работе в смысле создания аварийных ситуаций.

Напряжения в элементах бурильной колонны. Обозначаются знаком σ или τ и означают усилия, приходящиеся на единицу площади сечения трубы или ее элементов. Различают напряжения растяжения, изгиба, сжатия и касательные напряжения. Размерность – Н/м².

Предел текучести. Обозначается знаком σ_т и означает наибольшее напряжение растяжения, до достижения которого соблюдается закон Гука: относительная деформация увеличивается прямо пропорционально напряжению в теле трубы или ее элемента, например, в резьбе.

Предел прочности. Обозначается знаком σ_в и означает наибольшее напряжение растяжения, при достижении которого труба (или ее элемент) разрушается.

Модуль упругости 1-го рода (модуль Юнга). Обозначается знаком Е (размерность - Н/м²) и является коэффициентом пропорциональности между напряжением растяжения (сжатия), изгиба и относительной деформацией.

Модуль упругости 2-го рода. Обозначается знаком G (размерность - Н/м²) и является коэффициентом пропорциональности между касательным напряжением и относительной угловой деформацией кручения, например, при вращении колонны в скважине.

Осевой момент инерции трубы I. Определяется по формуле:

,

где d_н и d_вн - соответственно наружный и внутренний диаметры труб.

Таблица В.1

Условные обозначения переменных и констант:

Наименование параметра	Обозначение	Размерность
Диаметр долота	Dд	м
Диаметр скважины	Dс	м
Диаметр трубы	dт	м
Диаметр внутренний трубы	dвн	м
Диаметр замка (замкового соединения)	dзм	м
Модуль упругости 1-го рода (Юнга)	Е	Па
Момент инерции сечения	I	м^4
Жесткость трубы	EI	Па·м^4
Вес КНБК в растворе	Q кнб	Н
Плотность жидкости	rр	кг/м^3
Плотность материала трубы	rм	кг/м^3
Вес секции бурильной трубы в растворе	Qбi	Н
Масса погонного метра трубы в воздухе	qi	кг/м
Длина секции бурильной колонны или КНБК	Lс.i	м
Порядковый номер секции КНБК или секции БК	i
Длины нижних частей КНБК	lн	м
Длина участка набора зенитного угла	lнб	м
Масса погонного метра верхней части КНБК	qов	кг/м
Коэффициент превышения осевой составляющей веса КНБК над нагрузкой на долото	kд
Коэффициент облегчения веса в буровом растворе	ka
Нагрузка на долото	Gд	кН
Зенитный угол	α	град или рад
Перепад давления на долоте	рд	Па
Перепад давления на забойном двигателе	рзд	Па
Длина скважины по стволу	L	м
Общая длина КНБК	lкн	м
Коэффициент влияния сил сопротивления движению колонны в вертикальной скважине	К
Напряжение растяжения (нормальное)	σ	Па
Предел текучести	σт	Па
Предел прочности	σв	Па
Напряжение эквивалентное	σэ	Па
Напряжение кручения (касательное)	τ	Па
Напряжение изгибное	σиз	Па
Коэффициент запаса прочности по нормальному напряжению	nσ
Коэффициент запаса прочности по нормальному напряжению	nτ
Момент вращения	М	Н*м
Удельный момент на вращение долота	mуд	(Н*м)/(м*кН)
Длина полуволны потерявшей устойчивость колонны	Lпв	м
Частота вращения бурильной колонны	n	мин^-1
Момент сопротивления сечения	W	м^3
Угловая скорость	ω	рад/с
Предел выносливости бурильной трубы	σ- 1	Па
Коэффициент трения	μ
Растягивающее усилие осевое в теле трубы	Qр	Н
Растягивающее усилие осевое в теле трубы в нижнем сечении участка колонны	Qн	Н
Растягивающее усилие осевое в теле трубы в верхнем сечении участка колонны	Qв	Н
Растягивающее усилие осевое в теле трубы в конце участка колонны, вызванное нижележащей частью колонны	Qк	Н
Момент, затрачиваемый на вращение изогнутой части колонны для поддержания деформации при изгибе	Мдф	Н*м
Радиус искривления	R	м
Напряжение изгибное в области замка трубы	σзм	Па
Давление избыточное внутреннее	рв	Па
Давление избыточное наружное (сминающее)	рн	Па

Контрольные вопросы:

А. Какие виды расчета выполняются при расчете бурильной колонны и в чем их особенности?

Б. Какие силовые воздействия испытывает бурильная колонна в процессе ее эксплуатации?

В. Какой технологический процесс является наиболее опасным для бурильной колонны при расчете на разрыв?

Г. Что такое "базовая" колонна?

Д. Почему нужно ограничивать число секций в бурильной колонне?

Ж. Что такое "напряжение", "предел текучести", "модуль упругости 1-го рода", "модуль упругости 2-го рода" Каковы размерности перечисленных параметров?

Дата добавления: 2015-06-27