Пример проверочного расчета бурильной колонны на статическую прочность

Участок стабилизации зенитного угла (прямолинейно наклонный участок профиля скважины).

Растягивающая нагрузка Q_р в любом сечении колонны, находящемся на прямолинейном наклонном участке скважины, определяется по формуле:

. (4.5)

Здесь Q_бс – это вес в растворе той части труб на прямолинейном участке, которая находится ниже анализируемого сечения. Для верхнего сечения труб на участке – это вес всех труб на прямолинейном участке стабилизации зенитного угла. Q_к – растягивающее усилие, приложенное к нижнему концу прямолинейного участка (без учета гидравлической силы).

Выполним расчет для колонны, расположение которой в ННС приведена в табл. 2.3. Для удобства скопируем эту таблицу.

Исходные данные:

Способ бурения – роторный.

Плотность бурового раствора – 1150 кг/м³.

Перепад давления на долоте – 10 МПа.

Характеристика профиля скважины приведена в табл. 2.1.

Массы пог. м труб приведены в табл. 2.2.

Коэффициент облегчения колонны в растворе к_р= (1 – 1150 / 7850)=0,854.

Коэффициент трения труб о породу μ= 0,3.

Площадь сечения канала трубы ТБПК 127_*12,7:

f_к =3,14_*(0,127 – 2_*0,0127)² / 4=0,0081 м².

Площадь сечения канала трубы ТБПК 127_*9,2:

f_к =3,14_*(0,127 – 2_*0,0092)² / 4=0,00926 м².

Сечение тела трубы ТБПК 127_*9,2 f_т = 0,0034 м².

Диаметр замка d_зм = 155 мм.

Таблица 2.3 (копия)

Расположение элементов бурильной колонны
на различных участках скважины (снизу – вверх)

№ участка	Интервал установки, м	Характеристика участка	Длина по стволу, м	Зенитный угол, град	Шифр трубы	Радиус кривизны, м
от	до
			вертик.			УБТС178*90
			спад		2,6…0	УБТС178*90
			спад		10,4…2,6	ТБПК127×12,7Д
			спад		30…10,4	ТБПК127×9,2Е
			наклон.			ТБПК127×9,2Е
			наклон.			ТБПК127×9,2Л
			набор		0…30	ТБПК127×9,2Л
			вертик.			ТБПК127×9,2Л

Расчет усилий начинаем снизу вверх.

Первый участок – вертикальный (см. табл. 2.3) длиной 100 м. Для него Q_к =0.

Чтобы поднимать эту часть колонны потребуется (без учета гидравлической силы) усилие:

Q ₁ =1,15_*154,8_*9,81_*100_*0,854=149140 Н = 149,14 кН.

Второй участок (интервал по стволу 3588 – 3688 м) представляет собой участок спада с 2,6⁰ до 0. Ввиду малого зенитного угла расчет усилий выполняем как для вертикального участка. Длявторого участка Q_к = Q ₁. В связи с совпадением длины УБТ с длиной участка Q ₂ =2_*149,14=298,28 кН.

Третий участок (см. табл. 2.3; интервал 3288 – 3588 м). На нем располагается наддолотный комплект длиной 300 м. Для него Q_к =298,28 кН. Изменение угла от α= 10,4⁰ до α_к= 2,6⁰.

Вначале вычисляем функцию Z_спд по формуле (4.3):

.

Найдем искомую величину натяжения в верхнем сечении третьего участка, но без учета гидравлической силы, зависящей от перепада давления на долоте по формуле (4.4):

.

Примечание: 0,182 – это угол величиной 10,4⁰, измеренный в радианах.

Четвертый участок (спад зенитного угла с 30⁰ до 10,4⁰ в интервале ствола 2535-3288 м). На этом участке размещаются трубы ТБПК 127_*9,2Е. Расчеты выполняются по тем же формулам, что и в предыдущем случае. Для этого участка Q_к = 433,3 кН.

В результате имеем Z_спд = 0,5398; Q_р = 727,3 кН.

Проверять это сечение на запас прочности не имеет смысла, так как он будет заведомо больше допустимого.

Пятый участок – наклонно прямолинейный (1068-2535 м). Для этого участка Q_к = 727,3 кН.

Расчет растягивающего усилия в сечении, находящемся на глубине 1068 м, выполним по формуле (4.5). В отличие от предыдущего участка учтем влияние гидравлической силы. Дело в том, что в этом сечении необходима проверка на запас прочности на разрыв, так как он может оказаться недостаточным.

Поскольку бурение роторное, то р_зд = 0.

Q_р =1,15_*31,22_*9,81_*1467_*0,854_*(0,3_* sin 30⁰+ cos 30⁰)+10_*10⁶_*0.00926+727300=

= 1175400 + 92600 = 1268000 Н.

Вторая составляющая силы является гидравлической.

Нормальное напряжение в верхнем сечении на данном участке:

σ= (1268000 / 0,0034)·10^-6 =372,94 МПа.

Фактический запас прочности:

n = 539 / 373 = 1,45.

Обратим внимание на то, что приведенная в табл. 2.2 колонна была сконструирована раньше (раздел 2.3) в предположении, что скважина вертикальная, исходя из планового запаса прочности 1,5. Это означает, что в исследованном сечении на глубине 1068 м из-за отклонения от вертикали запас прочности уменьшился на 0,05 (1,45 вместо 1,50).

Шестой участок (862-1068 м) является тоже наклонным с постоянным зенитным углом и характеризуется сменой группы прочности трубы. Длина участка всего 206 м и нет необходимости проверять сечение на глубине 862 м на соответствие необходимому запасу прочности. Поэтому ограничимся определением осевой составляющей нагрузки на трубы, зависящей от веса и сил трения (без учета гидравлических сил).

Расчет выполняется так же, как для пятого участка при р_д= 0 и Q_к = 1175,4 кН (без учета гидравлической силы 92600 Н).

Результат расчета: Q_р = 1238,3 кН.

Седьмой участок протяженностью 262 м (интервал 600-862 м) – это участок набора кривизны. В пределах него располагаются трубы той же группы прочности "Л", что и в предыдущем случае. Несмотря на малую длину участка выполним полный расчёт с определением запаса прочности (с учётом гидравлической силы). Для седьмого участка приложенная снизу нагрузка Q_к = 1238,3 кН.

Для определения искомых величин воспользуемся формулами (4.1) и (4.2).

Вычислим сначала функцию Z_наб.

.

Примечание: 0,5236 – это угол величиной 30⁰, измеренный в радианах.

Полученный результат подставляем в формулу (4.2) и учтем влияние гидравлических сил, чтобы проверить выполнение условия по запасу прочности:

Нормальное напряжение в теле трубы (на глубине 600) м при подъеме колонны с промывкой:

σ = 1616000 / 0,0034 = 4752941147 Па = 475,3 МПа.

Запас прочности:

n = 637 / 475,3 = 1,34.

Видно, что величина запаса прочности не достаточна.

Восьмой участок (последний) вертикальный (0-600 м).

Цель расчета – проверка запаса прочности в верхнем сечении, на устье скважины.

Методика расчета такая же, как для первого участка, только с тем отличием, что эта часть колонны снизу нагружена дополнительно нагрузкой Q_к= 1523,4 кН, а также необходимо учесть нагрузку от гидравлической силы:

Q_р= 1,15_*31,22_*9,81_*600_*0,854 + 1523400+92600 = 180472+1523400+ 92600Н = 1704000+92600=1796,5 кН.

Нормальное напряжение в теле трубы в приустьевой части при подъеме колонны труб с максимальной глубины бурения:

σ = 1796500 / 0,0034 = 528382353 Па = 528,4 МПа.

Запас прочности:

n = 637 / 528,4 = 1,20.

Величина запаса прочности явно недостаточна для безопасного бурения скважины. Напрашивается вывод о необходимости применения в верхней части колонны труб группы прочности "М" (в интервале 0-600 м). Тогда:

n = 735 / 528,4 = 1,39,

что тоже меньше минимально необходимой величины. Очевидно, что требуется применение труб большей прочности. Колонна, начиная с пятого участка, нуждается в коррекции.

Контрольные вопросы:

А. Какова размерность напряжения в теле трубы?

Б. Влияют ли силы, приложенные к концу участков набора и спада зенитного угла на силы сопротивления движению колонны на указанных участках?

В. Влияют ли силы, приложенные к концу участка наклонного прямолинейного участка на величину сил трения на этом участке?

Г. Влияет ли перепад давления на долоте на вес бурильной колонны?

Д. Почему перепад давления на долоте влияет на величину напряжений растяжения в элементах бурильной колонны?

Ж. Когда нужно и не нужно учитывать гидравлическую силу от перепада давления на долоте при расчете бурильной колонны на прочность?

З. Каковы величины необходимых запасов прочности при бурении вертикальных и наклонно направленных скважин на суше и на море?

Дата добавления: 2015-06-27