Проверочный расчет бурильной колонны на выносливость при роторном бурении ННС

При максимальных зенитных углах профиля скважины менее 10 – 12⁰ расчет на усталость (выносливость) выполняется как для вертикальных скважин (раздел 3.3.

В наиболее трудном положении в отношении усталостной прочности (выносливости) оказываются бурильные трубы, находящиеся во время бурения роторным способом на участке набора зенитного угла. На этом участке самые большие (по сравнению с нижележащими) нормальные, касательные и изгибные напряжения. Методика расчета запаса на выносливость в принципе аналогична методике расчета для вертикальной скважины с тем только отличием, что в роли амплитуды циклических колебаний выступает σ_зм, то есть σ_а = σ_зм.

Ниже излагается порядок расчета.

Выбирают опасное сечение в пределах участка набора угла.

Технологическая операция, при которой происходит накопление "усталости" в трубах – это процесс бурения, когда в трубах, находящихся на искривлённых участках имеет место циклическое изменение изгибных напряжений.

По методикам, изложенным в разделах 4.1 – 4.3, вычисляют осевые усилия Q_в и Q_н, приложенные к нижнему и верхнему концам участка набора зенитного угла, но только при коэффициенте трения μ= 0 и за вычетом нагрузки на долото G_д. Найденные при μ= 0 осевые усилия и моменты на вращение соответствуют случаю, когда скорость перемещения колонны в процессе бурения пренебрежимо мала по сравнению с окружной скоростью вращения колонны.

Если на участке набора зенитного угла расположены трубы одной секции, то можно ограничиться верхним сечением участка и соответствующим этому сечению осевым усилием Q_р = Q_в.

Затем определяют нормальное напряжение по формуле (3.13).

В соответствии с разделом 4.5 определяют касательное напряжение, затем амплитуду касательных напряжений по формуле (3.19) и запас прочности по формуле (3.20).

Вычисляют амплитуду изгибных напряжений по формулам, приведенным в разделе 4.6, затем – запас выносливости без учета влияния касательных напряжениий по формуле (3.18), используя в качестве σ_а напряжение σ_зм (4.13).

Искомый запас выносливости рассчитывают по формуле (3.21).

Как и для вертикальных скважин этот запас выносливости должен быть не меньше 1,5.

Пример расчета запаса выносливости бурильной трубы на участке набора зенитного угла.

Продолжим расчетный пример, приведенный в разделах 4.4 и 4.6.

Выберем в качестве опасного сечения начало участка набора зенитного угла с радиусом кривизны R =500 м. Трубы ТБПК127_*9,2Л с замками диаметром 155 мм. Примем, что нагрузка на долото типа СЗ диаметром 215,9 мм равна 250 кН. Скорость вращения инструмента – 90 об/мин. Удельный момент вращения для долот этого типа (табл. 3.1) m_уд = 37 (Н_*м)/(м_*кН).

Вначале выполним расчёт без учёта нагрузки на долото, но при μ= 0.

При расчёте "без трения" (μ= 0) и без осевого перемещения колонны Q_в для первого участка Q_{в 1} = 129,7 кН, а для второго - Q_{в 2} =258,6 кН, так как участки вертикальные и длины участков совпадают. Последние два значения получены при K= 1,0 (вместо K= 1,15) в формуле (3.1). При этом гидравлическая сила не учитывается.

Результат расчёта для третьего участка (со спадом угла): Q_{в 3} = 359,7 кН.

Действуя аналогичным образом, получаем осевые усилия по участкам:

Q_{в 4} = 543,4 кН; Q_{в 5} = 875,5 кН; Q_{в 6} = 922,1 кН; Q_{в 7} = 987,5 кН;

Q_{в 8} = 1144,3 кН.

Проиллюстрируем методику расчёта Q_{в i} и M_хв при бурении на примере расчёта для седьмого участка (набора зенитного угла). Примем, что, расчёты усилий по схеме "снизу вверх" для шестого участка (результаты показаны выше) дали Q_{в 6} = 922,1 кН. Тогда для седьмой секции Q_{к 7} = 922,1 кН.

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

Вычислим сначала функцию Z_наб.

.

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

Сравним: при подъёме с промывкой в наклонно направленной скважине (см. разд. 4.4) максимальное усилие при подъёме в верхнем сечении было 1523,4 кН, что на 1523,4–1144 = 379,4 кН больше, чем при бурении.

При бурении с нагрузкой на долото 250 кН в верхнем сечении колонны:

Q_{в 8} = 1144300 – 250000 = 894300 Н = 894,3 кН.

При бурении с нагрузкой на долото 250 кН осевые усилия во всех участках уменьшаются на величину нагрузки на долото. С учётом гидравлической силы осевое растягивающее усилие, например, в верхнем сечении седьмого участка:

Q_{в 7} = 737,5 + 92,6 = 830,1 кН.

Найдём осевые усилия в момент бурения в верхних сечениях всех участков (расчёты осевых усилий при Q_д = 0 не приводятся):

Q_{в 8} = 1144300 – 250000 = 737500 Н = 894,3 кН.

Q_{в 7} = 987500 – 250000 = 737500 Н = 737,5 кН.

Q_{в 6} = 922100 – 250000 = 672100 Н = 672,1 кН.

Q_{в 5} = 875500 – 250000 = 737500 Н = 625,5 кН.

Q_{в 4} = 543400 – 250000 = 737500 Н = 293,4 кН.

Q_{в 3} = 359700 – 250000 = 737500 Н = 109,7 кН.

Q_{в 2-1} = 258600 – 250000 = 737500 Н = 8,6 кН.

Параллельно с расчётом осевых усилий при K= 1,0 и μ= 0 рекомендуется вести расчёт приращения момента на "холостое" вращение колонны при бурении. Дело в том, что для расчёта сил прижатия на искривлённых участках, без определения которых невозможно найти момент трения при вращении, необходимо рассчитать осевые силы при бурении, а не при подъёме колонны. Важно отметить и то, что при трении колонны в процессе вращения коэффициент трения μ > 0 (в отличие от методики расчёта осевых сил при бурении, когда μ принимается равным нулю).

Выполним расчёт приращения момента на "холостое" вращение для участка набора кривизны, воспользовавшись для этого формулами (4.7), (4.7)^* и только что полученными результатами. В качестве примера покажем расчёт приращения момента на вращение при бурении на четвертом и седьмом участках, для которых: Q_{в 4} = 737,5 кН, Q_{н 4} = 672,1 кН; α_т= 0; α_н= 0:

Q_{в 7} = 737,5 кН, Q_{н 7} = 672,1 кН;

.

Потребный момент на поддержание деформации бурильных труб на седьмом участке (набор угла) найдём по формуле (4.9):

,

Выполненные в соответствии с разд. 3.2 и 4.5 расчёты полного приращения моментов (с учётом момента на деформацию) по всем участкам дает результат: М_{хв 1+2} = 436 Н^*м; М_{хв 3} = 323 Н^*м; М_{хв 4} = 2013 Н^*м; М_{хв 5} = 3653 Н^*м; М_{хв 6} = 513 Н^*м; М_{хв 7} = 7040 Н^*м; М_{хв 8} = 666,6 Н^*м.

Расчёт 1-го, 2-го и 8-го участков выполнен по формуле (3.5).

Суммарный момент на "холостое" вращение для верхнего сечения седьмого участка составит 14645 Н^*м.

Момент на вращение долота М_д вычисляем по формуле (3.4):

М_д = 37_*0,2159_*250 = 1997 Н_*м.

Общий момент для верхнего сечения седьмого участка:

М = 1997 + 14645 = 16645 Н_*м.

Найдем изгибное напряжение в верхнем сечении участка набора зенитного угла (седьмого) для проверки запасов прочности и выносливости.

Максимальное изгибное напряжение на искривленном участке найдем по расчетному алгоритму, по которому выполнен пример в разделе 4.6.

Отличие будет заключаться только в величине осевых усилий.

Имеем: EI= 1247164 Па_*м⁴; Т_{с 2} = 411940 Н; W= 9,35·10^-5 м³; Фоновое напряжение изгиба σ_из = 26,7 МПа. Предел прочности для группы прочности "Л" σ_в = 784 МПа. Предел текучести σ_т = 637 МПа.

Усилие растяжения при бурении (с учётом гидравлической силы) – Q_р = 830,1 кН.

Напряжение растяжения:

.

Найдем коэффициент φ_δq:

,

Итоговое напряжение изгиба в теле трубы определяем по формуле (4.13):

σ_зм = σ_а = 2_,53 _*26,7= 67,55 МПа.

Запас выносливости без учета влияния касательных напряжений найдем по формуле (3.18):

.

Найдем касательные напряжения в опасном сечении при бурении.

Суммарный вращающий момент (см. выше) равен 16645 Н_*м.

Полярный момент сопротивления W₀ = 3,14_*(0,127⁴ – 0,1086⁴) / (16_*0,127) = 0,000187 м³.

Касательное напряжение:

τ = 16645 / 0,000187 = 89,0 МПа.

Запас прочности по касательным напряжениям (3.20):

.

Общий запас выносливости вычислим по формуле (3.21):

.

Запаса на выносливость явно не достаточно. Необходимо либо выбрать трубу с большей толщиной стенки, чтобы уменьшить изгибные напряжения, либо выбрать трубу с меньшим диаметром замка. Можно увеличить радиус искривления.

Контрольные вопросы:

А. Как влияет нагрузка на долото на величину запаса выносливости на участке искривления скважины?

Б. Из каких компонентов состоит изгибный момент на участке набора зенитного угла?

В. Какое отличие в характере влияния скорости вращения колонны на усталостную прочность колонны труб в вертикальной и наклонной скважинах?

Г. Что такое "запас прочности" в бурильной трубе и какова его размерность?

Д. Как влияет перепад давления на долоте на величину напряженного состояния бурильной колонны в наклонной скважине?

Е. Из каких компонентов складывается крутящий момент при роторном бурении ННС?

Ж. Какие моменты сопротивления применяются при расчете изгибных и касательных напряжений в бурильной трубе?

З. Какова природа возникновения крутящих моментов, возникающих при вращении изогнутой в искривленном стволе бурильной колонны?

И. Как влияет диаметр замка на изгибное напряжение в бурильной трубе на вертикальном и наклонном участках скважины?

К. Почему доля потерь момента на вращение колонны на участке набора зенитного угла (в расчете на 1 м длины колонны) намного больше, чем на прямолинейном участке?

5. Проверочный расчет бурильной колонны на избыточные внутреннее и наружное давления.

Для определения запаса прочности на внутреннее давление необходимо знание двух параметров:

- действующего наибольшего избыточного внутреннего давления р_в при выполнении технологических операций в процессе строительства скважины или ликвидации аварий или осложнений;

- критического избыточного внутреннего давления р_вт, при котором в данной конкретной трубе напряжения достигают предела текучести σ_т.

Давление р_в имеет максимальное значение, как правило, на устье скважины:

§ при промывке скважины в процессе углубления скважины;

§ при опрессовке бурильных труб или пластов с установкой пакера в заколонном пространстве;

§ при испытании пластов с помощью пластоиспытателя;

§ при цементировании раздельно спускаемых секций обсадных колонн на бурильных трубах.

Второй параметр заимствуется либо из Приложения 13, либо рассчитывается по формуле [1, раздел 3.28]:

, (5.1)

где δ – номинальная толщина стенки трубы.

Запас прочности вычисляют по формуле:

. (5.2)

Из Приложения 13 видно, что значения р_вт для труб, изготовленных даже из сталей группы прочности Д, существенно (кратно) больше давлений, при которых осуществляется промывка скважины. Поэтому можно утверждать, что этот вид нагружения не является наиболее опасным.

Избыточное наружное давление р_н на бурильную трубу также не относится к категории наиболее опасных нагружений при строительстве скважины. Чаще всего потребность в проверке на прочность возникает при спуске "закрытых" колонн без долива их раствором. Такие ситуации возникают:

- при спуске пластоиспытателя с закрытым клапаном;

- в случае, когда произошла закупорка насадок долот при спуске колонны и она не доливалась раствором;

-при спуске секций обсадной колонны с обратным клапаном.

Критические сминающие давления р_нт, соответствущие пределу текучести, для некоторых, наиболее часто применяемых труб, приведены в Приложении 14.

Запас прочности вычисляют по формуле:

. (5.3)

Допустимый запас прочности по внутреннему и наружному давлениям – 1,15.

Контрольные вопросы:

А. Назовите технологические операции, при которых внутренне давление в бурильных трубах может быть максимальным?

Б. Какие напряжения (нормальные или касательные) в теле трубы вызывает избыточное внутреннее давление?

В. Назовите технологические операции, при которых наружное давление в бурильных трубах может быть максимальным?

Г. Каков минимально допустимый запас прочности по внутреннему и наружному давлениям?

6. Проверочный расчет бурильной колонны на прочность в клиновом захвате.

Методика расчета излагается по Инструкции [1].

Клиновые захваты удерживают колонну за счет силы трения, сжимая по периметру трубу, в которой возникают напряжения.

Осевая нагрузка в месте захвата колонны клиньями, при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести σ_т, определяют по формуле:

, (6.1)

где f_т – площадь поперечного сечения тела трубы;

С – коэффициент охвата трубы клиньями; определяется по формуле:

; (6.2)

d_ср – средний диаметр трубы;

γ – угол охвата трубы плашками одного клина, град;

k – количество клиньев;

α_кл – угол наклона клина, град;

φ – угол трения на поверхности сопряжения клина с корпусом клинового захвата, град.

Конструктивное исполнение клиновых захватов таково, что величину ctg (α_кл + φ) можно принимать равной 2,5. Коэффициент охвата не превышает 0,9.

Допускается воспользоваться значениями Q_тк, приведенными в Приложении 12. При этом надо учесть, что данные таблицы надо умножить на коэффициент охвата С.

Запас прочности в клиновом захвате определяется по формуле:

. (6.3)

Запас прочности не должен быть ниже 1,15.

Наиболее опасными сечениями являются верхние сечения секций бурильных труб.

Пример расчета запаса прочности в клиновом захвате.

Воспользуемся примером в разделе 4.4. Проверим верхнее сечение при максимальной длине колонны. Примем, что коэффициент охвата С= 0,9. Из Приложения 12 для трубы ТБПК-127_*9,2Л Q_тк =1881 кН. С учетом того, что фактическое значение коэффициента охвата С= 0,9, величину Q_тк скорректируем умножением табличного значения на 0,9. Имеем: Q_тк = 1881_*0,9=1693 кН.

Запас прочности: n_тк = 1693000 / 1647100 = 1,027 < 1,15.

Запас прочности явно недостаточен. Составим верхнюю секцию из труб ТБПК-127_*9,2 М. Из Приложения 12 Q_тк =2078000_*0,9 / 1647100= 1,135 < 1,15.

Как видим, запаса прочности недостаточно. Из Приложения 12 видно, что проблема успешно разрешается при использовании труб ТБПК-127Л с толщиной стенки 12,7.

Контрольные вопросы:

А. К какому виду напряженного состояния относится нагружение колонны в клиновом захвате?

Б. Как влияет толщина стенки на сопротивляемость труб смятию в клиновом захвате?

В. Что такое "запас прочности" в клиновом захвате, как он определяется и какова его размерность?

7. Конструирование бурильной колонны для спуска раздельно спускаемых секций обсадных колонн.

Секции обсадных колонн спускают на бурильных трубах, как правило, при бурении глубоких скважин, когда грузоподъемность буровой установки или прочность имеющихся в наличии обсадных труб не позволяют спускать равнопрочные обсадные колонны в один прием. Другой случай связан с наличием осложнений, которые принято целесообразным перекрыть потайной колонной, изолирующей только заданный интервал ствола скважины.

Для спуска секции стремятся использовать базовую часть той же бурильной колонны, которая применялась для бурения. При спуске секции обсадной колонны, вес пог. метра которой существенно больше веса бурильных труб, используют либо верхнюю часть базовой колонны, либо формируют новую колонну, используя в максимальной степени секции труб из имеющейся бурильной колонны.

Методика конструирования колонны для спуска секций и проверочные расчеты на разрыв в принципе ничем не отличаются от подобных расчетов, изложенных в подразделах 2.2 и 3.1. В "роли" веса в растворе КНБК Q_кнб в этом случае выступает вес обсадной колонны в буровом растворе Q_обс.

Величину запаса прочности выбирают так, как это делается для случая расчета бурильных колонн для бурения с применением забойных двигателей.

Выполняются все виды проверочных расчетов, за исключением расчетов на усталостную прочность (выносливость).

Контрольные вопросы:

А. Какова размерность напряжения при действии разрывных (растягивающих) усилий?

Б. Как конструируется бурильная колонна для спуска секций бурильной колонны?

В. Нужно ли проверять бурильную колонну, предназначенную для спуска секции обсадной, на прочность в клиновом захвате?

Дата добавления: 2015-06-27