animateMainmenucolor
 
Малогабаритные буровые установки
 
 
Вездеходы Арго
 
 
Каталог предприятий
 
 
Сделай заказ
 
 
Наличие на складе
 
 
Буровые установки
 
 
Буровое оборудование
 
 
Буровой инструмент
 
 
Запчасти к буровым установкам
 
 
Технология бурения скважин
 
 
Расчеты в бурении
 
 
Горные породы
 
 
Природные ресурсы
 
 
Техника для содержания скважин
 
 
Бурильно-крановые машины
 
 
Буровые вышки
 
 
Насосное оборудование
 
 
Оборудование водопонижения
 
 
Нефтегазопромысловое оборудование
 
 
Нефтегазопромысловая спецтехника
 
 
Горнодобывающее оборудование
 
 
Геофизическое оборудование
 
 
Геологоразведка
 
 
Добыча золота
 
 
Словарь
 
 
Реклама
 
 
Инженерно-геологические изыскания
 
 
Инженерно-геодезические изыскания
 
 
Учебные заведения
 
 
Дополнительное оборудование
 
 
Фотографии
 
 
Заказать буровое оборудование, станок СКБ 4
 
 
Карта сайта
 
 
{продукция}
{компания}

Расчет бурильной колонны при геологоразведочном бурении

При расчете бурильной колонны на прочность ее условно делят на две зоны (рис.9.3): верхнюю - растянутую, сечение I - I, в которой колонна рассчитывается на статическую прочность, и нижнюю - сжатую, сечение II - II, в которую входит и область нулевого сечения - сечение 0-0. Именно нижней частью, обусловлены поломки бурильных труб, носящие усталостный характер. Исходя из этого, нижнюю часть колонны бурильных труб рассчитывают на выносливость. Расчет бурильных колонн, работающих в сильно искривленных или горизонтальных скважинах, производится на выносливость.

 

Нормальные напряжения от растяжения при бурении скважины обусловлены массой бурильной колонны и достигают максимальных мипсний на верхнем ее конце. Здесь же своего максимума достигают шинельные напряжения, вызванные крутящим моментом вращения машины. Запас прочности рассчитывают из условия одновременного действия наибольших напряжений растяжения и кручения по третьей теории прочности

ncт√(σ2+4τ2)                (9.21)

где nc - запас прочности по статическим нагрузкам (nc=1,5-1,4); σт - предел текучести материала тела бурильной трубы, П; σ - нормальное напряжение (растяжения, сжатия или изгиба), МПа; τ - касательные напряжения, Мпа.

Рис.9.3. Эпюра осевых сил и расчётные сечения колонны бурильных труб (+Q – растягивающие усилия; - Q – сжимающие усилия)

Напряжение растяжения σр (в Мпа) у устья скважины (в верхней бурильной трубе) определяется из выражения

(9.22)

где Qкр - нагрузка на крюке при подъеме колонны с вращением или при бурении (Qкр  -Рпри) при заданной осевой нагрузке на породоразрушающий инструмент - Рпри; S - площадь поперечного сечения бурильной трубы, м2; kпр - коэффициент, учитывающий дополнительное сопротивление при подъеме, зависящий от интенсивности искривления и геологотехнических условий бурения, выбираемый в диапазоне от 1,2 до 1,8; при бурении скважин в крепких устойчивых породах с малой им интенсивностью искривления и при больших радиальных зазорах kпр=1,2, а при бурении в мягких породах при большой толщине глинистой корки на стенках скважины kпр= 1,6; - коэффициент, учитывающий увеличение веса колонны в зависимости от вида соединения; для муфтово-замкового соединения — kс.т=1,1, для ниппельного kс.т=1,05; q - вес м трубы, Н/м; L - длина колонны (глубина скважины), м; θср -Средний зенитный угол:

(9.23)

0 - начальный зенитный угол; J0 - средняя интенсивность искривления, град/м); μ - коэффициент трения бурильных труб о стенки скважины, при практических расчетах θ=0,3; ρж, ρм - плотности, соответственнo, промывочной жидкости и металла труб.
Касательные напряжения τ (в МПа) от действия крутящего момента находят из выражения

(9.24)

где Мk - крутящий момент в верхнем сечении колонны, Н·м (наибольшее значение имеет у устья скважины, а по направлению к забою снижается за счёт сопротивления трения колонны о жидкость и стеки скважины); Wk - полярный момент сопротивления площади поперечного сечения трубы при кручений, м3

Wk=π(D4-d4)/16D         (9.25)

где D и d - наружный и внутренний диаметры бурильной трубы, м.

Mk=N/ω.                 (9.26)

где N - мощность, затрачиваемая на бурение в рассматриваемом сечении, Вт; ω - частота вращения бурильной колонны,  c-1,

ω=πn/30,              (9.27)

где n - частота вращения бурильной колонны, мин-1.

Полная мощность в верхнем сечении колонны Nв-в при геологоразведочном бурении состоит из мощности, затрачиваемой на холостое вращение колонны Nх.в, мощности, затрачиваемой на разрушение горной породы на забое скважины Nзаб, и мощности, затрачиваемой на преодоление сопротивлений, возникающих при трении гребней полуволны вращающейся колонны о стенки скважины при передаче осевой нагрузки Nдоп, т.е. по формуле

NI-I=Nx.в.+Nзаб+Nдоп           (9.28)

В нулевом сечении при бурении, где осевая сила отсутствует Рпри=0

N0-0=Nх.в(0-0)+Nзаб+Nдоп.            (9.29)

Nх.в в этом случае находят при значении L=Z0-0. Здесь Z0-0 (в м) координата нулевого сечения, отсчитываемая от точки забоя, определяемая из выражения

(9.30)

Для нижнего сечения, т.е. у забоя скважины

NII-II=1,5Nзаб                    (9.31)

где 1,5 - коэффициент запаса. При роторном бурении

NI-I=Nх.в+Nаб          (9.32)

Расчетные формулы для определения Nх.в, Nзаб и  Nдоп и рассмотрены в разделе 8 настоящего учебного пособия.
Напряжения растяжения возникают в бурильной колонне лишь при условии, когда скважина достигает такой глубины, при которой необходимая осевая нагрузка превышает массу колонны при данной глубине.

В случае плоско изогнутой колонны напряжение изгиба определяется зависимостью:

(9.33)

гдс Е - модуль продольной упругости, для стали Е=2·1011Па; для алюминиевых сплавов Е=0,7·1011Па; J - сплавов экваториальный момент инерции площади, поперечного сечения тела трубы, м4

J=π/64(D4-d4)≈0,05(D4-d4)        (9.34)

ƒ — стрела прогиба бурильной колонны, м

ƒ = (Dc-D)/2         (9.35)

(Dc - диаметр скважины); lп - длина полуволны прогиба в м, как в сжатой, так и в растянутой частях бурильной колонны приближенно вычисляется по формуле Г.М. Саркисова

(9.36)

z - координата рассматриваемого сечения бурильной колонны, м, отсчитываемая от нулевого (нейтрального) сечения (координата z считается положительной в растянутой части колонны, а для сжатой части - отрицательной: для верхнего сечения координата z=z0-0, а для нулевого сечения координата z=0); W - осевой момент сопротивления изгибу в расчетном сечении

W=π(D4-d4)/32D.            (9.37)

Длину полуволны для искривленной скважины можно рассчитать также из выражения

(9.38)

Напряжения изгиба (в Па) в резьбовом соединении бурильных труб

σиз2EJƒ1=/l2пW1    (9.39)

где ƒ1=(Dc-dм)/2 - стрела прогиба, м; dм - наружный диаметр муфты или ниппеля, м; W1 - осевой момент сопротивления в опасном сечении, м3

W1=π(D41-d41)/32D1    (9.40)

где D1 и d1 - размеры опасного сечения по наружному и внутреннему диаметрам трубы или ниппеля в резьбовой части.

Расчет бурильной колонны для верхнего ее сечения сводится к статическому расчету на сложное напряженное состояние по третьей теории прочности:

σΣ=√(σриз)2+4τ2, (9.41)

где σΣ - суммарное напряжение в верхнем сечении колонны, Па.

Выбранная бурильная колонна проверяется на прочность.

С этой целью вычисляется коэффициент запаса прочности:

n=σтΣ≥1,6             (9.42)

где σт - предел текучести материала труб, Па (см.табл.9.4).

При проверке на прочность резьбовой части трубы в месте соединения с замком, муфтовой или ниппелем

n = στΣKk,          (9.43)

где Kk - коэффициент концентрации напряжений, который учитывается при расчете на прочность резьбовой части колонны; для верхнего сечения Кk=1,5.

Расчет бурильной колонны для нулевого сечения ведется на выносливость, так как в нем возможно возникновение знакопеременных напряжений и динамических нагрузок в результате действия инерционных сил.

Коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям:

(9.44)

при σрсж=0

nδ=[σ-1]т.ризКд                    (9.45)

где Кд=1,5 - коэффициент, учитывающий ударный характер нагрузок; [σ-1]т.р - предел выносливости трубы в глинистом растворе (табл.9.8).

Таблица 9.8 Предел выносливости труб

Материал

Предел выносливости
σ-1 в воздухе, МПа

образца

трубы

Резьбового
соединения

Сталь группы прочности Д

296

123

62

Сталь марки 45У

-

-

-

Сталь марки 36Г2С

372

-

-

Сталь марки 38ХНМ

387

-

-

Сталь марки 40ХН

420

-

-

Сплав Д16Т

160

75

35

Примечание. Если не имеется определенных опытный путем числовых значений пределов выносливости в глинистом растворе (σ-1)т.р, то можно, зная (σ-1)в.обр материала труб в воздухе, определить (σ-1)т.р пользуясь следующими формулами: (σ-1)т.в=(σ-1)в.обрβnαм; (σ-1)т.вβк
где (σ-1)т.в и (σ-1)с.в - пределы выносливости в воздухе бурильных труб и соединений; (σ-1)в.обр — предел выносливости в воздухе материала трубы полированного образца: βn=0,6 - коэффициент, учитывающий состояние поверхности: αм - коэффициент, учитывающий влияние масштабного фактора, для стальных бурильных труб всех размеров αм=0.7,алюминиевых труб αм—0,8; βk=0,6 - коэффициент понижения прочности, обусловленный нарезкой.
Величины пределов выносливости трубы и соединений в среде глинистого раствора (σ-1)т.р = (σ-1)т.вβс и (σ-1)с.р = (σ-1)т.вβк.с.
где βс - коэффициент понижения в среде, для глинистого раствора βс =0.5; βк.с.=0,33 - коэффициент, учитывающий совместное влияние концентрации напряжений и среды.

При значительной интенсивности искривления скважины (Iθ≥0,05) необходимо учитывать напряжения от изгиба, вызванные кривизной скважины

σиз.с=ED/2rk              (9.46)

где rk - радиус кривизны скважины, м.

Σσизизиз.с.

Запас прочности при касательных напряжениях и Mкp=const

nτ=[τт]/τ     (9.47)

Суммарный запас прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений

(9.48)

Участок колонны между нулевым сечением и забоем (ближе к нулевому сечению) рассчитывается на выносливость аналогично расчету для нулевого сечения, а в сечениях, близких к сечению II - II, - на статическую прочность аналогично сечению I - I.

Торговый дом АУМАС