Бурильная колонна для ГЛ-10.. 4. бурильная колонна назначение и состав бурильной колонны
 Скачать 0.77 Mb.
|
|
4.6.2. Силы сопротивления движению и осевые усилия при подъеме и спуске бурильной колонны Силы сопротивления осевому перемещению колонны имеют различную природу. Они подразделяются на силы сопротивления: 1) обусловленные прижатием труб к стенке скважины; 2) из – за скоблящего действия замков, муфт, долот и других выступающих элементов колонны при их перемещении вдоль стенки скважины; 3) адгезионного характера, порождаемые молекулярным взаимодействием между трущимися телами на поверхности контакта; 4) из-за эксцентричного расположения колонны в приустьевой части скважины; 5) обусловленные трением колонны о промывочную жидкость. Последние 3 составляющие обычно незначительны. Соотношение между первыми двумя составляющими меняется в зависимости от конкретных условий: профиля скважины, состояния поверхности ее стенок, компоновки бурильной колонны и др. Поэтому и силы трения определяются главным образом прижимающими силами и коэффициентом сопротивления, который, в отличие от коэффициента трения, отражает влияние также геометрических факторов. Профиль скважины любой сложности2 может быть представлен в виде комбинации трех участков, взятых в надлежащем порядке: прямолинейного, участка набора и участка снижения зенитного угла (рис.4.13.). Прямолинейный участок может быть наклонным и/или вертикальным. Скважина считается вертикальной, если зенитный угол на любом из ее участков не превышает 30 (что определяется точностью инклинометров). Прижимающая сила Fпр (сила, направленная нормально к стенке скважины) на наклонно - прямолинейном участке в нормальных условиях обусловлена лишь собственным весом участка труб, лежащих на нижней стенке скважины, изависит от зенитного угла (рис.4.13,а). Для получения условия равновесия выделим элементарный участок длиной dl, вес которого при приведенном весе погонного метра труб q(с учетом замков и облегчения в жидкости) будет равен q dl. Тогда Fпр= q dl.sinα. Осевая составляющаявеса участка трубы будет равна  , которая будет стремиться сдвинуть трубу вниз.. На наклонном участке трубы будут удерживаться только за счет сил тренияFтр= fq dl sinα, где f -коэффициент сопротивления движению, который для краткости будем в дальнейшем называть коэффициентом трения, а силы сопротивления движению – силами трения. Для состояния предельного равновесия (для α = αпр) можем записать fqdl.sinα=  . Отсюда получаем  .Угол между наклонной и горизонтальной плоскостями, соответствующий  , называется углом трения. Так как  , то  . Величина f в зависимости от состояния поверхности труб и стенки скважины и других факторов может изменяться в широких пределах. Обычно fнаходится в пределах f= 0.20,4, чему соответствуют  ;  Следовательно, в наклонном стволе при нормальных условиях (трубы не защемлены в желобе, замки или муфты не упираются об уступы и др.) трубы будут опускаться в скважину под действием своего веса при зенитных углах до 69 790. Поскольку при бурении скважин обычного профиля (например, без горизонтального окончания)  обычно не превышает 30-400, то осевое растягивающее усилие в верхней части участка будет больше, чем в нижней части независимо от направления движения труб. Лишь при весьма больших зенитных углах (свыше 70…800), что имеет место при бурении скважин с горизонтальным окончанием (СГО), участки колонны, расположенные в почти горизонтальном стволе (или при защемлениях) будут нуждаться в принудительном проталкивании весом вышележащих труб. Осевое усилие при движении колонны труб, находящихся на наклонно- прямолинейном участке в среде жидкости, с учетом собственного веса труб и сил трения определяется по формуле  , (4.9)где  - угол охвата труб, рекомендуется принимать  .Здесь и далее индексы при Fотносятся: н – к началу, k– к концу участка, считая сверху вниз; L -длина участка;  - коэффициент, учитывающий одновременно зенитный угол и силы трения  (4.10)Здесь и далее в формулах верхние знаки относятся к подъему, нижние– к спуску труб. На любом криволинейном участке прижимающая сила Fн равна сумме двух сил: нормальной составляющей веса труб Fqв пределах участка и равнодействующей Fpрастягивающих усилий F, приложенных к его границам. (На рисунках F без индекса означает лишь символ сил, без конкретного указания их содержания). Как видно из рис. 4.13, б,в, г, на вогнутом участке (набора α) Fpослабляет действие Fq, а на выпуклом (снижения α) усиливает его. В зависимости от соотношения Fpи Fqрастянутые трубы на вогнутом участке могут быть прижаты как к нижней, так и к верхней стенке скважины. Для получения расчетных формул выделим на схемах элементарные участки, как показано на рис 4.13. Задачу рассмотрим вначале для участка набора зенитного угла, когда трубы прижаты к нижней стенке. Учитывая, что  , где R – радиус искривления данного участка, запишем условие равновесия применительно к процессу подъема колонны . (4.11)Отсюда получаем уравнение  . (4.12)Решение (4.12) получаем в виде  (4.13)В приведенных выражениях: е – основание натуральных логарифмов; - разность зенитных углов на концах рассматриваемого участка (берется по абсолютной величине);По (4.13) можно найти осевое растягивающее усилие при любом текущем зенитном угле α, который определяется величиной угла φ. В частности, при  получим осевое усилие в начале участка . (4.14)Из (4.14) можно получить формулу для определения сил трения. Так, полагая ƒ= 0, получим осевое усилие, обусловленное лишь собственным весом труб на данном участке  . (4.15)Вычтя (4.15) из (4.14), получим силы трения на данном участке при подъеме труб, лежащих на нижней стенке  . (4.16)Аналогично могут быть найдены осевые силы и силы сопротивления при подъеме труб, когда последние прижаты к верхней стенке. Решение соответствующего уравнения приводит к выражениям  ; (4.17) (4.18)Поскольку на участке набора зенитного угла трубы могут быть прижаты как к нижней, так и к верхней стенке скважины, то необходимо выяснить условия перехода труб из одного положения в другое. Распределенная по длине искривленного участка нагрузка от веса труб создает момент относительно вертикальной оси скважины, который должен быть уравновешен противоположно направленным моментом, создаваемым концевой осевой силой, приложенной книзу труб. Следовательно, необходим найти ту минимальную концевую силу Fkmin, которая способна прижать трубы к верхней стенке. Положение искривленных труб показано на рис. 4.14. Решая несложное уравнение, получаем  . (4.19)При  трубы будут прижаты к верхней стенке, в противном случае – к нижней. Следует сказать, что это весьма небольшая сила. Так, при =300 по (4.19) получаем  Приняв q= 300Н/м,.R= 450 м, получим Fkmin = 12,74 кН. Массу элемента колонны, способного создать такую нагрузку, можно найти из формулы  , что в несколько раз меньше массы обычно применяемых турбобуров при бурении основного ствола под 146 мм эксплуатационную колонну. Здесь при расчетах принято: ρж= 1100 кг/м3; ƒ = 0,3.Поэтому при расчетах следует считать, что трубы прижаты к верхней стенке, и осевые усилия вычислять по формулам (4.17), (4.18). На участке снижения зенитного угла растянутые трубы всегда лежат на нижней стенке, и осевое усилие в начале участка при подъеме вычисляется по формуле  , (4.20)а силы трения при подъеме  . (4.21)Без подробных пояснений приведем также формулы для расчета осевых усилий и сил сопротивления движению при спуске бурильной колонны. На участке набора зенитного угла: когда трубы лежат на нижней стенке  ; (4.22) (4.23)если трубы прижаты к верхней стенке  ; (4.24).  . (4.25)На участке снижения зенитного угла  ; (4.26) . (4.27)Силы трения вызывают дополнительные нагрузки на все элементы бурильной колонны и их износ, увеличивают расход энергии на СПО, вызывают образование продольных борозд –желобов, в которых происходит заклинивание труб, нередко их прихват. Борозды образуются также на поверхности труб: продольные при СПО и поперечные из-за вращения труб. При работе в обсаженном стволе трение вызывает износ (иногда протирание) обсадных труб. Силы трения значительно возрастают в местах сужений, частых изгибов, с увеличением сил прижатия труб (с увеличением зенитных углов), дифференциального давления. .Дополнительные силы сопротивления Fcв этом случае составят Fc= f  Sк, где Sк,- площадь контактирующей поверхности труб. Расчеты по приведенным формулам показывают, что с увеличением α силы трения и при подъеме, и при спуске колонны существенно возрастают. Поэтому представляет практический интерес определение нагрузки, доходящей до забоя (долота). Значимость этого вопроса возрастает в связи с бурением СГО как с точки зрения создания нагрузки на долото, так и для обеспечения проходимости колонны по стволу скважины. Из логики данной задачи следует, что к изогнутому участку колонны приложены равнодействующая  концевых сжимающих сил Fсж и нормальная к нижней стенке составляющая собственного веса участка  . При этом могут быть следующие ситуации:- на участке набора зенитного угла колонна прижата только к нижней стенке (т.к. и , и направлены к нижней стенке) (рис. 4.15,а);- на участке снижения зенитного угла колонна может быть прижата к нижней стенке (при < ) (рис. 4.15,б) или к верхней стенке ( > ) (рис. 4.15,в). Это возможно лишь при α < αпр.Уравнение движения для первого случая может быть записано так  , (4.28)где fб – коэффициент трения в процессе бурения. Решение (4.28) получаем в виде  . (4.29)Из этого решения при  получим  . Тогда, при известном  нагрузка, доходящая до долота, будет равна . (4.30)Для второго варианта получим  . (4.31)Рассмотренными схемами исчерпываются все возможные случаи расположения труб в скважине. Расчет усилий и сил сопротивления движению производится поинтервально, начиная со свободного конца (снизу), путем последовательного перехода от одного характерного участка к другому по приведенным выше формулам. При использовании составной колонны необходимо учитывать различие в весовых характеристиках труб отдельных секций и их местоположение в скважине путем прослеживания за прохождением их через искривленные участки. 4.6.3. Характер вращения, формы изгиба и устойчивость бурильной колонны Известно, что бурильная колонна или ее отдельные участки могут одновременно или в разные моменты участвовать в 4 – х видах движения: 1) вокруг оси скважины со скольжением по ее стенке; 2) вокруг оси скважины с обратным перекатыванием; 3) вокруг своей изогнутой оси; 4) в режиме беспорядочного биения. Вид вращения и форма изгиба труб определяются большим множеством факторов, таких как: профиль скважины, величина зенитного угла, диаметр скважины, труб и/или бурильных замков (их соотношение); изогнутость труб, несоосность резьбовых или сварных соединений элементов бурильной колонны; состояние поверхности стенок скважины, характер приложения осевых сил (сжимающие или растягивающие) к концам участка; интенсивность распределенной нагрузки, определяемая массовой характеристикой труб, изгибная жесткость, частота вращения труб, параметры бурового раствора и т.д. Все эти вопросы подробно рассмотрены в работе [12]. Здесь мы приведем лишь узловые моменты полученных результатов: 1) в общем случае теоретически трудно определить вид вращения и форму изгиба труб, которые носят вероятностный характер: можно лишь установить вероятность того или иного вида движения и формы изгиба, исходя из оценки степени влияния на них указанных выше факторов; в каждый момент времени бурильная колонна или ее отдельные участки будут совершать тот вид движения, на поддержание которого затрачивается минимум мощности; однако, для конкретных случаев можно сформулировать вполне определенные ограничения на вид вращения и форму изгиба труб; 2) невращающиеся растянутые трубы изгибать не могут иначе, как в соответствии с искривленной осью ствола скважины; 3) вращение труб вокруг оси скважины невозможно, если зенитный угол выше некоторого предельного значения, определяемого уравнением  (4.32)значения, или когда полуволна не вписывается в искривленный интервал; В формуле (4.32)  (4.33) – коэффициент формы изгиба труб, равный 1 при спиральном изгибе и 2/π – при плоском; – максимальная стрела прогиба труб, равная полуразности диаметров скважины Dcи труб Dн:  ;  и EI– масса погонного метра и жесткость труб на изгиб; Е –модуль Юнга, Iи ω - осевой момент инерции сечения и угловая частота вращения труб. При  трубы опрокидываются на нижнюю стенку скважины и изгибаются по плоской форме с образованием полуволн, что известно под названием изгиб «змейкой». При этом полуволны могут вращаться только вокруг своей изогнутой оси, при котором центробежные силы отсутствуют, в связи с чем имеет смысл рассматривать лишь плоскую форму изгиба; в этом случае при определении αпр трубы следует рассматривать как невращающиеся;4) наиболее вероятным видом движения утяжеленного низа, расположенного в наклонной скважине, является вращение труб вокруг своей изогнутой оси; 5) для невращающихся труб наиболее вероятный вид вращения– это вращение вокруг своей оси, при котором центробежные силы отсутствуют; 6) форма изгиба теснейшим образом связана с видом вращения труб и, кроме того, зависит от направления действия и величины сил, приложенных к концам труб; 7) длина полуволны или полувитка lпв с учетом крутящего момента может быть определена из решения уравнения Гринхилла  , (4.34)где Gд- осевая нагрузка на долото. Однако, влияние имеющих место при бурении крутящего момента Мкр на длину полуволны lпв ничтожно мало (менее 0,001%), и lпв можно определять без учета Мкр; 8) влияние частоты вращения труб п на величину αпр во много раз сильнее, чем влияние сжимающих сил Fсж, причем степень влияния сильно зависит от п (вследствие возрастания центробежных сил пропорционально п2). Длина стесненной полуволны  УБТ в процессе бурения практически определяется величиной Fсж и α. Для вращающихся вокруг оси скважины труб (пока  ) в некоторой мере зависит также от п. Для этих условий вычисляется по формуле [15] , (4.35)в которую подставляется значение коэффициента а для полувитка или полуволны. Знак плюс перед F берется для растягивающих сил, минус – для сжимающих. Перед внутренним корнем знак берется из условия существования решения. Для труб, нагруженных растягивающими силами, с увеличением зенитного угла с нуля до значения  величина также увеличивается со значения  (4.36)до ∞. Это означает, что при этом изгиб вращающихся труб невозможен, трубы в дальнейшем будут вращаться вокруг своей оси, при этом центробежные силы исчезнут. Для труб, нагруженных сжимающими силами, перед F берется знак минус, а перед внутренним корнем – знак плюс. При увеличении зенитного угла с нуля до значения, определяемого выражением (4.35), величина непрерывно растет, достигая в этой точке значения  . (4.37)При  формула упрощается и переходит в следующую: . (4.38)Для невращающихся труб определяется по формуле . (4.39)При увеличении α до  длина также увеличивается, достигая в этой точке значения, определяемого (4.38).Наиболее характерным примером поперечного изгиба бурильной колонны является изгиб ее в искривленных интервалах (набора и/или снижения зенитного угла) наклонно направленной скважины. Изгиб происходит под действием поперечных сил на контакте колонны со стенкой скважины. Вынужденная повторять конфигурацию ствола скважины, бурильная колонна на искривленном участке изгибается независимо от того, движется она или нет. Поскольку абсолютно прямолинейных интервалов не бывает даже в вертикальной скважине, то вся бурильная колонна всегда в той или иной мере подвержена поперечному изгибу. Действие поперечных сил на стенки скважины ничем не отличается от действия ранее рассмотренных сил прижатия, и все негативные последствия последних в полной мере относятся и к поперечным силам. При поперечном изгибе в теле трубы возникают напряжения, растягивающие с выпуклой стороны и сжимающие – с вогнутой, которые можно найти с помощью простой формулы  (4.40)где R- радиус искривления скважины. Напряжения поперечного изгиба в невращающейся колонне в данном искривленном интервале будут неизменны и по величине, и по знаку. Во вращающейся колонне величина их сохранится, а знак будет зависеть от характера вращения колонны. Под продольным изгибом понимают изгиб длинномерного (далее - гибкого) тела, происходящий только под действием осевых сжимающих сил. Если кроме осевых сил на тело действуют также и поперечные силы, то изгиб называют продольно-поперечным. В вертикальной скважине изгиб может быть и продольный, но чаще он продольно-поперечный. В наклонной скважине изгиб может быть только продольно-поперечный. Под действием сжимающей нагрузки низ колонны теряет устойчивость и изгибается с образованием полуволн или полувитков сжатия. Потерей устойчивости называется явление, когда система, выведенная из состояния равновесия, не возвращается в исходное состояние под действием лишь сил упругости. Последствия изгиба низа колонны всегда отрицательны. Самый нижний участок колонны задает направление стволу скважины. Поэтому если бурить при искривленном низе, ствол скважины будет непрерывно менять свое направление. Продольно-поперечный изгиб колонны обусловливает напряжения  , которые можно найти по формуле  (4.41)где r - стрела прогиба труб; lпр – длина полуволны. Напряжения продольного изгиба вращающейся колонны так же, как и поперечного изгиба, могут быть постоянными или переменными и зависят от характера вращения труб. Все вышесказанное для поперечного изгиба остается справедливым и для продольно - поперечного изгиба. Если изогнутый участок расположен против каверны, то колонна, не встретив ограничивающего сопротивления стенки, получит большое радиальное смещение. Стрела прогиба и напряжения изгиба при этом могут возрасти во много раз. Может произойти раскрытие упорных торцов замковых деталей и нарушение герметичности колонны, расстройство резьбовых соединений. Возрастут сила прижатия труб к стенке скважины и затраты мощности на вращение, ускорится износ труб и т.д. Имеются некоторые особенности в изгибе и устойчивости бурильной колонны при бурении с плавучих средств, которые связаны с горизонтальным и вертикальным смещением судна при бортовой и килевой качке от волнового напора и течений. Горизонтальные смещения судна вызывают поперечный изгиб, а вертикальные– продольно-поперечный изгиб из-за возникновения изгибающего момента от распределенных по длине колонны сил при отклонении ее от вертикали. Изгибающий момент от смещений достигает наибольшего значения у дна моря, а от качки – у бурового судна. Поэтому в целях снижения напряжений в трубах на судне и на дне устанавливают специальные трубы (водоотделяющие колонны - райзеры), допускающие в этих местах угловые и вертикальные перемещения. 4.6.4. Крутящий момент и касательные напряжения При вращательном способе бурения бурильная колонна нагружается крутящим моментом Мкр, вызывающим касательные напряжения, которые повышают общее напряженное состояние труб. По длине колонны они распределены неравномерно и зависят от большого множества факторов. Наименьший по величине Мкр имеет место при бурении забойными двигателями без вращения труб. На забое он равен реактивному моменту, численно равному моменту на долоте Мд. Распространяясь от забоя, он постепенно гаснет из- за трения о труб стенки скважины и буровой раствор. Если момент трения по длине колонны  (например, при большой глубине бурения), он гаснет, не достигая устья скважины. При  реактивный момент достигает устья и при не застопоренном роторе вызывает его левое вращение. Обычно это имеет место при малой текущей глубине бурения, в вертикальных скважинах, при бурении высокомоментными забойными двигателями и долотами. Крутящий момент на вращение долота можно найти по формуле  , (4.42)где Муди Мх– соответственно удельный момент на долоте и момент на вращение ненагруженного долота; Gд – осевая нагрузка на долото. Значения Муд в зависимости от свойств горных пород и соответствующих им буровых долот различных конструкций могут быть приняты следующие: – для трехшарошечных долот 3 – 5, 4 – 8 и 7 – 12 Нм/кН при бурении соответственно твердых, средней твердости и мягких пород; – для одношарошечных долот 10 – 20 Нм/кН; – для лопастных, типа PDC, алмазных и фрезерных долот 15 – 25 Нм/кН. Нижние значения Муд принимаются для более твердых, а верхние -для более мягких пород. Величину Мх можно приближенно найти по эмпирической формуле  Нм, (4.43)где Dд– диметр долота, м. При бурении обычным роторным способом или с использованием верхнего привода, т.е. с вращением бурильной колонны, наибольший Мкр имеет место у устья скважины и равен  , (4.44)где Мтр – суммарный момент трения по всей длине колонны. Бурильную колонну периодически подвергают вращению также в процессе бурения забойными двигателями (в целях предупреждения прихвата), в процессе промывки скважины перед ее подъемом (для лучшей очистки ствола скважины от шлама, ее стенок от рыхлой корки и т.д), при подходе к забою с новым долотом. Иногда бурение ведется с постоянным вращением колонны. Следовательно, вращение бурильной колонны в настоящее время связано не столько со способом, сколько с общей технологией бурения. В таких случаях, помимо напряжений растяжения и изгиба, необходимо учитывать также касательные напряжения, обусловленные крутящим моментом как при роторном бурении. Причем, с точки зрения механической прочности труб продолжительность вращения не имеет значения, а влияет, главным образом, на их износ. Величина Мтр определяется силами прижатия труб к стенке скважины Fпр и коэффициентом трения при вращении fвр в контакте между ними. Fпр и fвр сами зависят от большого множества факторов, но при прочих равных условиях определяются характером вращения и формой изгиба труб. Последние, в свою очередь, зависят от диаметра скважины и величины зенитного угла на участке расположения труб, частоты вращения бурильной колонны, геометрических и массовых характеристик труб. Однако этот вопрос изучен пока недостаточно, отсутствует хоть какая- либо приемлемая методика расчета Мтр. В связи с этим ниже приводится разработанная профессором Санниковым Р.Х. методика приближенного расчета Мтр применительно к процессу бурения или вращения бурильной колонны при ненагруженном долоте. При расчете Мтр приняты следующие допущения: - вид вращения и характер изгиба труб в общем случае носят вероятностный характер и устанавливаются в зависимости от конкретных условий с учетом описанных выше положений и ограничений; - Мтр определяется Fпр (к стенкам скважины или ранее спущенной обсадной колонны), радиусом вращения труб Rвр и fвр между контактирующими поверхностями; - Fпр распределяется по длине колонны пропорционально массовой характеристике труб и других элементов бурильной колонны; при вращении труб вокруг оси скважины Fпр зависит от частоты переносного движения ω, вклад которого в Fпр пропорционален ω2. - удельный момент трения труб Мт.уд. от величины Fпр, Rвр и ω не зависит и определяется по характерным участкам бурильной колонны; - Rвр определяется характером вращения и изгиба труб и выбирается в зависимости от конкретных условий по описанным выше рекомендациям; - при вращении труб вокруг оси скважины за Rвр можно принять половину диаметра скважины:  . (4.45)- при вращении растянутых труб вокруг своей оси можно принять  , (4.46)где Dз1 и D1– наружные диаметры бурильного замка и труб; - для сжатой КНБК за Rвр принимается наружный радиус УБТ  . (4.47)- поскольку при вращении труб заклинивающий и скоблящий эффекты (как при СПО) практически отсутствуют, то с учетом динамичности процесса бурения справедливо соотношение fб < fспо , можно принять fб /fспо= 0,6 – 0,7; Суммарный Мтр при вращении труб определяется как сумма моментов трения Мтрi на характерных участках:  . (4.48)Если Мтр рассчитывается применительно к процессу бурения, то Fпр определяется как для спуска колонны с учетом динамичности процесса (путем принятия соответствующего значения fб). В случае, если Мтр рассчитывается применительно к процессу промывки перед подъемом колонны с вращением, Fпр определяется как для подъема колонны без учета динамичности. При этом за базовые значения коэффициента трения fбазмогут быть приняты данные, которые приведены в [3] для различных горных пород. Поскольку в одном и том же интервале могут залегать различные по механическим и абразивным свойствам горные породы, то предварительно значения fбаз уточняются (осредняются) с учетом доли каждого вида отложений в данном интервале (т.е. их весовых характеристик). Ниже приведены формулы для расчета Мтр применительно к процессу бурения. Дополнительные индексы при Мтр означают: пр –прямолинейный участок; нзу – участок набора зенитного угла; н.ст и в.ст. – при прижатии труб соответственно к нижней и верхней стенке скважины; сзу – участок снижения зенитного угла. На прямолинейном участке момент трения  вычисляется по формуле  . (4.49)Если растянутые трубы прижаты к нижней стенке, момент трения на участке набора зенитного угла  можно найти по формуле . (4.50)Когда растянутые трубы прижаты к верхней стенке  . (4.51)Если растянутые трубы расположены на участке снижения зенитного угла, то  . (4.52)Для УБТ, расположенных на нижней стенке участка снижения зенитного угла и нагруженных осевыми сжимающими силами, момент трения рассчитывается по формуле  . (4.53)Определяется по (4.48) суммарный момент трения по всей длине бурильной колонны Вычисляется суммарный крутящий момент на устье скважины  по (4.44).Мкр вызывает касательные напряжения , которые определяются по формуле =Мкр / Wр, (4.54) где Wр–полярный момент сопротивления сечения, определяемый по формуле .  (4.55)4.6.5. Нагрузки на трубы, обусловленные клиновыми захватами Клиновые захваты, повсеместно используемые при СПО, вызывают повышенное напряжение в теле трубы. При захвате труб клинъями даже при безударной посадке в трубах возникают сложные сминающие напряжения, обусловленные радиальными и окружными нормальными напряжениями. что может привести к их смятию, особенно при большом весе колонны. Напряжения в теле трубы σкл, обусловленные клиновыми захватами, могут быть найдены по формуле [15]  , (4.56)где S1 - площадь сечения труб, зажатой в клинъях, по телу; Скл – коэффициент охвата трубы клиньями; dср –средний диаметр трубы;  - длина плашек клина; - осевое усилие у устья;  и f- угол уклона клина и угол трения.В общем случае Скл вычисляют по формуле  ; - угол обхвата трубы плашками одного клина;  - число клиньев.Для всех применяемых клиновых захватов 0,7 < Скл < 1,0; = 9027’15”.Обычно принимается tg = 0.22;tg(кл+ f) = 0.4. 4.6.6. Динамические нагрузки на бурильную колонну Все виды нагрузок, действующих на бурильную колонну, до сих пор рассматривались в статической постановке. В действительности же и процесс механического бурения, и все сопутствующие ему технологические процессы по своей природе являются динамическими. Это означает, что любая из нагрузок имеет, помимо статической, и динамическую составляющую. Несмотря на то, что их средние значения обычно составляют лишь небольшую часть от статической, в ряде случаев они могут играть решающую роль. Наиболее трудно поддающимися расчету нагрузками, значительно влияющими на прочность и долговечность всех элементов бурильной колонны, включая забойный двигатель (ЗД) и долото, являются осевые и моментные динамические нагрузки, порождаемые большим многообразием причин. Динамические нагрузки на нижнюю часть колонны обусловлены, главным образом, непосредственным динамическим взаимодействием долота с забоем. Удаленные участки ее испытывают динамические нагрузки, обусловленные колебательными процессами, возникающими и распространяющимися от долота, ЗД. Большое многообразие причин порождает одновременно продольные, крутильные, поперечные колебания и в ряде случаев – автоколебания различных частот и амплитуд. Низкочастотные продольные колебания большой амплитуды (до 5-10 мм) возникают из-за ухабистости забоя, колебаний давления жидкости, разновысокости шарошек., а высокочастотные колебания малой амплитуды (0,1-2 мм) из-за хрупкого разрушения забоя, при перекатывании шарошек долота, работе ЗД. Возникшие продольные колебания вызывают изменение осевой нагрузки на долото и связанного с ней крутящего момента, что вызывает крутильные колебания. Последние возникают также из-за переменного сопротивления вращению долота, заклинивания долота в скважине, подшипников опор, биения шарошек. Неравномерная нагруженность шарошек, их венцов и зубъев приводит к появлению поперечных сил. Возникает косой удар, вызывающий поперечные колебания. Последние возникают также из-за динамической неуравновешенности вращающихся масс элементов колонны. Переменный момент сопротивления обусловливает неравномерное вращение колонны и вала ЗД. При нелинейном (зависящем от скорости движения, контактного давления) коэффициенте трения труб о стенки скважины возникают продольные автоколебания бурильной колонны при СПО, те же факторы, имеющие место на забое, в опорах долота и ЗД, приводят к возникновению крутильных автоколебаний. О дополнительных источниках колебаний колонны при бурении с плавучих средств было сказано выше, в п. 4.6.3. На частотный спектр колебаний сильно влияют способ бурения, характеристика ЗД с его автономной колебательной системой, тип опор, частота вращения долота. При совпадении или близких значениях собственных частот колонны и частот возмущений могут возникать резонансные явления. Роль колебательных процессов в процессе бурения неоднозначна. Как отмечалось ранее, упорядоченные колебания, повышая динамичность работы долота, интенсифицируют процесс разрушения пород и способствуют повышению механической скорости бурения. Неупорядоченные, спонтанные колебания играют отрицательную роль. Они приводят к неравномерному разрушению забоя, образованию на нем ухабов, отскокам долота с последующим ударом о забой. При ударе резко увеличиваются осевая нагрузка и крутящий момент на долото, забойный двигатель, трубы, что может привести к их поломке. Колебания приводят также к расшатыванию узлов и деталей забойного двигателя, долота, развивают усталостные явления, особенно в резьбах – концентраторах напряжений, и в конечном счете приводят к преждевременному износу и выходу их из строя. Поэтому в компоновку низа колонны включают амортизаторы, существенно снижающие пиковые значения этих нагрузок. Динамические нагрузки на колонну возникают также при СПО, запуске буровых насосов, ликвидации аварий, особенно с использованием ударных механизмов, взрывов, создании гидравлических импульсов и т.д.. Инерционные нагрузкиFи, возникающие при подъеме бурильной колонны с большой массой ограничиваются мощностью грузоподъемного оборудования (ГПО), а при малой массе колонны Fи ограничивается инерционностью передаточных механизмов ГПО и предельно допустимой скоростью подъема колонны. Несколько иначе обстоит дело при спуске колонны, когда а иFи могут достигать значительных величин при неудачном выборе режима торможения колонны. Основным условием предупреждения больших Fипри спуске является ограничение максимальной скорости спуска перед торможением  и правильный выбор пути торможения  . При постоянном тормозном усилии на барабане лебедки а можно принять постоянным (что допустимо). Тогда  (4.56)Из (4.56) видно, что с увеличением и уменьшением величина а и, следовательно, Fи резко возрастают. Особенно опасна наблюдающаяся иногда на практике ударная посадка колонны на элеватор или клиновые захваты. 4.7. Компоновка и расчет бурильной колонны 4.7.1. Основные принципы компоновки бурильной колонны Методика проектирования компоновки бурильных колонн распространяется на колонны, составленные из новых (1 класс) и частично изношенных (II, III классы) бурильных труб (БТ). В случае использования БТ II или III класса изменяются по сравнению с 1 классом только значения несущей способности труб при сохранении тех же значений, геометрических, массовых характеристик и нормативных запасов прочности. Компоновка бурильной колонны (КБК) состоит из колонны бурильных труб (КБТ) и компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК). КБТ может быть составлена из одинаковых по своим номинальным характеристикам (типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности или марке стали, типоразмеру замков) труб либо из их комбинации. Последовательно соединенные между собой бурильные трубы одного и того же наружного диаметра, толщины стенки и материала образуют ступени бурильной колонны. Если КБТ составлена из одних и тех же по номинальным характеристикам труб, она называется одноступенчатой, в противном случае – многоступенчатой. Диаметры, толщины стенок труб и длины ступеней определяются из двух условий: - обеспечения требуемой прочности КБК во всех ее частях; - приемлемых гидравлических характеристик труб в скважине. Способ составления КБК выбирается с учетом следующих факторов :способа бурения (режима вращения КБК), конструкции и глубины скважины, ожидаемого объема СПО, геологических условий (возможные осложнения и др.), имеющегося в буровом предприятии парка бурильных труб, их номинальных характеристик и фактического состояния (класса труб), стоимости труб, удобства работы с трубами (захват и удерживание их элеваторами или клиновыми захватами, свинчивание – развинчивание замковых соединений труб разного диаметра, распознавания труб, изготовленных из различных сталей, в условиях буровой). При бурении с постоянным вращением труб предпочтение отдается (при прочих равных условиях) прочностным характеристикам труб, соответственно КБТ обычно составляется из стальных труб, а при бурении ГЗД – герметичности труб, причем в верхней части КБТ рекомендуется устанавливать ЛБТ. КБТ должна быть составлена таким образом, чтобы противостоять действию всех рассмотренных выше видов нагрузок и обеспечивать нормативные запасы прочности во всех своих частях и иметь в то же время минимальную массу и быть экономичной. Проектирование КБК ведется в определенной последовательности. Для обеспечения оптимальных гидравлических соотношений в соответствии с диаметром скважины формируют ступени бурильной колонны (определяются их длины, значение всех подходящих наружных диаметров труб). В зависимости от конструкции скважины, способа и условий бурения с учетом приоритета труб и их наличия производится выбор типоразмеров БТ. Бурильные трубы располагаются в следующей последовательности: по типам БТ – в зависимости от способа бурения, внутри каждого типа – по возрастанию наружного диаметра или толщины стенки, внутри группы БТ с одной толщиной стенки – по возрастанию группы прочности материала, внутри каждой группы прочности БТ – по возрастанию наружного диаметра замкового соединения. Подготовленная последовательность труб проверяется на соответствие: диаметру обсадной колонны, наружного диаметра тела трубы, наружного диаметра замковых соединений внутренним диаметрам соответствующих интервалов скважины. Далее путем их последовательного перебора составляется предварительная компоновка колонны, включая компоновку низа бурильной колонны, с учетом приведенных выше рекомендаций. При всех способах бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию бурильных труб длиной не менее 250 – 300 м из стали более низкой группы прочности. При роторном бурения эти трубы должны обладать повышенным пределом выносливости. На стыке с УБТ устанавливаются трубы (как минимум одна бурильная свеча) с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к КБТ). Рекомендуемые диаметры БТ в зависимости от диаметра обсадных колонн и способа бурения (режима работы КБК) приведены в табл.4.14. Таблица 4.14 - Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных и обсадных колонн*, мм
| ||||||||