Бурильная колонна для ГЛ-10.. 4. бурильная колонна назначение и состав бурильной колонны
 Скачать 0.77 Mb.
|
|
Далее можно поступить двояким образом. 1. Результирующие напряжения сопоставляют с допускаемым [σ] которое определяют делением предела текучести материала труб  на нормативный коэффициент запаса прочности [kзп] на соответствующий вид нагружения . (4.85)Если выполняется условие  , (4.86)то предварительно выбранная компоновка колонны из условия статической прочности остается без изменения. Если условие (4.86) не выполняется, то недостаточно прочные трубы заменяются на более прочные. При этом более высокая прочность труб достигается либо за счет увеличения диаметра (если это допустимо) или толщины стенки труб, или же использования труб из материала более высокой группы прочности. 2. Рассчитанный коэффициент запаса прочности kр сопоставляют с нормативным [kзп], причем kр определяется делением предела текучести материала труб на результирующие напряжения. Если выполняется условие  , (4.87)то предварительно выбранная компоновка колонны из этого условия остается без изменения. Если условие (4.87) не выполняется, то поступают как в первом случае. Запас прочности труб при спуске частей обсадных колонн на бурильных трубах принимается равным запасу прочности БК при бурении забойными двигателями. Коэффициенты запаса статической прочности бурильной колонны для операций: расширка, проработка, калибровка, отбор керна, разбуривание цементного стакана принимаются равными запасам прочности БК при бурении. При использовании комбинированного способа бурения и при бурении забойными двигателями с постоянным вращением бурильной колонны запас статической прочности принимается как для роторного способа бурения. Напряжения σвиот внутреннего избыточного давления Рви вычисляются по (4.7). Для одноразмерной колонны они всегда максимальны на устье и вычисляются только в первой сверху трубе При многоразмерной колонне, участки которых отличаются по диаметру, толщине стенки, материалу, или же лишь по одному из этих параметров, расчет на внутреннее избыточное давление производится также в переходных сечениях. Величина Рви в переходных сечениях определяется по формуле (4.6). Коэффициент запаса прочности kви на Рви определяется по формуле  , (4.88)который должен быть не менее 1,15. Коэффициент запаса прочности kни на наружное избыточное давление Рни вычисляется по формуле  , (4.89)где Ркр – критическое давление, при котором напряжения в материале труб достигают предела текучести. Рни вычисляется по (4.8) Найденный  сравнивается с нормативным, который должен быть не менее 1,15.Напряжения в теле трубы σкл, обусловленные клиновыми захватами, определяются по (4.56), а коэффициент запаса прочности – по формуле  , (4.90)Нормативный коэффициент запаса прочности принимается равным 1.10 для сталей т 638 МПа и 1,15 для т 638 МПа. 4.8.1. Расчет бурильных труб на выносливость 4.8.1. 1. Растянутые участки бурильной колонны При вращении растянутых труб на искривленных участках (набора или снижения зенитного угла) наиболее вероятным видом движения является вращение труб вокруг своей изогнутой оси. При этом одна и та же образующая трубы будет подвергаться попеременно то растяжению (с выпуклой стороны), то сжатию (с вогнутой стороны), вызывая таким образом то напряжения растяжения, то сжатия. При многократном повторении процесса это приводит к возникновению усталости материала труб. Природа возникновения этих напряжений, таким образом, заключается в искривленности ствола скважины. Возникающие при этом напряжения называются напряжениями поперечного изгиба, которые вычисляются по (4.40). Коэффициент запаса прочности растянутых труб на усталость из – за переменных напряжений поперечного изгиба вычисляется по формуле  , (4.91)где  – предел выносливости материала труб при симметричном цикле, может быть принят равным  ;  - растягивающие напряжения;  – предел прочности материала труб. Вычисляются касательные напряжения  по формуле (4.54).Определяется коэффициент запаса прочности по ним  , (4.92)где  - предел текучести материала труб по касательным напряжениям.Вычисляется результирующий коэффициент запаса прочности  , (4.93)который должен быть не менее 1,5. 4.8.1. 2. Сжатые участки бурильной колонны Усталостные напряжения на сжатых участках бурильной колонны связаны с продольным изгибом труб и вычисляются по формуле (4.41), в которой lпв - длина стесненной полуволны сжатых УБТ, которая определяется по формуле  (4.94)итеративным путем. Первое приближенное значение lпв вычисляется, принимая  равной:- при роторном бурении - осевой нагрузке на долото Fсж= Gзд; - при бурении ЗД с постоянным вращением бурильной колонны  ,в которой первое приближенное значение kαб определяются по (4.66) для α = αкон. Уточнение lпв осуществляется путем последовательного уточнения значений α, соответствующих серединам полуволн, q (из-за изменения α, kαб ) и, в конечном счете, Fсж. Зенитный угол, соответствующий середине первой полуволны, определяется по формуле  . Длина сжатых УБТ, создающих осевую нагрузку на середину первой полуволны, приблизительно будет равна  , а сжимающая нагрузка, приложенная на середину lпв1, будет равна  . Окончательно lпв1 определяется по (4.94), в которую подставляется последнее уточненное значение Fсж.Уточнение lпв1 можно завершить после третьего шага итерации. Аналогично определяются и уточняются длины второй и последующих полуволн. Приближенная длина сжатых УБТ, создающих нагрузку на середину второй полуволны lпв2 будет равна  , после чего вычисляются приближенное значение сжимающей нагрузки на середину второй полуволны  , приближенная длина второй полуволны и т.д. Процедура определения длин и числа полуволн может быть продолжена до тех пор, пока не станет  .), где n число всех полуволн.Последний участок сжатых труб длиной, меньшей, чем определяемой по формуле  , сохранит прямолинейное положение.Наибольшие напряжения продольного изгиба в трубах, не оснащенных центраторами, будут иметь место в трубах второй полуволны, поскольку на первой полуволне должны быть установлены опорно – центрирующие элементы (ОЦЭ). Первый центратор следует установить на верхнем конце забойного двигателя, и, кроме того, целесообразно установить на середине его корпуса центратор в виде накладки толщиной, равной полуразности диаметра скважины и турбобура. Второй центратор должен быть установлен на расстоянии lц от первого, равном половине длины первой полуволны. Третий центратор должен быть установлен на таком же расстоянии от второго. Коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям в верхнем сечении сжатого низа колонны определяется по формуле  . (4.95)Коэффициент запаса прочности по касательным напряжениям определяется по той же формуле (4.92), а результирующий коэффициент запаса прочности по (4.93), который должен быть не менее 1,5. Библиографический список Айзуппе Э.А. Трубы нефтяного сортамента: конструкция и расчет/ Самара, 2005.- 368 с. Александров М.М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважины./Грозн.нефт. ин-т. Грозный, 1973.-118 с. Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1997 - 78 с. Инструкция по эксплуатации, ремонту и учету бурильных труб/С.М.Данелянц, В.Ф.Кузнецов, А.И. Загриценко и др. – Куйбышев, 1979. Ишемгужин Е.И., Султанов Б.З. Расчет места установки центраторов в ступенчатой бурильной колонне//Машины и оборудование для бурения и эксплуатации н/г скважин: Тр. УНИ,-Уфа, 1972.-Вып.ХIII.- с. 24 – 33. Калинин А.Г. Искривление скважин .- Недра: М., 1974. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин. - М.: Недра, 1990.- 348 с. Санников РХ Наиболее вероятные виды вращения бурильной колонны // Технология бурения н/г скважин: Межвуз. науч-темат. сб.г.Уфа: УНИ, нефт 1987.- С 60-71 Санников РХ Методика расчета осевых усилий и сил сопротивления движению бурильной колонны в скважинах сложного профиля. - Уфа, 1988. – 9 с. Санников Р.Х. Нахождение длины стесненной полуволны вращающейся колонны в наклонной скважине// Изв. вузов, Сер. Нефть и газ.-М.,1989.- 6 с. Санников Р.Х. Пути уточнения расчета бурильной и обсадной колонн.-Уфа:УНИ,1990. - 16 с деп в ВИНИТИ 090190 № 165-В90. Санников Р.Х. Расчет бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие.- Уфа: Изд – во УГНТУ, 2010. – 99 с. Султанов Б.З, Шаммасов Н.Х., Муртазин А.С., Султанов И.З. Энергетическая оценка характера вращения бурильной колонны//Машины и оборудование для бурения и эксплуатации н/г скважин:тр.УНИ,1972.-Уфа,1972.- С 3-8. Султанов Б.З, Ишемгужин Е.И., Шаммасов Н.Х., Сорокин В.Н. Работа бурильной колонны в скважине-Уфа, УНИ, 1973.-215 с. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов /А.Н.Попов, А.И.Спивак, Т.О.Акбулатов и др.; под общ. ред. А.И.Спивака. -М.: Недра, 2003, 2004, 2007. – 509 с. Трубы нефтяного сортамента. Справочник под общ. Ред. А.С. Сарояна.-М., Недра, 1990.- 488 с. 1 При большой глубине бурения (5000 м и более) могут использоваться бурильные свечи длиной 36-38 м с буровой вышкой высотой 53…64 м 2 В связи с ограниченностью объема здесь рассматриваются лишь профили плоскостного типа |