Расчет бурильной колонны на статическую прочность

Расчет начинается с определения осевых растягивающих нагрузок на бурильные трубы по приведенным выше формулам в зависимости от производимых в скважине работ.

Предварительно составленная бурильная колонна помещается в скважину, и выделяются характерные участки в соответствии с профилем скважины и КБК так, чтобы на каждом характерном участке располагались трубы одинакового диаметра, толщины стенок и материала. К концам участков труб прикладываются осевые растягивающие силы. Осевая сила в конце предыдущего участка (считая сверху вниз) является в то же время осевой нагрузкой в начале последующего участка колонны. Переходные сечения в целях удобства обозначаются цифрами. Определение нагрузок начинается с сечения, где осевые силы отсутствуют. Применительно к СПО таковым является нижний конец КНБК (долото), а к процессу бурения – σ - нейтральное сечение (где осевые силы отсутствуют). Далее последовательно определяются осевые растягивающие силы в начале каждого характерного участка F_н по формулам в зависимости от его конфигурации вплоть до устья скважины. Уточняются базовые и расчетные коэффициенты трения в зависимости от вида выполняемых в скважине работ.

Применительно к процессу СПО первым характерным участком будет КНБК. Средняя интенсивность распределенных по длине КНБК сил q_ср определяется по формуле

,. (4.76)

где q_i и L_i - вес погонного метра и длина ступеней УБТ.

При роторном бурении в (4.76) и во всех последующих формулах полагается М_зд = 0.

Определяется зенитный угол α на стыке УБТ – СБТ:

, (4.77)

где - конечный зенитный угол скважины;

- центральный угол, стягивающий дугу L_н, определяемый по формуле

, (4.78)

где R_и – радиус искривления на участке расположения КНБК (обычно это участок снижения зенитного угла).

Применительно к процессу бурения, проработки, расширки расчеты ведутся по формулам для спуска колонны. При бурении основная часть КНБК будет находиться в сжатом состоянии, а остальная - в растянутом.

В предположении, что - нейтральное сечение приходится на первую ступень УБТ., вычисляется длина сжатой части КНБК по формуле

. (4.79)

Если , то - нейтральное сечение действительно приходится на первую ступень УБТ.

Центральный угол , стягивающий дугу ,определяется по той же формуле (4.78), а зенитный угол - нейтрального сечения –по формуле (4.77). В эти формулы подставляются значения параметров для сжатой части КНБК.

При выполнении условия длина растянутой части УБТ первой ступени составит ,а длина растянутой части КНБК .

Зенитный угол на стыке УБТ – СБТ не зависит от того, сжата КНБК или растянута и по – прежнему определяется по (4.77).

Средняя интенсивность распределенных по длине растянутой части КНБК сил определяется по (4.76), в которую подставляются параметры только растянутой части КНБК без ЗД,

а средний радиус вращения труб (для расчета момента трения) будет равен

. (4.80)

Вычисляются осевые напряжения растяжения от суммарных растягивающих нагрузок F_н, обусловленных действием собственного веса с учетом плавучести, сил трения и гидравлической нагрузки на трубы F_г по формуле

, (4.81)

где F_г – определяется по (4.1); - площадь наиболее нагруженного сечения труб.

При одноразмерной колонне F_н представляет собой осевое усилие на устье (в первой сверху трубе) и вычисляется по формуле (4.9).

При многоступенчатой колонне, составленной из труб, изготовленных из одного и того же материала, F_н в нижерасположенных сечениях (кроме сечения в начале участка набора зенитного угла) определяется только в том случае, если их площадь сечения меньше, чем у труб, расположенных у устья. В противном случае F_н определяется также в переходных сечениях.

Напряжения поперечного изгиба в переходном сечении от вертикального участка к

участку набора зенитного угла вычисляются по (4.40).

Моменты трения по участкам вычисляются по формулам (4.49) - (4.53), суммарный момент трения – по (4.48), крутящий момент в процессе бурения - по (4.44).

Касательные напряжения вычисляются по (4.54).

Вычисляются результирующие напряжения. В общем случае, когда в поперечных сечениях труб возникают растягивающие , изгибающие и касательные напряжения, результирующие напряжения согласно отраслевому РД [3] определяются по формуле

(4.82)

При приближенных расчетах колонны для наклонных скважин допускается (по согласованию с руководителем проектирования) определять по формуле

- при бурении наклонных скважин ; (4.83)

- при бурении вертикальных скважин (4.84)

Запас статической прочности должен быть не меньше нормативных, установленных отраслевыми руководящими документами [3], значения которых приведены в табл. 4.17.

Таблица 4.17 - Нормативные коэффициенты запаса прочности бурильной колонны

Строительство скважин	Бурение
забойными двигателями	роторное
На суше и на море со стационарных оснований На море с плавучих средств	1,40 1,45	1,50 1,55

Далее можно поступить двояким образом.

1. Результирующие напряжения сопоставляют с допускаемым [ σ ] которое определяют делением предела текучести материала труб на нормативный коэффициент запаса прочности [ k_зп ] 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 k_р сопоставляют с нормативным [ k_зп ], причем k_р 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 σ_ви от внутреннего избыточного давления Р_ви 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 Р_ви в переходных сечениях определяется по формуле (4.6).

Коэффициент запаса прочности k_ви на Р_ви определяется по формуле

, (4.88)

который должен быть не менее 1,15.

Коэффициент запаса прочности k_ни на наружное избыточное давление Р_ни вычисляется по формуле , (4.89)

где Р_кр – критическое давление, при котором напряжения в материале труб достигают предела текучести. Р_ни вычисляется по (4.8)

Найденный сравнивается с нормативным, который должен быть не менее 1,15.

Напряжения в теле трубы σ_кл, 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 s_т £ 638 МПа и 1,15 для s_т ³ 638 МПа.