Бурение нефтяных и газовых скважин

Если допускаемая глубина  спуска выбранных труб недостаточна для бурения на заданную глубину (l_доп + l₀<L), то используются многосекционные либо многоразмерные бурильные колонны.

Многосекционные колонны  состоят из бурильных труб одинакового  диаметра, различающихся по предельной нагрузке из-за разной толщины стенки либо группы прочности. В этом случае длину наращиваемой секции определяют, исходя из формул 2.7 и 2.8. Так, например, для двухсекционной колонны длина  второй (верхней) секции составляет

              (2.11)

где Р_пр1 и Р_пр2 — предельные нагрузки бурильных труб первой и второй секций; q₂ — вес 1 м трубы второй секции, Н.

Общая длина колонны L = L_доп +l₂ +l₀.

Многоразмерные колонны состоят из бурильных труб разных диаметров. Диаметр бурильных труб возрастает от нижних секций к верхним. Длина каждой последующей секции определяется по формуле

            (2.12)

где Р_{пр m} — предельная нагрузка бурильных труб m-й секции;

P_пр(m-1) — предельная нагрузка бурильных труб (т—1)-й секции; q_m — вес 1 м труб m-й секции; F_к' — разность площадей проходных каналов труб     m-й и (т—1)-й секций.

Для удобства эксплуатации число секций бурильной колонны  должны быть минимальным (одна — три).

При роторном бурении бурильная  колонна испытывает одновременно растяжение от собственного веса, кручение от вращения бурильной колонны и долота; продольный изгиб, возникающий в результате потери устойчивости. Вращение изогнутой  колонны вокруг собственной оси  вызывает знакопеременные напряжения, приводящие к усталостным разрушениям  труб. Опыт показывает, что большинство  поломок происходит в резьбовой  части трубы вследствие концентрации напряжений в резьбе. В соответствии с условиями нагружения бурильные колонны для роторного бурения рассчитываются на статическую прочность и сопротивление усталости.

Наибольшие напряжения от собственного веса и передаваемого  крутящего момента испытывают верхние сечения бурильной колонны. Согласно теории наибольших касательных напряжений (третьей теории прочности), условие прочности при совместном растяжении и кручении выражается формулой

,              (2.13)

где σ — напряжение растяжения; τ — касательное напряжение.

Растягивающее напряжение от собственного веса бурильной колонны без учета потери веса в промывочной жидкости

σ = [(l - l₀)q+ql₀]/F.            (2.14)

При бурении гидромониторными долотами учитывают растягивающую  нагрузку от перепада давления в долоте.

Касательные напряжения определяются по формуле

τ = М_к/W_к,

где М_к — крутящий момент; W_к — полярный момент сопротивления гладкой части трубы.

Крутящий момент принято определять по мощности, необходимой для вращения бурильной колонны и долота и разрушения забоя скважины:

М_к = (N_х.в + N_д)/ω,             (2.15)

где N_х.в и N_д— мощность соответственно на холостое вращение бурильной колонны и на вращение долота и разрушение забоя; ω — угловая скорость долота.

Мощность (в кВт), необходимая для холостого вращения бурильной колонны, определяется по формуле В. С. Федорова [40]:

N_xв, = cρ_жgd²ln^1,7,            (2.16)

где ρ_ж — плотность промывочной жидкости, кг/м³; g — ускорение свободного падения, м/с²; d — наружный диаметр бурильной колонны, м;              l — длина бурильной колонны, м; n — частота вращения, об/мин; с — коэффициент, зависящий от искривления скважины: для вертикальных скважин с = 1,7 · 10^-9, направленно-искривленных при угле искривления 6—9° с = 30,8 · 10^-9, при угле искривления 26—35° с = (47,5 ÷ 52,2)10^-9.

Мощность, необходимая  для вращения долота и разрушения породы, определяется по опытным данным (табл. 2.3) либо по эмпирическим формулам [6, 42].

При роторном бурении запас  статической прочности бурильной  колонны без учета ее облегчения в жидкости должен быть не менее 1,4.

Таблица 2.3

Мощность (в кВт), затрачиваемая  на вращение долот и разрушение породы

Диаметр долота, мм	Осевая  нагрузка  на долото, кН	Частота вращения ротора, об/мин
		68	92	118	168	220	296	420
394	140	32	-	48	-	70	-	-
346	90 - 100	14	28	42	56	-	-	-
346	120 - 140	28	56	80	-	-	-	-
346	150	-	60	70	84	-	160	210
295	90	-	-	-	-	42	-	78
295	120	-	-	-	-	60	-	110
295	130	-	-	-	-	72	-	-
295	140 - 160	-	-	-	-	84	84	108
269	100	-	12	-	-	-	-	-
269	150	-	17	-	-	-	-	-
269	175	-	21	28	-	-	-	-
243	70 - 80	-	10	15	25	-	-	-
140	55	2	-	-	-	-	-	-

Расчет на сопротивление  усталости является основным, так как большинство поломок бурильных труб, наблюдаемых при роторном бурении, происходит в результате усталостных повреждений. При расчете на сопротивление усталости учитываются напряжения от собственного веса и изгиба бурильной колонны. Напряжения σ_mln от собственного веса остаются постоянными и суммируются с переменными напряжениями σ_a от изгибающего момента

Запасы прочности по амплитуде п_а и по максимальным напряжениям n_тах при рассматриваемых условиях нагружения определяются по формулам [33]:

            (2.17)

         (2.18)

где σ_-1д — предел выносливости бурильной трубы при симметричном изгибе; ψ_σд — коэффициент чувствительности материала труб к асимметрии цикла с учетом эффективного коэффициента концентрации напряжений K_σд в резьбовой части трубы.

Амплитуда напряжения, возникающая  в резьбе бурильных труб в результате изгиба, определяется по формуле [40]:

               (2.19)

где Е — модуль упругости материала труб, Па; I — осевой момент инерции сечения труб, м⁴; f — стрела прогиба бурильной колонны, м; L — длина полуволны изогнутой бурильной колонны, м; W_И3 — осевой момент сопротивления сечения в основной плоскости резьбы, м³.

Стрела прогиба

где D_Д — диаметр долота; D — диаметр бурильной трубы.

Длина полуволны изогнутой  бурильной колонны определяется по формуле Г. М. Саркисова [40].

             (2.20)

где ω – угловая скорость бурильной колонны; z – координата рассматриваемого сечения, отсчитываемая от плоскости раздела сжатой и растянутой частей бурильной колонны, м; q – вес 1 см трубы, даН; I – осевой момент инерции сечения труб, см⁴:

.

(D и d – наружный и внутренний диаметры трубы).

В табл. 2.4 приведены значения предела выносливости бурильных  труб по данным натурных испытаний. При  отсутствии опытных значений пределы  выносливости труб определяют по расчетно-экспериментальным  данным.

Таблица 2.4

Пределы выносливости бурильных труб по данным натурных испытаний [36]

Тип бурильной трубы и резьбы	Диаметр трубы, мм	Материал труб		Предел текучести, МПа	Предел усталости, МПа	Коэффициент концентрации напряжений
		Марка стали	Группа прочности
Резьба труб по ГОСТ 631—75	114	36Г2С		500	50	7,8
	140		Д	380	90	3,5
	140	36Г2С		500	60	6,5
	140	38ХНМ		550	85	4,4
	140		Л	650	30	-
	140	35ХГ2СВ		650	35	-
Трубы ТБПВ	114		К	500	90	-
	146		Д	380	10	-
Гладкая часть трубы	140	36Г2С		500	115	3,4
	146		Д	380	120	2,6
Трубы с блокирующими поясками	114	36Г2С		500	75	5,2
	89	3672С		500	75	5,2
Трубы легкосплавные	140	Д16-Т		330	30	5,4

Сопротивление усталости  резьбовых соединений считается  обеспеченным, если запасы прочности  составляют: n_а = 2,5÷4 и n_max = 1,25÷2,5 [33].