При посадке на клинья в клиновом захвате

Обязательным является расчёт напряжений, возникающих в бурильных трубах при посадке на клинья в клиновом захвате.

Осевая нагрузка, которой соответствуют напряжения, достигающие предела текучести определяется из выражения:

Где Q _т.к- предельная осевая растягивающая нагрузка на бурильные трубы в клиновом захвате.

S – площадь поперечного сечения тела трубы;

C – коэффициент охвата трубы клиньями,

dср- средний диаметр трубы

 γ - угол охвата плашками одного клина град.;

k - количество клиньев;

α - угол наклона клиньев, град.;

l _к - рабочая длина клина мм;

φ - угол трения на поверхности сопряжения клина с корпусом клинового захвата, град.;

Величина ctg (α_кл + φ) принимается равной 2,5. Коэффициент охвата- 0,9.

Запас прочности определяется по формуле:

N кл =    1,15.

Допускается упрощённая методика определения коэффициента запаса прочности с использованием табличных значений Q _тк , при этом его табличное значение значение необходимо умножать на коэффициент обхвата С≤ 0.9

Предельные осевые растягивающие нагрузки в кН, в клиновом захвате для бурильных труб по ГОСТ 50278 – 92 и стандарту АНИ для клиньев 400мм при коэффициенте охвата С =1.

1.6. Касательные напряжения

Касательные напряжения возникают в результате реакции на крутящий момент, возникающий при работе забойного двигателя или ротора

, где W п – полярный момент сопротивления сечения, который определяется по формуле

Где D н и D в наружный и внутренний диаметры труб соответственно.

При роторном бурении возникают нагрузки, вызванные действием крутящего момента, передаваемого долоту посредством вращения всей колонны бурильных труб.

                        М_к= М_д+М_х.в.

Где М_к- крутящий момент, необходимый для вращения бурильной колонны и долота;

  М_д- крутящий момент, необходимый для вращения долота;

М_х.в.- крутящий момент необходимый для преодоления сил трения при вращении бурильной колонны о стенки скважины и раствор.

М_д определяется из следующего выражения

     М_д=т_уд D _д G _д (Н·м)

Где т_уд – удельный крутящий момент;(Н·м )/ (кН·м);

      D _д- диаметр долота, м;

      G _д- нагрузка на долото кН;

Для приближённого вычисления М_х.в существует эмпирическая формула

М_х.в=128,9·10 ^-4· l · D _н · n ^0,5 · D ^0,5 _скв · ρ_р

Где – l –длина труб, м;

  D _н - наружный диаметр труб ,м;

n - частота вращения долота(бур. колонны),мин^-1;

  D _скв – диаметр скважины, м;

 ρ_р – плотность бурового раствора кг/м³

Опытные значения m _уд для различных типов долот.

1.7. Расчет бурильной колонны на выносливость

При вращении колонны бурильных труб под действием центробежных сил она приобретает волнообразную форму.

В результате в теле труб возникают изгибающие моменты и как следствие изгибные напряжения. Т.к. колонна вращается вокруг собственной оси, а не вокруг оси скважины, при каждом обороте сжатая и растянутая части меняются местами и происходит циклическое изменение изгибного напряжения, что приводит к вероятности усталостного слома бурильных труб. Наиболее опасные сечения – верхние сечения равнопрочной секции, участки искривления скважины, места резкого изменения жёсткости бурильной колонны.

1. Вычисляется угловая скорость (рад/сек)

ω=π n / 30 c ек^-1,

2.Определяется осевое усилие в выбранном сечении

Q =∑( qgl_i К_ρ)- G _д,

К_ρ - коэффициент ,учитывающий потерю веса в растворе,
G_д- вес части колонны ниже рассматриваемого сечения, Н.

3.Определяется длина полуволны синусоиды образовавшейся в результате потери устойчивости:

L _пв = q ω²± Q )

Q²- сила, вызывающая растягивающие или сжимающие напряжения.

4.Определяется изгибающий момент , возникший в результате потери устойчивости

, где δ – стрела прогиба трубы.

Определяется напряжение изгиба

, где W- осевой момент сопротивления,

5.Запас выносливости без учёта касательных напряжений определяется из выражения:

n _σ = σ_-1 / σ_а (1 +( σ_-1 σ / σ_в σ_а)^-1 где σ_в – предел прочности; σ_а – амплитуда колебания при изгибе, σ_а = σ_из

Эквивалентный запас выносливости при совместном действии изгибных и касательных напряжений определяется по формулам:

; ;

общий запас выносливости из выражения:

Необходимое условие - n_τσ≥ 1,3

Расчёт бурильных колонн выполняется в следующих случаях:

· при разработке проекта на строительство скважин;

· при составлении бурильной колонны из имеющихся труб;

· при изменении условий эксплуатации бурильной колонны (например смена способа бурения, траектории скважины и т. д.);

· при выполнении аварийных работ;

· при подборе труб для секционного спуска обсадных колонн;

· при работе ИПТ в случае  полного опорожнения или вызова притока пластового флюида на устье;

Выбор компоновки бурильной колонны производится с учётом опыта и условий бурения на данной и соседних площадях в аналогичных геологических условиях. После предварительного выбора типоразмеров элементов бурильной колонны производится её расчёт..

Бурильная колонна может состоять из однотипных труб, а также из различных комплектов труб, отличающихся по диаметру, толщине стенки и материалу.

При роторном бурении, как правило, бурильную колонну составляют из стальных труб, при турбинном чаще используют комбинированную, состоящую из стальных труб в нижней части и алюминиевых в верхней.

При роторном бурении наибольшее внимание обращается на прочность, а при бурении с ГЗД- на герметичность и гидравлические характеристики бурильной колонны.В некоторых случаях при бурении в сложных, малоизученных геологических условиях при бурении параметрических, термальных, сверхглубоких скважин предпочтение отдаётся не оптимизации конструкции бурильной колонны по прочностным характеристикам и способности передавать на ГЗД энергию с минимальными потерями, а обеспечению максимальных запасов прочности. Размеры труб рекомендованы в таблице 1.

Таблица 1.