Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 [ 29 ] 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332

где ю

угловая скорость, с 1;

A = z -1(ГвУв2 + к) - -

рн -

10 + z

J lOq

z - координата того места колонны, где определяется длина полуволны (для растянутой части значение z следует принимать положительным, для сжатой - отрицательным), м; уж - плотность жидкости, кг/м3; -к, -т - потери давления соответственно в колонне и затрубном пространстве, Па; q - масса l м трубы, кг/м; 10 - длина сжатой колонны, м.

С ростом скорости движения и давления бурового раствора длина полуволны уменьшается.

Разность в длинах полуволн, определенных по формуле (5.2), увеличивается с приближением к устью скважины.

5.3. НАПРЯЖЕНИЯ И НАГРУЗКИ В ТРУБАХ

БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

РАСТЯЖЕНИЕ И СЖАТИЕ

Статические напряжения. В вертикальной скважине осевые а (в Н/м2) напряжения в подвешенной в жидкости колонне определяются из выражения

д(От + G)

+ Об д

Уж У

(5.3)

где От - масса УБТ, кг; Об - масса бурильных труб в колонне, кг; G - масса долота и забойного двигателя, кг; уж - средняя плотность бурового раствора, кг/м3; У - плотность материала труб, кг/м3; 1x - расстояние от начала бурильной колонны (без УБТ) до рассматриваемого сечения, м; 1б - длина бурильных труб (без УБТ), м; F - площадь сечения труб, м2.

Из (5.3) следует, что при 1х/1б < уж/у в нижней части бурильной колонны будет сжатый участок. Наличие УБТ существенно уменьшает сжимающие напряжения в бурильных трубах.

Наибольшие растягивающие напряжения действуют у устья (1x = 1б). С достаточной для практических расчетов точностью наибольшие растягивающие напряжения для колонны в вертикальной скважине определяются из выражений:

для колонны в подвешенном состоянии при отсутствии движения раствора

= + От + G)g (1 -уж/ у) ;

(5.4)

для колонны в подвешенном состоянии в процессе движения бурового раствора

, + От + G)

стР = -

д + -п(Fп - Вт) + (Вт - Fo)-o

(5.5)

где Ат, Ак - потери давления соответственно в трубах и кольцевом пространстве на длине 1 м, Па/м; п - площадь проходного канала трубы, м2; рп - перепад давления на турбобуре, Па; т - площадь канала вала турбобура, м2; F0 - суммарная площадь промывочных отверстий долота, м; Р0 - перепад давления в долоте, Па.

С учетом упрощения выражения (5.5) ар (в Па) определяется из выражения

А:(Об + От + G)

g + (Рп + Р0)Рп

(5.6)

где k - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции, принимаемый равным

1,15.

Приближенно величина ар (в Па) может быть определена из формуле! ар = 1,15А0(У - Уж)Ig, (5.7)

где k0 - коэффициент, учитывающий влияние бурильных замков и высаженных концов труб (для стальных труб k0 и 1,1); I - вся длина бурильной колонны.

Если колонна составлена из труб с разными материалами (легкосплавные и стальные), то ар (в Па) определяется по формуле

k(Oт + Об + G)

д + kQa

д + (рп + р0)Рп

-, (5.8)

где Ус - плотность стали, кг/м3; Уа - плотность алюминиевого сплава, кг/м3; оа - масса труб из алюминиевых сплавов, кг.

Наибольшее сжимающее напряжение в подвешенной колонне будет при отсутствии перепада давления в сечении Ix = 0 при условии (от + + g)(1- уж/у) < 06(уж/у). в процессе бурения часть веса колонны передается на забой, растягивающие напряжения уменьшаются, а сжимающие увеличиваются. Тогда наибольшие сжимающие напряжения (при условии соблюдения указанного выше неравенства)

(5.9)

где а - коэффициент, учитывающий уменьшение эффекта облегчения веса бурильной колонны в растворе при соприкосновении долота с забоем за счет площади контакта долота (a < 1); Од - осевая нагрузка на долото, Н.

Наибольшее растягивающее напряжение (в Па) в бурильной колонне в наклонно направленной скважине определяется из выражения

к(дРв + Рн + Ри + Рт]

1 --

-Рп(рп + р0)

(5.10)

где Рв - масса вертикального участка колонны, кг; Рн - усилие, обусловленное силами трения и собственным весом колонны на прямолинейных на-

клонных участках скважины, Н; Ри - усилие, обусловленное силами трения и собственным весом колонны на участках увеличения или уменьшения угла наклона скважины, Н; Рт - усилие, создаваемое в колонне утяжеленными бурильными трубами и забойным двигателем на нижнем прямолинейном участке скважины, Н.

Рн = Е Он,д(, sin а, + cos а,), (5.11)

где Онi - масса i-го наклонного участка бурильной колонны; i - коэффициент трения труб о породу (ц = 0,150,35); а - угол наклона скважины на рассматриваемом участке (для вертикального участка а = 0); m - число наклонных участков.

Ри = Е ± 2q,gR, (cos а,к - cosа,н) - q,gR,Аа, sin а,к +

+PiАа +S qgRi (sin а,к - sin а,н), (5.12)

где qi - масса 1 м колонны на рассматриваемом участке, кг/м; Ri - радиус кривизны участка, м;

Аа, =\а,к -аiн, (5.13)

аiн, аiк - угл1 наклона соответственно в начале и конце участка; Pi - усилие натяжения колонны в конце рассматриваемого участка, Н; n - число искривленных участков.

В формуле (5.12) при уменьшении угла наклона скважины принимают знак плюс, при увеличении - минус. В расчетах учитываются абсолютные значения Ааi и слагаемые выражения (5.12).

Рт = д(От + G)(ЦпSin ап - cos ап), (5.14)

где цп, ап - соответственно коэффициент трения и угол наклона на нижнем прямолинейном участке.

Если на рассматриваемом участке колонна состоит из нескольких секций, то Рн и Ри определяют для каждой секции, а затем их суммируют. Си-сопротивления колонны для разных случаев рассмотрены М.М. Александровым.

Если Рн, Ри, Рт меньше собственного веса колонны на рассматриваемых участках, то при расчете по формуле (5.10) эта сумма принимается равной весу бурильной колонны.

Динамические напряжения. В процессе торможения бурильной колонны при спускоподъемных операциях возникают инерционные силы, связанные с изменением скорости движения колонны. Наибольшие напряжения а у устья скважины с учетом динамических напряжений можно оценить по формуле

а = аст + А, 1 + О-, (5.15)

где аст - статическое напряжение в подвешенной колонне, Па; Ау - ускорение движения колонны, м/с2; a - скорость звука в металле, м/с (для стали