Определение допустимых усилий при расхаживании прихваченной бурильной колонны

 

Расхаживание колонны не является самостоятельным и универсальным методом ликвидации прихвата. При расхаживании освобождается легко прихваченная колонна - в первые моменты после возникновения прихвата.

Тем более эта операция необходима главным образом с целью предотвращения дальнейшего распространения зоны прихвата. Нужно помнить, что расхаживание противопоказано при затяжках в суженной части ствола и сальникообразованиях, заклинивании колонны в желобах.

В случае расхаживания бурильной колонны применяют натяжение до 10 кН сверх собственного веса, не превышая предельных значений растягивающих нагрузок. Последние ограничиваются пределом текучести труб.

Для определения допустимых усилий при расхаживании необходимо знать состояние бурильной колонны, продолжительность ее работы. Нужно тщательно изучить материалы профилактических осмотров колонны.

Расчет допустимых усилий Р_доп. производится по формуле

 

(3)

 

где F - площадь поперечного сечения гладкой части бурильной трубы, см²; к - коэффициент запаса прочности. Принимается с учетом технического состояния колонны. Рекомендуется принимать в пределах 1,2-1,3 [18]; s_т - предел текучести материала труб при растяжении, МПа. Для стали предел текучести равен для групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р и Т соответственно 380, 500, 550, 650, 750, 900, 1000 МПа. Алюминиевый сплав Д16-Т имеет предел текучести 330 МПа.

Пример [18]

Расчитать допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной бурильной колонны диаметром 114 мм с толщиной стенки 9 мм из стальных труб группы прочности Д (предел текучести s_т =380 МПа). Площадь поперечного сечения труб равна 29,8 см².

Определяем допустимое усилие:

 

.

 

Контрольное задание. Определить допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной бурильной колонны. Условия, при которых возник прихват, взять из таблицы 10, приняв колонну одноразмерной. Диаметр скважины и другие недостающие данные принять самостоятельно.

4.2 Расчет допустимого угла (числа оборотов) при закручивании неприхваченной части бурильной колонны

 

Прихваты бурильной колонны ликвидируются установкой жидкостных, чаще всего нефтяных, ванн при расхаживании колонны и проворачивании ее ротором на определенное число оборотов. В отдельных случаях прихватов прокручивание (отбивка) ротором эффективно и приводит к быстрому освобождению инструмента. При правильном использовании этого технологического приема обрыв труб происходит значительно реже, чем при расхаживании колонн [12]. Допустимое число 360° поворотов прихваченной одноразмерной бурильной колонны n_р определяется по формуле [12]

, (4)

где l₀ - длина неприхваченной (свободной) части бурильной колонны, м;

s_т - предел текучести материала труб на растяжение, МПа;

s_р - напряжение растяжения, МПа; подсчитывается по формуле (4.1),

указанной в работе данных методических указаний;

D - наружный диаметр бурильных труб, м;

k - запас прочности, принимаемый для стальных труб равным 1,3-1,5,

а для ЛБТ-1,8 [12,18].

Кроме того, допустимое число оборотов при отбивке прихвата ротором может быть определено по номограмме (рис. 4,5,6,7), построенным Самотоем А.К. [12].

Пример. Определить допустимое число поворотов прихваченной бурильной колонны, необходимое при ее освобождении отбивкой ротором. Провести проверку решения по номограмме. Условия:

глубина прихвата - 2500 м;

диаметр бурильных труб - 114 мм;

толщина стенки - 10 мм;

сталь группы прочности - Д;

натяжение бурильной колонны - 0,5 МН;

Рассчитываем напряжение растяжения:

(4.1)

Следовательно допустимое число оборотов n_р равно:

оборота.

По номограмме для труб группы прочности Д (рис. 4) находим n_р = 9 оборотов. Принимаем допустимое число поворотов бурильной колонны равным 9.

При определении допустимого угла закручивания для колонны, составленной для труб равной прочности и с различными толщинами стенок порядок расчета следующий:

Рис.4.

 

Рис.5.

 

Рис.6.

 

 

 

Рис.7.

 

 

1. Рассчитывается допустимый крутящий момент М_м для каждой секции колонны, начиная с нижней

(5)

где М_м - допустимый крутящий момент для верхнего сечения рассматриваемой секции, как наиболее опасного, Н × м; s_т^м - предел текучести металла труб данной секции, МПа; Q_n, Q_n-1 и т.д. - вес одноразмерных секций колонны в воздухе, кг; D_m, d_m - наружный и внутренний диаметры рассматриваемой секции, м; r_ж, r_м - плотность бурового раствора и металла бурильных труб; кг/м³; W_m - момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной колонны, м³.

(6)

где l₁, l₂ и т.д. - длина секций одноразмерных бурильных труб, м; G₁, G₂ т.д. - модули упругости металла труб при спуске, МПа; (для стали G = 8×10⁴ МПа, для алюминиевого сплава Д16-Т G = 2,7×10⁴ МПа); J₁, J₂ и т.д. - полярные моменты инерции труб, м⁴.

(7)

Расчет составлен для ситуации, когда вес инструмента на крюке не соответствует весу его свободной части с учетом архимедовой силы. Таким образом, нейтральное сечение колонны расположено против верхней границы прихвата.

Пример [12]. Определить допустимый угол закручивания прихваченной 4-х секционной бурильной колонны. Глубина прихвата 4300 м. Неприхваченная часть колонны состоит из 4-х секций. Плотность бурового раствора 1250 кг/м³, коэффициент запаса прочности 1,5; плотность стальных труб 7850 кг/м³ (табл. 12).

Таблица 12

№ секции	Диаметр труб, м	Длина секции, м	Группа прочности стали	Предел текучести, МПа	Масса 1п.м., кг/м
наружный	внутренний
				Е Д Е К		37,4 34,5 28,9 25,9

 

Решение. 1. Определяем для каждой секции колонны допустимый крутящий момент в верхних сечениях:

Таким же образом расчитываем моменты для верхних секций М₂ = 21900 Н×м и М₁ = 37300 Н×м.

2. Сравниваем величины допустимых крутящих моментов. Минимальный крутящий момент М₄ = 21600 Н×м для четвертой секции труб.

3. Определяем допустимую степень закручивания колонны при условии приложения минимального крутящего момента:

оборотов.

При отбивке колонны в случае, если вращение прикладывается при натяжении колонны сверх собственного веса, то допустимый вращающий момент рекомендуется определять по методике [12].

Контрольное задание. Определить допустимое число оборотов при отбивке прихваченной бурильной колонны. Условия прихвата принять из работы 4.1 (табл. 10), кроме того, принять, что прихвачена нижняя секция колонны. Плотность бурового раствора выбрать самостоятельно.

 

 

СОДЕРЖАНИЕ (часть 1)

Введение.......................................................................................................... 3

1. Определение зон совместимых условий бурения...................................... 4

2. Поглощение буровых и тампонажных растворов.................................. 13

2.1. Оценка размеров каналов поглощения бурового раствора по фракционному составу шлама....................................................................................................... 13

2.2. Выбор наполнителей для предупреждения и ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов...................................................................................... 15

3. Аварии с бурильной колонной................................................................ 19

3.1. Определение глубины обрыва бурильной колонны по гидравлическому индикатору веса.................................................................................................... 19

3.2. Изучение ловильного и вспомогательного инструмента для ликвидации аварии и технологии их использования.............................................................................. 22

4. Прихваты бурильных и обсадных колонн.............................................. 24

4.1. Определение допустимых усилий при расхаживании прихваченной бурильной колонны................................................................................................................. 24

4.2. Расчет допустимого угла (числа оборотов) при закручивании неприхваченной части бурильной колонны.................................................................................... 25

 

 

СОДЕРЖАНИЕ (часть 2)

 

4.3 Определение верхней границы прихвата бурильной колонны по упругому удлинению ее свободной части………………………………………..3 Ошибка! Закладка не определена.

4.4 Выбор вида жидкостной ванны и ее расчет для ликвидации прихвата бурильной колонны………………………………………………………………..5

4.5 Изучение ударных механизмов для ликвидации прихватов бурильной колонны и технологии их применения………………………………………….10 Ошибка! Закладка не определена.

4.6 Выбор числа рядов (ниток) детонирующего шнура при ликвидации прихвата бурильной колонны "встряхиванием"………………………………..10

4.7 Расчет числа рядов (ниток) торпеды из детонирующего шнура для ослабления резьбовых соединений при развинчивании бурильной колонны..16

4.8 Выбор заряда торпеды при ликвидации прихвата бурильной колонны обрывом труб……………………………………………………………………..16

5 Газонефтепроявления……………………………………………………..25

5.1 Определение максимально возможной длины бурильной колонны, поднятой без долива бурового раствора………………………………………...25

5.2 Оценка вида нефтеводогазопроявления и определение исходных данных для расчета глушения скважины………………………………………..26

5.3 Изучение оборудования для предупреждения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов……………………………………………………28

Список рекомендуемой литературы………………………………………...30

 

 

Учебное издание