Амортизаторы (забойные демпферы)

Эти устройства устанавливают между долотом и УБТ. Они применяются для поглощения вибрационных и ударных нагру­зок при движении бурильной колонны. В амортизаторах ис­пользуют стальную или резиновую пружину для демпфирова­ния вращательных и вертикальных перемещений. Вибрации возникают при перекатывании долота по забою, бурении или вращении бурильной колонны с критической скоростью. Забой­ная вибрация приводит к разрушению УБТ, уменьшает срок службы долота и ограничивает нагрузку на долото и частоту вращения [I]. Амортизаторы применяют для исключения забой­ных вибраций и увеличения срока службы долот. Амортизатор обычно устанавливают над долотом. Однако в особых условиях для стабилизации скважины амортизатор размещают на 9— 18 м выше долота (см. гл. 8).

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Расчет бурильной колонны включает определение длин, ве­сов и групп прочности стали бурильных труб, которые могут быть использованы при бурении, отборе керна и других опера­циях. Расчет бурильной колонны зависит от глубины и диа­метра скважины, плотности бурового раствора, требуемого ко­эффициента запаса прочности на растяжение и предельного за­паса прочности при расхаживании (натяжении), от длины и веса УБТ, необходимого диаметра бурильных труб [З].

Для выбора конструкции бурильной колонны производят расчет на следующие нагрузки: растяжение, смятие, ударные нагрузки и кручение.

До вывода уравнений необходимо отметить, что в расчетах используют вес с учетом выталкивающей силы в буровом ра­створе. За счет этой силы уменьшается общий вес тела и его величина зависит от плотности жидкости. Эффект выталкиваю­щей силы будет рассматриваться в гл. 10.

Согласно рис. 2.15 общий вес, действующий на трубу в пло­скости, определяется по формуле

Р=Вес бурильной колонны в жидкости + Вес УБТ в жидкости

(вес долота и других элементов бурильной колонны обычно включается в вес УБТ), или

Рис. 2.15. К расчету бурильной колонны на растя­жение:

/ — долото; 2 — УБТ; 3 — бурильная колонна

где Ldp, Lde — длина бурильной колонны и секции УБТ соответственно, м; Wdp, Wdc — вес 1 м бурильной колонны и УБТ соответственно, Н/м; BF—коэффициент потери веса в жидкости (значения BF при­ведены в гл. 10),

γ т, ρт— удельный вес и плотность буро­вого раствора; y_s, p _s — удельный вес и плотность стали, ys =785 Н/м³, p _s= 7850 кг/м³ Как видно из табл. 2.1—2.4, прочность бурильных труб оп­ределяется величиной предела текучести. I-астягивающая на­грузка, при которой напряжение в теле трубы достигает пре­дела текучести, определяет момент появления остаточной де­формации материала. Под нагрузкой сталь сначала удлиняется по линейному закону до достижения предела упругости. В диа­пазоне упругих деформаций стальной образец возвращается к своим исходным размерам после снятия нагрузки. Нагружение стальной трубы выше предела упругости приводит к возникновению остаточной деформации, которая не устраняется после снятия нагрузки. Эта деформация называется пластической и приводит к уменьшению прочности трубы.

Практически состояние трубы и ее срок службы учитыва­ется в расчете бурильной колонны. АНИ определяет прочно­стные характеристики бурильных труб в зависимости от степени износа: для труб классов I (новых и повышенного качества), II и III.

В табл. 2.1—2.4 эти данные приведены для различных клас­сов труб. Кроме того, при расчете бурильной колонны исполь­зуют не табулированные значения растягивающей нагрузки, при которой напряжения в теле достигают предела текучести, а 90 % этой величины, чтобы обеспечить дополнительный запас прочности. Таким образом, максимальная растягивающая на­грузка, используемая в расчете

где Pt — теоретическая растягивающая нагрузка, при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести из табл. АНИ 2.1—2.7.

Разница между уравнениями (2.2) и (2.1) представляет со­бой предельное значение натяжения бурильной колонны

МОР = Pa—Pi.                 (2.3)

Расчетные значения МОР обычно находятся в пределах 225—450 кН.

Отношение уравнения (2.2) к уравнению (2.1) определяет коэффициент запаса прочности:

Выбор значения коэффициента запаса прочности зависит от условий бурения с учетом возможности затяжек и прихватов. В расчетах необходимо также учитывать динамические на­грузки при торможении (подвеске) труб в клиновом захвате.