Расчет бурильных труб на выносливость
Растянутые участки бурильной колонны
При вращении растянутых труб на искривленных участках наиболее вероятным видом движения является вращение труб вокруг своей изогну-той оси. При этом одна и та же образующая трубы будет подвергаться по-переменно то растяжению ( с выпуклой стороны), то сжатию ( с вогнутой стороны), вызывая тем самым напряжения – то растяжения, то сжатия. При многократном повторении процесса это приводит к возникновению усталости материала труб.
Природа возникновения этих напряжений, таким образом, заключает-ся в искривленности ствола скважины. Возникающие при этом напряжения называются напряжениями поперечного изгиба, которые вычисляются по (6.132) (что удобно при наличии табличного значении жесткости труб на изгиб), или по формуле
| σ п ED / 2R, | (6.150) |
где D и R – наружный диаметр трубы и радиус искривления участка.
Коэффициент запаса прочности растянутых труб на усталость из-за переменных напряжений поперечного изгиба вычисляется по формуле
|
|
|
| (6.151) | ||||||
где σ − 1 – предел выносливости материала трубы при симметричном цик-ле, может быть принят равным 98 МПа;
р – растягивающие напряжения;
вр – предел прочности материала труб.
|
|
|
Касательные напряжения τ ранее были найдены по (6.135).
| Определяется коэффициент запаса прочности по ним | |||
|
|
| (6.152) | |
где τ т – предел текучести материала труб по касательным напряжениям. Вычисляется результирующий коэффициент запаса прочности
|
| (6.153) | ||||||
который должен быть не менее 1,5.
Сжатые участки бурильной колонны
Усталостные напряжения на сжатых участках бурильной колонны связаны с продольным изгибом труб при потере ими устойчивости.
Напряжения продольного изгиба вычисляются по формуле
| (6.154) | |
где δ – стрела прогиба труб, определяется по (6.5); l пв –длина полуволны сжатых труб.
Для труб, расположенных в открытом стволе, D c в (7.5) – диаметр скважины, определяется по (6.112); для труб, расположенных в обсадной колонне, D c – внутренний диаметр обсадных труб в месте расположения бурильных труб.
Для сжатых изогнутых вращающихся труб на прямолинейных участ-ках l пв вычисляется при α α пр по (6.12), причем значение α пр определяется по (6.6). Для сжатых невращающихся труб l пв вычисляется по (6.15), а α пр – по (6.16).
|
|
|
На искривленных участках l пв и для вращающихся, и для невращаю-щихся сжатых труб вычисляется по (6.13), при этом принимается k ф =2/ π .
Величина α пр на участке набора зенитного угла определяется по (6.16), а на участке снижения зенитного угла – из решения уравнения (6.67) или(6.68).
Поскольку уравнение (6.8) получено из условия, что осевая сжимающая сила F сж . приложена к верхнему концу полуволны, то расчетные формулы (6.12), (6.13) и (6.15) нуждаются в некотором уточнении ( для учета осевой составляющей веса самих полуволн). Но так как величина F сж неизвестна, то расчеты следует начать с нижнего конца первой снизу полуволны, и в качестве первого значения концевой силы в первом при-ближении можно принять:
– при роторном бурении – осевую нагрузку на долото F сж =G д;
– при бурении ЗД
| F сж= G д − M зд g k ρ k б . | (6.155) |
Задача по определению lпв1 решается итеративным путем. Уточнение lпв производится путем последовательного уточнения значений Fсж по сле-дующим реккурентным формулам:
| – | для прямолинейных интервалов | |
| F сжi1= F сжi −q0i k б, | (6.156) |
где q0i определяется по (6.84), а k б = k c по (6.21).
Для прямолинейных участков α и k б остаются неизменными, а для ис-кривленных участков α, соответствующий середине 1-й полуволны α пв1 сер ,
|
|
|
определяется по формуле
, (6.157)
где знак « плюс» берется для участка снижения, «минус» – для участка увеличения зенитного угла. Значения F сж на верхнем конце полуволны
определяются:
– на участке увеличения зенитного угла по (6.79);
– на участке снижения зенитного угла по (6.80), если трубы прижаты к нижней стенке, и по (6.81), когда трубы прижаты к верхней стенке.
Значения угла охвата труб определяются по формуле (6.129), в которую подставляется значение l пвi вместо L01.
Уточнение значения l пв1 ведется до тех пор, пока два последователь-ных ее значения не будут отличаться более заданной величины, например в 1 %.
Окончательно l пв1 определяется по приведенным выше формулам, в которые подставляются последние уточненные значения F сж.
Аналогично определяются значения 2 - й и последующих полуволн.
Расчеты показывают, что значения l пв можно с достаточной точностью найти после 3 – го - 4 - го шага итерации.
Процедура определения длин и числа полуволн может быть продолжена до тех пор, пока не станет
), (6.158)
|
|
|
где n число всех полуволн.
Последний участок сжатых труб длиной, меньшей, чем определяемой по формуле,
, (6.159)
сохранит прямолинейное положение.
Ясно, что при роторном бурении во всех формулах полагается Lзд = 0. При больших радиусах искривления (3000 м и более) допускается оп-
ределение lпв как для прямолинейного участка.
На прямолинейных участках трубы испытывают, кроме статических напряжений сжатия, также знакопеременные напряжения продольного изгиба σ пр, а на искривленных участках – еще и напряжения поперечного изгиба σ п . Так как σ п действуют в вертикальной плоскости, а напряжения
продольного изгиба – в горизонтальной, то суммарные напряжения про-дольно-поперечного изгиба определяются по обычному правилу векторно-го сложения сил, модуль которых равен:
| (6.160) | |||||||
| Коэффициент запаса прочности по усталостным нормальным напря- | ||||||||
| жениям определяется по формуле | ||||||||
|
|
| (6.161) | ||||||
где σ сж – сжимающие напряжения в наиболее нагруженном сечении сту-
пени УБТ (в бурильных трубах, расположенных под УБТ при бурении СГО, БС или СПП), определяемые по вышеприведенным формулам.
Вычисляются касательные напряжения по (6.135), при этом М кр определяется по (6.93), а W п – по (6.136).
Вычисляется результирующий коэффициент запаса прочности по (6.153), который должен быть не менее 1,5.
По результатам расчетов делается заключение о прочности сжатых участков бурильной колонны на статические и усталостные нагрузки.
Определяются количество и места установки ОЦЭ.
Наибольшие напряжения продольно-поперечного изгиба будут иметь место в трубах 2-й полуволны, не оснащенных опорно-центрирующими элементами ( ОЦЭ), так как на 1-й полуволне должны быть установлены центраторы.
Первый центратор следует установить на верхнем конце ЗД, и, кроме того, целесообразно установить на середине его корпуса центратор в виде накладки с толщиной, равной полуразности диаметров скважины и ЗД. Второй центратор должен быть установлен на расстоянии l ц от первого, равном половине длины первой полуволны. Третий центратор должен быть установлен на таком же расстоянии от второго.
Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 532; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!