Лекция 22 Проверка бурильной колонны на прочность в клиновом захвате
Пневматические клиновые захваты В современных роторах для спуско-подъемных операций обычно используются пневматические клиновые захваты. В клиновом захвате, имеющем коническую опорную поверхность, имеет место сложное напряженное состояние БК: трубы находятся под действием осевых растягивающих напряжений от собственного веса, сжимающих нормальных напряжений и изгибающих напряжений. В ряде случаев проверки бурильной колонны только на статическое растяжение может оказаться недостаточным. В связи с этим необходима проверка бурильной колонны на прочность в клиновом захвате. Условием обеспечения прочности бурильной колонны в клиновом захвате будет:
Схема подвески БК в клиньях
Проверка БК на прочность в клиновом захвате (сопротивляемость смятию) Проверка в клиновом захвате необходима, т. к. здесь имеет место сложное напряженное состояние БК: совместное действие напряжений растяжения и сжимающих и изгибающих напряжений. Часто для проверки пользуются условием: Где: - вес бурильной колонны с учетом облегчения. С – коэффициент охвата клиньев - та максимальная осевая нагрузка на БК в клиньях, при которой создается напряжение, равное пределу текучести. Коэффициент охвата клиньев (С) – отношение суммарной длины линий соприкосновения клиньев с окружностью (трубой) к длине этой окружности (С=0, 7; 0, 9)
Принцип действия клинового захвата и силы , действующие в нем Бурильную колонну удерживает на весу сила трения Fтр1 о клин, которая действует вверх и достигает больших величин за счет создания соответствующей силы
Вывод формулы для коэффициента трения k 1 - коэффициент трения между клином и БТ; - коэффициент трения между клином и конической поверхностью клинового захвата (полагаем, что он известен); L – длина клина (≈ 300 -400 мм); α – угол наклона клина = 9º. В проекции на ось Y: В проекции на ось X:
Предельная нагрузка в клиновом захвате: Где: dср - средний диаметр трубы; dн – наружный диаметр трубы; dв – внутренний диаметр трубы; F – площадь поперечного сечения тела трубы; L – длина клина (≈ 300 -400 мм); α – угол наклона клина (α= 9º); Исходя из промысловых данных часто принимают: При выводе формулы полагается, что коэффициент охвата С=1. Значения Qклин подсчитаны и приведены в справочных таблицах.
Формула проверки на прочность в клиновом захвате: Где: Qбк – вес бурильной колонны ниже рассматриваемого сечения в воздухе; ρж, ρст – соответственно плотности промывочной жидкости и стали; С – коэффициент охвата клиньями; Кзап – коэффициент запаса прочности (Кзап=1, 1; 1, 15). В клиновом захвате проверяется верхняя труба каждой секции БК, если условие не выполняется, берут бурильные трубы большей прочности и повторяют проверку.
Сравним предельные нагрузки в клиньях и предельные растягивающие нагрузки Рассмотрим бурильные трубы диаметром 114 мм, толщиной стенок 8 мм и различной группы прочности стали при подвеске в клиновом захвате с длиной клина L=300 мм и коэффициентом охвата С=0, 7. Согласно справочных данных: Из таблицы видно, что для одной и той же группы прочности стали: Qклин< Qпред Однако из этого не следует, что в любом случае расчет в клиновом захвате потребует большую прочность бурильных труб, чем расчет на растяжение. Дело в том, что коэффициент запаса прочности на растяжение существенно больше, чем при расчете в клиновом захвате. Поэтому следует производить оба эти расчета и сравнивать их результаты и соответствующим образом окончательно выбирать
Проверка БК на внутреннее и наружное избыточное давление Ее необходимо делать, когда в БК есть секция из легкосплавных труб, для СБТ делать не обязательно. Верхнюю ЛБТ проверяем на внутреннее избыточное давление, а нижнюю - на избыточное наружное давление. Если бурильная колонна целиком состоит из стальных бурильных труб, этот расчет обычно не проводится. Расчетные формулы имеют следующий вид: Где: Рвн , Рнар – соответственно внутреннее и наружное давление, создающие в теле трубы напряжение, равное пределу текучести (определяются по справочным таблицам). ΔРвн , Δ Рнар – соответственно избыточное внутреннее и наружное давление, определяются расчетным путем с использованием промыслового опыта.
Внутреннее избыточное давление рассчитывается по формуле: Где: ΔРтруб , Δ Ркп – потери давления соответственно внутри бурильной колонны и в кольцевом пространстве; ΔРзд , Δ Рд – потери давления соответственно в забойном двигателе и в долоте. Причем ΔPтр и ΔPкп рассчитываются ниже рассматриваемого сечения. Иногда приходится учитывать особые условия работы бурильной колонны. Существенно внутреннее избыточное давление может вырасти при выбросах под обратным клапаном, устанавливаемом ниже ведущей бурильной трубы. Оно также может повыситься при проведении гидроразрыва, при восстановлении циркуляции бурового раствора и некоторых других случаях.
Для расчета наружного избыточного давления используется формула: Где: • ρ1, ρ2 – плотность бурового раствора в кольцевом пространстве и внутри бурильной колонны; • l 1, l 2 – высота столба бурового раствора над рассматриваемым сечением в кольцевом пространстве и внутри бурильной колонны. Избыточное наружное давление в бурильной колонне возможно в результате понижения уровня раствора в колонне при испытании скважин с применением трубного пластоиспытателя. Если не удается рассчитывать избыточное внутреннее или наружное давление по приведенным выше формулам, то принимают
Выбор усилия предварительной затяжки и крутящего момента для свинчивания элементов БК Q Q На прочность замкового соединения существенно влияет предварительная затяжка резьбы. В результате свинчивания со значительным крутящим моментом в стыке соединения возникает осевое усилие предварительной затяжки Q. Предварительная затяжка осуществляется, когда бурильная колонна подвешена на устье и ее вес воспринимается столом ротора (положение колонны 1). При этом в резьбе ниппеля замка возникает напряжение растяжения, а в резьбе муфты возникает напряжение сжатия (см. рис. ).
Бурильная колонна висит на крюке (положение 2) Когда колонну снимают со стола ротора, и она висит на крюке, на упорное резьбовое соединение начинает действовать вес бурильной колонны Р, который уменьшает сжатие в резьбе муфты и увеличивает растяжение в резьбе ниппеля. Усилие прижатия торца муфты к уступу ниппеля уменьшается от первоначальной величины предварительной затяжки Q до некоторой величины R. Если R=0 это может привести к раскрытию стыка соединения. Сила прижатия в стыке соединения: R R P Q – усилие предварительной затяжки; P – вес БК; R – сила прижатия торца муфты к уступу ниппеля во 2 положении. Коэффициент внешней нагрузки муфты αм равен 0, 4 -0, 55.
Задача заключается в том, чтобы в процессе работы БК не происходило раскрытия стыка резьбы. Как показывает опыт, для обеспечения герметичности стыка упорного соединения необходимо выполнения условия: Δp – перепад давления внутри бурильной колонны и в затрубном пространстве; F – кольцевая площадь контакта торца муфты и уступа ниппеля. В результате получим необходимую величину усилия предварительной затяжки, которое исключает раскрытие стыка: Коэффициент 1, 1 учитывает возможность возникновения динамических нагрузок, в то числе и колебаний.
Определение момента для свинчивания резьбовых соединений, обеспечивающего создание предварительной затяжки Q γс – угол подъема витка резьбы; φ – угол трения; dc – средний диаметр резьбы; μ – коэффициент трения скольжения торца муфты и упора ниппеля; D и d – наружный и внутренний диаметр кольцевой площадки контакта торца муфты и упора ниппеля; Q - величина усилия предварительной затяжки.
Физический смысл формулы определения момента : 1 слагаемое – это момент, затрачиваемый на преодоление сил трения в витках резьбы; 2 слагаемое - момент, затрачиваемый на преодоление сил трения по поверхности контакта между муфтой и ниппелем.
Второй метод определения усилия предварительной затяжки Расчетным и экспериментальным путем показано, что оптимальную величину напряжения затяжки на контактной поверхности замкового соединения можно приближенно определять и по следующей формуле: Где: σт – предел текучести стали замкового соединения. Тогда:
Лекция окончена. Благодарю за внимание. Следующая лекция будет посвящена рассмотрению вопросов:
Скачать презентацию Лекция 22 Проверка бурильной колонны на прочность в
Lesson22 нов.ppt