Основными параметрами насосной установки агрегата являются развиваемое давление перекачиваемой технологической жидкости р_max и ее подача Q_max.

Алгоритм расчета этих параметров следующий.

1. определяют необходимую подачу технологической жидкости. Эту величину принимают в соответствии с маркой используемого забойного двигателя;

2. выбирают технологическую жидкость, с использованием которой будут осуществлять работы. При разрушении пробки в стволе скважины в качестве технологической жидкости можно использовать воду с необходимыми добавками. При бурении горизонтального участка скважины, и особенно в зоне продуктивного пласта, желательно применять технологическую жидкость на углеводородной основе, обычно для этого служит очищенная нефть;

3. определяют схему внутрискважинного оборудования, в соответствии с которой выполняют расчет гидродинамических потерь при прокачивании технологической жидкости по каналам в скважине. Эти потери складываются из следующих составляющих:

Dр_г.т – гидродинамических потерь при прокачивании технологической жидкости по колонне гибких труб. Так как колонны независимо от глубины бурения характеризуются постоянной длиной, то для каждого режима эта величина имеет определенное значение;

Dр_вр – гидродинамических потерь восходящего потока технологической жидкости в вертикальном участке скважины – кольцевом пространстве между колонной гибких труб и эксплуатационной колонной;

Dр_нк – гидродинамические потери восходящего потока технологической жидкости в наклонном участке скважины – кольцевом пространстве между стенками пробуренного участка скважины и эксплуатационной колонной;

Dр_дв – перепада давления на забойном двигателе при проводке скважины;

Dр_дл – перепада давления на породоразрушающем инструменте (гидромониторные насадки долота и т.д.);

Dр_мф – гидродинамических потерь в манифольде насосного агрегата (линии приема отработанной технологической жидкости, всасывающие и нагнетательные трубопроводы насосов). Обычно эти потери составляют весьма малую долю в общем балансе и в практических расчетах ими можно пренебречь.

4. Определяют давление, необходимое для ведения данного технологического процесса. Его величина

где Dр_i – гидродинамические потери и перепады давления, имеющие место в данном конкретном технологическом процессе. Например, при проведении буровых работ потери будут складываться из всех составляющих, перечисленных выше. При разрушении пробки в эксплуатационной колонне величина Dр_нк будет равна нулю.

Расчет гидродинамических потерь на каждом участке однотипен.

Величины перепадов давлений на забойном двигателе выбираются согласно характеристикам долот и двигателей.

5. Выполняют проверочный прочностной расчет колонны гибких труб для верхнего опасного сечения. При этом должны быть учтены напряжения от собственного веса труб, спущенных в скважину, напряжения, вызванные действием расчетного давления технологической жидкости, и касательные напряжения, обусловленные реактивным моментом, возника­ющим при работе забойного двигателя.

Нормальные напряжения от собственного веса труб (без учета действия Архимедовой силы, что идет в запас прочности колонны)

s_в = g_трL_тр,

где g_тр – удельный вес материала колонны гибких труб; L_тр – длина гибкой трубы, спущенной в скважину.

Напряжения, обусловленные давлением технологической жидкости,

тангенциальные

s_t = р_жR/d_тр,

меридиональные

s_m = р_жR/2d_тр,

где р_ж – давление технологической жидкости; R = (d_тр.н+d_тр.в)/2 – радиус срединной поверхности трубы; d_тр = (d_тр.н – d_тр.в)/2 – толщина стенки трубы.

Касательные напряжения, обусловленные реактивным моментом,

t = M_кр/W_r,

где M_кр – крутящий момент; W_r = 2pd_трR – полярный момент сопротивления поперечного сечения трубы.

Главные напряжения определяются по следующим формулам:

s₁ = 0,5[s_a + s_b + ((s_a + s_b)² + 4t²)^1/2];

s₂ = 0,5[s_a + s_b – ((s_a + s_b)² + 4t²)^1/2];

s₃ = –р_ж.

В этих выражениях

s_a = s_m + s_в;

s_b = s_t.

6. Проверяют КГТ на соответствие условию прочности по третьей или четвертой теориям прочности. При этом определяют эквивалентное напряжение в опасном сечении

s_экв3 = s₁ – s₃;

s_экв4 = (0,5)^1/2[(s₁ – s₂)²  + (s₂ – s₃)² + (s₃ – s₁)²]^1/2.

Если при расчетах по четвертой теории прочности пренебречь величиной р_ж и считать напряженное состояние плоским, то последняя формула приобретает более простой вид

s_экв4 = (s₁² + s₂² – s₁s₂)^1/2.

Эквивалентные напряжения, получаемые с использованием третьей теории прочности, обычно имеют большее значение. Для получения достаточно надежных результатов лучше всего вычисления проводить по обеим теориям.

Условие прочности будет соблюдено в том случае, если выполняется неравенство

s_экв £ s_т/n,

где n – коэффициент запаса прочности.

Наибольшую сложность при проведении расчетов на проч­ность для гибкой трубы представляет определение реального значения предела текучести и коэффициента ее запаса. Учитывая то, что в процессе наматывания и разматывания трубы на барабане напряжения достигают предела текучести, коэффициент запаса прочности можно принимать близким к единице – 1,05 – 1,1.

Более сложным представляется определение предела текучести, величина которого в процессе эксплуатации трубы изменяется вследствие старения материала и его охрупчивания. Для работы с новой трубой могут быть приняты паспортные значения, взятые из сертификата на материал трубы.

В том случае, если материал трубы не удовлетворяет условию прочности, следует уменьшить рабочее давление до приемлемого уровня. Практически при проведении бурения можно варьировать только этой величиной. Снижение давления может быть обеспечено либо за счет уменьшения подачи технологической жидкости, либо замены забойного двигателя на модель, требующую меньшего расхода последней и, следовательно, предопределяющей меньшие гидродинамические по­те­ри, либо использования колонны гибких труб большего ди­аметра. Последний вариант чреват возникновением организационных проблем, поскольку требует переналадки агрегата – установки барабана с большим диаметром гибких труб и смены рабочего диаметра труб инжектора.

Для вновь принятого варианта диаметров труб, давлений и подач технологической жидкости должны быть повторно про­ведены все расчеты.

Особенности работы колонны

Гибких труб

В процессе бурения часть колонны гибких труб находится под действием осевой сжимающей нагрузки. Последняя определяется силами трения, действующими в направлении, противоположном перемещению колонны, т.е. снизу вверх, а также реактивным усилием, вызванным взаимодействием долота с материалом разрушаемой пробки или породы. В результате, как и при бурении скважины с использованием традиционной технологии, нижняя часть колонны находится в сжатом состоянии. Отличие заключается в том, что сечение с нулевой осевой нагрузкой при использовании гибких труб располагается выше по сравнению с традиционной технологией, поскольку в рассматриваемом случае не используют утя­желенные бурильные трубы.

Отсутствие последних сказывается и на том, что достаточно большая часть колонны гибких труб теряет устойчивость под действием сжимающей нагрузки и принимает спиралевидную форму. При этом увеличиваются силы трения трубы о стенки скважины или внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны и соответственно возрастают усилия, необходимые для перемещения трубы по направлению к забою, т.е. процесс идет лавинообразно.

Для уменьшения эффекта потери устойчивости КГТ разрабатывают новые устройства и на их базе новые технологии ведения работ. Например, для перемещения колонны в горизонтальном участке скважины используют эффект ее "за­кач­ки". В ряде случаев в начале горизонтального участка устанавливают втулку с заплечиками, на которые опираются специальные внутрискважинные движители.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Молчанов А.Г., Вайншток С.М., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб-224с.

2. Молчанов А.Г. К вопросу определения потребности в нефтегазопромысловом оборудовании // Нефть и капитал. – 1998. – № 12. – С. 62–67.

3. Орлов П.И. Основы конструирования. – М.: Машиностроение, 1977. – 623 с. – Т. 1

4. Нефтепромысловое оборудование: Справочник / Под ред. Е.И. Бу­халенко. – 2-е изд. – М.: Недра, 1990. – 559 с.