Методика расчета максимальных нагрузок на крюке для выбора спуско-подъемных комплексов буровых установок с параметрами, отвечающими техническим требованиям ГОСТ Р ИСО 13526-2013

The method of the maximum load calculating on the hook for the selection of hoisting complexes of drilling rigs with parameters that meet the technical requirements of GOST R ISO 13526-2013

SHAYAKHMETOV V.Z.1,
EMRIH E.K.1
1 Metallurg Scientific
and Production Center LLC
Ekaterinburg, 620088,
Russian Federation

Представлена методика расчета нагрузок на крюке и выбора грузоподъемности спуско-подъемных систем буровых комплексов на основе международных стандартов API и ISO. Методика расчета использует обобщенную информацию о несущей способности бурильных и обсадных труб, включая соотношения диаметров труб и долот, определяемых технологическими условиями бурения вертикальных и горизонтальных скважин.

The is given method of calculation of loads on a hook and the choice of capacity of hoisting systems of drilling complexes on the basis of the international standards API and ISO is presented. The calculation method uses generalized information about the capacity of drill and casing pipes, including the ratio of pipe diameters and bits, determined by the technological conditions of drilling vertical and horizontal string.

Строительство скважин и производство буровой техники – это взаимосвязанные отрасли в плане совершенствования техники и технологии бурения, но каждая из сторон решает свою задачу в рамках специфики производственного процесса. Производители буровой техники представляют свою продукцию в виде размерного ряда, который строится в форме шаблона [1], отражающего в наиболее общем виде потенциальные возможности выпускаемого оборудования в соответствии с их назначением. В ГОСТ 16293 параметры спуско-подъемного комплекса (СПК) представлены для вертикальной скважины с условной (расчетной) глубиной бурения трубами с удельной массой погонного метра 30 кг/м и допускаемой нагрузкой на крюке при ветровом воздействии 20 м/с, в соответствии с которыми заложен ресурс на эксплуатацию в течение нормативного срока службы. В зарубежной практике отсутствуют стандарты на комплектные буровые установки. Классификация буровой установки ограничивается только представлением параметров СПК [2].
Проектирование и выбор параметров буровых установок для строительства скважин до настоящего времени ориентированы на использование ГОСТ 16293-89. Сегодня внедрены ряд стандартов, которые являются аналогами международных норм. В ГОСТ Р ИСО 13526-2013 главным (классификационным) параметром СПК является «расчетная максимальная статическая нагрузка на крюке», которая снимает предупредительное ограничение на использование несущей способности от ветрового воздействия, как это определено в «допускаемой нагрузке на крюке» по ГОСТ16293. В дальнейшем, для краткости, этот параметр будет представлять термин «грузоподъемность» СПК.
Одной из актуальных задач в области эксплуатации буровой техники является определение максимальных нагрузок на крюке, которые выходят за рамки усилий в штатном режиме бурения. Максимальные нагрузки реализуются в аварийных ситуациях, связанных с затяжкой бурильного инструмента в процессе бурения или при спуске обсадных колонн. В условиях относительно низкой достоверности данных о физическом состоянии породы, быстрота реакции на возникновение аварийной ситуации и величина приложенного усилия с использованием заложенного потенциала как в бурильной колонне (БК), так и в СПК, по статической прочности является основным способом снижения вероятности возникновения прихвата бурильного инструмента или обсадной колонны и, соответственно, последствий в виде риска частичной или полной потери средств, вложенных в строительство скважины. Для решения этой задачи предлагается методика оценки максимальных нагрузок на крюке на основе обобщения и сжатия исходных данных о несущей способности БК, которая позволяет в простой и наглядной форме оценить влияние основных факторов на конечный результат расчета. Методика ориентирована на решение задач, связанных с выбором параметров, при составлении технических требований на поставку СПК бурового оборудования, а также возможности адаптации действующего парка буровых установок к новым проектам строительства скважин.
Сегодня горизонтальное бурение является ключевым направлением развития сервисного рынка. По данным [3], в 2017 г. доля скважин с горизонтальными стволами составила 36 % из 850 пробуренных скважин. Средняя длина горизонтального ствола достигла 800 м. В ближайшие 5 – 7 лет планируется довести эту длину до 1300м. В Восточной Сибири к 2020 г. планируется довести долю скважин с горизонтальными стволами до 50 % [4]. Развитие технологии горизонтального бурения является альтернативой кустового способа строительства скважин, которую, в конечном счете, можно оценить как затратное и неэффективное направление в эксплуатации месторождений.
Технология бурения горизонтальных стволов отличается от вертикальных и наклонно-направленных, которые, по существу, являются разновидностью вертикальных. Учитывая различие в формировании силовых потоков горизонтальных скважин, по сравнению с вертикальными, методика включает два направления расчета.
За рубежом, еще до массового перехода на горизонтальное бурение, существовала норма выбора грузоподъемности СПК:
Maximum Hook load = Yield Strength of Lower Grade Pipe + Air Weight of Higher [5].
В этой формуле не учтено снижение веса колонны в буровом растворе, которое компенсируется потерями на трение при подъеме.
Применительно к горизонтальному бурению эта формула приобретает следующий вид:
«натяжение горизонтальной части колонны до предела текучести + вес вертикальной части колонны».

Как следует из представленных выше формул, максимальное усилие натяжения БК зависит от механических свойств материала труб. Критерием в оценке несущей способности грузоподъемного оборудования, как правило, является минимальная величина предела текучести. В отличие от общепринятой нормы оценки несущей способности конструкции по условному пределу текучести, указываемого в марочниках на материалы, для бурильных и осадных труб характеристики прочности определяет их производитель. Для бурильных труб указываются растягивающие усилия, при которых отсутствует остаточная деформация, а для обсадных труб – предел текучести с нормативной величиной остаточной деформации, в соответствии со специальными требованиями на их производство.
Выбор труб для комплектации БК характеризуется следующими параметрами: наружным диаметром, толщиной стенки, группой прочности материала, запасом прочности по пределу текучести. Для упрощения оценки влияния геометрических параметров трубы на величину критического натяжения сечение представлено в виде эквивалентного по площади цилиндрического стержня, определяемого по приближенной формуле с линейной связью с каждым из параметров:

где S – площадь сечения трубы, мм;
d –наружный диаметр трубы, мм;
t –толщина стенки трубы, мм.
Упрощенный вид формулы сечения трубы представляет собой новую шкалу в определении веса труб, которая косвенно учитывает утяжеление бурильных труб за счет высаженных частей.
Параметрические ряды бурильных и обсадных труб построены на основе эквивалентного конического стержня с постоянным напряжением от собственного веса в любом сечении. Соответственно, каждая труба ряда, как элементарный цилиндрический стержень, имеет свое место в глобальной системе конического стержня. Это условие построения параметрического ряда позволяет обобщить данные о несущей способности бурильных труб на основе определения предела текучести через графическое построение.
Для обсадных труб указываются предел текучести и предел прочности, что обусловлено спецификой силовых воздействий в процессе эксплуатации скважины. Предел текучести для заданной группы прочности, в режиме спуска, является исходным параметром для определения максимальной нагрузки на крюке. На рис. 1 представлен график зависимости растягивающей нагрузки от размера сечения трубы и группы прочности материала. График построен по данным каталога ООО «ТМК», изготавливающей бурильные трубы по ГОСТ Р 54383 и API Spec. 5DP, – в виде зависимости растягивающей нагрузки Pр от размера сечения труб S.

На основе данных графика на рис. 1, критическая величина растяжения БК представлена в следующем виде:

где σр=840 – расчетная величина предела текучести стали группы прочности «S» МПа;
Кр – коэффициент группы прочности как отношение предела текучести к группе «S», которая представлена в табл. 1.
Обсадные трубы имеют аналогичную систему групп прочности стали.
Для бурильных труб из легких сплавов (ЛБТ марки Д16Т) σр =250 МПа с учетом 80 % ограничения по отношению к исходной величине предела текучести, определяемого производителем труб.
Нагрузку на крюке при штатном режиме СПО определяет удельная погонная масса труб. В рамках принятой шкалы сечения труб масса погонного метра определяется по формуле:

где ƿ=7850 – плотность стали, которая в составе формулы (1) эквивалентна утяжелению СБТ в местах замковой резьбы, кг/м3;
ƿ=3200 – расчетная плотность для труб из сплава Д16Т, учитывающая массу стальных замковых компонентов, кг/м3;
q –масса погонного метра трубы, кг/м.
Исходная комплектация БК в технических требованиях (ТТ) на поставку СПК или комплектной установки представляет собой набор новых труб равного диаметра и толщины стенок, с селекцией по длине для снижения размаха длины свечей до приемлемой величины.
В процессе эксплуатации трубы изнашиваются пропорционально суммарному пути их перемещения в процессе СПО, который зависит от места свечи в составе БК. Нарастание износа свечей в составе БК, по мере удаления от устья скважины, регламентируется нормами износа по толщине стенок труб, которые позволяют сохранить исходную величину критического усилия на КБ. Контроль за размещением в БК изношенных труб обеспечивается маркировкой по классу износа. В отечественной практике используются три класса износа трубы: новая, 0,80 и 0,625, за рубежом — четыре: новая, 0,875; 0,80 и 0,70 [6, 7].
Исходя из условия, что усилие в нижней части колонны эквивалентно S1, нагрузка на верхнюю часть колонны будет эквивалентна сечению S2:

где K = 1/ [1- ƿ*L*Kα*/(105*σp*Kр)] – безразмерный коэффициент для БК с постоянной площадью сечения труб;
Kα = cos(α) + µ*sin(α) – коэффициент наклона скважины;
α – угол наклона скважины относительно вертикали;
µ – коэффициент трения при подъеме:
0,15 – в обсаженной скважине,
0,20 – в открытом стволе скважины.
Применительно к компоновке БК из двух и более секций, c различной толщиной стенок, расчет проводится поэтапно снизу вверх для каждой группы труб. Для оценки влияния количества секций на формирование силового потока и массу БК можно воспользоваться условием их равенства по длине, которое позволяет привести формулу (4) к более обобщенному виду:

где z – число секций с разной толщиной стенок.
На рис. 2 приведен график зависимости коэффициента K от длины вертикальной БК.
График показывает нелинейный рост усилий, определяемых собственным весом труб, по отношению к нагрузке, приложенной к нижней части БК. Наиболее резкое повышение для групп прочности «D» и «E» может быть компенсировано многоступенчатой компоновкой БК по толщине стенок. На графике (рис. 2) представлена пунктирная кривая для двухступенчатой БК группы «D», рассчитанная по формуле (5).
Величина K, рассчитанная по формуле (5) или принятая из графика рис. 3, позволяет получить максимальную статическую нагрузку, которая может быть приложена к нижней части одноразмерной БК по формуле:

Представленная выше исходная информация позволяет перейти к оценке максимальных нагрузок на крюке с использованием данных из «условного» проекта скважины, используемого в примерах расчета. Запасы прочности БК и обсадной колонны (ОК) в реальных проектах принимаются по методикам для номинальных режимов работы, часто применяемые величины которых приведены в табл. 2.
Данные табл. 2 носят информационный характер как возможный потенциал для приложения максимальной статической нагрузки на крюке, расчет которой представляет самостоятельную задачу в определении требований к параметрам СПК.
Примеры расчета построены на основе параметров БК, указываемых в технических требованиях (ТТ) на поставку буровых установок.
Lв = 5000 – глубина вертикальной скважины, м;
Lс = 5000 – длина горизонтальной скважины, м;
Lг= 1500 – длина горизонтальной части скважины, м;
СБТ 127х9.19 – бурильная труба вертикальной и наклонной частей скважин группы прочности «G»;
СБТ 88.9х9.35 – бурильная труба горизонтальной части скважины группы прочности «X»;
СОТ 193.7х9.5 – обсадная труба вертикальной и наклонной части скважин;
Gзв = 220 – вес забойного оборудования при бурении вертикальной скважины, кН;
Gз – вес забойного оборудования при бурении горизонтальной скважины:
– горизонтального ствола скважины – 30 кН,
– наклонного ствола скважины – 50 кН;
Dд – диаметр долот для проходки:
– горизонтальной части скважины –149,2 мм,
– вертикальной и наклонной частей скважин – 219,5 мм;
Pд – нагрузка на долото (типа РДС):
– горизонтального ствола скважины – 80 кН,
– вертикальной и наклонной частей скважин – 140 кН;
ƿж = 1200 – плотность бурового раствора, кг/м3;
kж= 1- ƿж/ ƿ – коэффициент облегчения труб в буровом растворе: 0,85– СБТ, 0,65 – ЛБТ;
Gсвп = 240 – вес комплекта системы верхнего привода (СВП), который рассматривается как дополнительная нагрузка к нагрузкам от БК, кН.

ВЕРТИКАЛЬНАЯ СКВАЖИНА
Расчет может выполняться напрямую, как снизу вверх, так и сверху вниз.
Площадь сечения трубы СБТ 127х9,19:
S= π*d*t= π *127*9,19=3667, мм2.
Масса погонного метра бурильной колонны:
q =10-6* ƿ*S = 10-6* 7850 *3667 = 28,8 кг/м.
Максималная статическая нагрузка на крюке при ликвидации прихвата БК:
Qc= 10-3*S * σp*Kр*=10-3*3667*840*0,774=2384 кН.
Максимальная нагрузка на крюке в режиме спуско-подъемных операций (СПО):
Gп=10-2* q*Lв=10-2* 28,8*5000=1440 кН.
Максимальная нагрузка на крюке при бурении:
Gб=(Gп- Gзв)*kж=(1440-220)*0,85=1037 кН.
Максимальное усилие, которое может быть дополнитнльно приложено к нижней части колонны:
Fа=Qc - Gз - Gб = 2384-220-1440=724 кН —
это решение можно получить с использованием коэффициента K:
Fа=Qc/K - Gз=2384/2,52-220=726 кН.
Площадь сечения обсадной колонны:
Sок=π*(d2-(d-2*t)2)/4=π*(193,72- (193,7-2*9,5)2)/4=5497 мм2
Масса погонного метра обсадной трубы:
qок=10-6* ƿ* Sок=10-6* 7850* 5497=43,2 кг/м.
Максимальная нагрузка на крюке при «расхаживании» спускаемой ОК:
Qок=1,25* 10-2*q* Lв=1,25*10-2 *43,2* 5000=2700 кН.
Максимальное напряжение для режима спуска ОК:
σм=103* Qок =2700/5497=490 Мпа.
Коэффициент группы прочности:
σp ≥ 1,8* σм =1,8* 490=864,
для спуска односекционной колонны потребуются трубы группы прочности «М».
Грузоподъемность СПК должна удовлетворять условию:
Qm ≥ Qок + Gсвп =2700+240=2940 кН.

ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СКВАЖИНА
Освоение технологии проходки горизонтальных скважин большой длины выявило необходимость в пересмотре методик, связанных выбором параметров СПК. Предлагаемая методика ориентирована на оценку перспективных требований к параметрам СПК с использованием в ряде случаев упрощения применяемых формул и, соответственно, необходимы пояснения к принятой методологии для решения поставленой задачи.
Длина горизонтальной скважины определяется расстоянием между устьем и забоем по горизонтали. Профиль скважины состоит из трех частей: вертикальной, наклонной и горизонтальной, которая должна располагаться в продуктивной зоне. Длина и диаметр горизонтального ствола определяется потенциальным дебитом и способом добычи. В отличие от вертикальных скважин, нагрузка на долото обеспечивается весом верхней части БК. Под воздействием силы сжатия и крутящего момента формируется сложный силовой поток для передачи осевого усилия на забой через деформированную БК. Профиль горизонтальной скважины приведен на рис. 3. Угол наклона α является управляющим параметром в построении профиля скважины и распределении усилий по трем частям БК. На этапе проходки горизонтальной части ствола, когда наклонная часть БК уже находится в контакте с обсадной колонной, может быть создано условие равновесного состояния независимо от интервала проходки горизонтальной части. Равенство активной силы веса и пассивной силы трения от веса создается углом наклона. Применительно к коэффициенту трения деформированной наклонной части БК по обсадной колонне µ=0,25:
α=arc tg (1/µ) = 76o.
Геометрические параметры скважины, без учета набора кривизны БК, составят:
– расчетная длина вертикального участка:
Lв= H- (Lс-Lг) * tg (90-α) = 3000 - (5000-1500) * tg (14) = 2127 м;
– расчетная длина наклонного участка:
Lн= (Lс-Lг)/cos (90-α) = (5000-1500) /cos (14) = 3607 м.
Изучению механизма деформирования БК посвящено значительное число теоретических и экспериментальных работ как основы управления режимами проходки горизонтальных стволов. В общем случае БК представляет собой сочетание двух видов траекторий изгиба: синусоидальной (плоской 2D) и спиральной (объемной 3D), которые представлены на рис. 4 [10].
Управление механизмом передачи БК силового потока на забой представляет собой самостоятельную область принятия решений. Тем не менее для корректной оценки результатов расчета по принятым параметрам БК целесообразно показать их взаимосвязь с критическими усилиями сжатия в процессе бурения с последующей оценкой сопротивлений при подъеме.
Критическая сила сжатия БК рассчитывается по известной формуле [11]:

где Fск – критическая сила осевого сжатия, кН;
E – модуль упругости, Па;
I – момент инерции трубы, м4;
α – угол наклона скважины относительно вертикали;
w=10*q*kж – погонный вес трубы c учетом облегчения в буровом растворе, н/м;
r=(Dд-Dт)/2 – радиальный зазор между стенкой скважины и высаженной частью трубы:
0,0183 м – в горизонтальной части ствола;
0,0238 м – в вертикальной части и наклонной частях ствола;
β – коэффициент, определяемый совместным действия крутящего момента и силы сжатия:
2 – для синусоидального (2D) профиля деформирования БК;
2*21/2…4*21/2 – для спирального (3D) профиля деформирования БК.
Критическое усилие сжатия для профиля 2D представляет близкую по величине активную составляющую осевой силы в общем потоке силовых воздействий на БК, которая может быть передана на долото. Формирование профиля 3D свойственно силовому роторному способу бурения. Величина критического усилия сжатия 3D формируется за счет роста радиальных сил контакта со стенками скважины, что усложняет оценку нагрузок, передаваемых на долото.
Принимая во внимание преимущественное использование технологии бурения забойными двигателями, последующие расчеты ограничиваются нагрузками на долота РDС, которые не превышают критических усилий для 2D профиля.
Для дальнейших расчетов приняты следующие упрощения параметров, входящих в формулу (6):
I=10-8*S*d2/8 – момент инерции трубы (t ≤ 0,1*d), м4,
2,58*10-6 м4 – для СБТ 88,9х9,35,
7,39*10-6 м4 – для СБТ 127х9,19
где: S= 10-6*π*d*t – площадь сечения тела трубы:
0,00261 м2 – для СБТ 88,9х9,35,
0,00367 м2 – для СБТ 127х9,19.
С учетом принятых допущений, формула (6) преобразована в оценку критического усилия сжатия через критическое напряжение, в котором влияющие факторы представлены в раздельном виде:

где φ=10-6*(1,25*E*ƿ)1/2 – коэффициент, отражающий физические свойства материала трубы, который равен: 45,4 – для СБТ, 17,0 – для ЛБТ.
Расчет критической нагрузки не отражает величину предельной длины БК. Существующие аналитические оценки не обеспечивают устойчивых результатов. Оценка по формулам (6 и 7) критической нагрузки для БК
(Dд= 8,5”, Dт = 6,625”, d=5”, t=0,362”), при проходке горизонтального ствола длиной 3500 м по проекту «Sakhalin-1» [12], показала, что приемлемый результат позволяет получить формулу [11]:

где µс=0,35 – суммарная величина коэффициента трения относительно стенок скважины от собственного веса и контактных сил трения от изгиба БК.

РАСЧЕТ НАГРУЗОК ПРИ ПРОХОДКЕ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ЧАСТИ СКВАЖИНЫ
Критическое напряжение сжатия по формуле (7):
σкс =2*0,0889*45,4*(0,85*0,97/0,0183)1/2=55 МПа,
Критическое усилие сжатия:
Fкс=103* σкс*S= 103*55*0,00261= 143,6 кН.
Критическое усилие сжатия при прямом расчете по формуле (5) составляет: 115,8 кН. Различие обусловлено связью расчетных параметров с формулой (1), в которой учитывается утяжеление трубы в местах замковой резьбы относительно классической формулы расчета по сечению тела трубы.
Критическая длина по формуле (8):
Lкс= 4*10-3*2,1*1011*2,58*10-6/(0,35*0,0183*143,6)=2355 м.
Потери от трения при передаче усилия к долоту:
Fгт= (Gз + 10-2*q*Lг) *µс*kж= (30+10-2*20,5*1500) * 0,35*0,85 =100 кН.
Суммарное усилие сжатия на входе в горизонтальную часть БК:
Fгс = Fгт+Pд= 100+ 80=180 кН.
Вес вертикальной части бурильной колонны в воздухе:
Gв= 10-2* q*Lв=10-2* 28,8*2127=613 кН.
Критическая длина для действующей нагрузки:
Lкс=2355*143,6/180=1879 м.
Максимальная нагрузка на крюке при бурении:
Qкб= kж* Gв- Fгс /sin (α) =0,85*613-180/0,97) =336 кН.
Усилие на крюке от веса и трения в открытом стволе горизонтальной части БК при подъеме:
Fгп= Fгс /sin (α) = 100/0,97=103 кН.
Усилие на крюке от веса и трения наклонной части БК при подъеме:
Fнп=10-2*q*Lн*kж*(µ*sin (α) +cos (α)) = 10-2* 28,8*3607*
0,85*(0,15*0,97+0,242) =244 кН.
Максимальная нагрузка на крюке при подъеме (режим СПО):
Qкп= Gв+Fгп+Fнп= 613+103+244=960 кН.
Усилие на крюке, определяемое пределом текучести труб горизонтальной части БК:
Fгм= 103 *σр*Kр*S/sin (α)=103*840*0,744*0,00262/0,97=1673 кН.
Дополнительное усилие для ликвидации прихвата БК:
Fап= Fгм- Fгп=1673-103=1570 кН.
Максимальная нагрузка на крюке при ликвидации прихвата БК:
Qбм=Gв+ Fнп + Fап =613+244+1570=2427 кН.

РАСЧЕТ НАГРУЗОК ПРИ ПРОХОДКЕ НАКЛОННОЙ ЧАСТИ СКВАЖИНЫ
Критическое напряжение сжатия по формуле (7):
σкс =2*0,127*45,4*(0,85*0, 97/0,0238)1/2=67,9 МПа.
Критическое усилие сжатия:
Fкс=103* σкс*S =103* 67,9*0,00367=248,9 кН.
Критическая длина по формуле (8):
Lкс= 4*10-3*2,1*1011*7,39*10-6/(0,35*0,00367*248,9)=2995 м.
Осевое усилие от веса наклонной части БК:
Gн= (Gз+ 10-2* qн*Lн) *kж*cos(α)=(50+10-2* 28,8*3607) *0,85* 0,242) = 267 кН.
Потери от трения при передаче усилия к долоту:
Fнт= (Gз+ 10-2 * qн*Lн) *µc* kж* sin(α) =(50+10-2 * 28,8 * 3607)* 0,35*0,85*0,97 =320 кН.
Осевое усилие трения от веса наклонной части БК:
Fн= Fнт- Gн =320-267=53 кН.
Суммарное усилие сжатия наклонной части БК:
Fнс=Pд+Fн=140+53=193 кН.
Критическая длина для действующей силы сжатия:
Lк= Lкс* Fкс/ Fнс= 2995*248,9/193= 3856.
Максимальная нагрузка на крюке при бурении:
Qнб= kж* Gв- Fнс =0,85*613-193=328 кН.
Усилие на крюке от веса и трения в открытом стволе наклонной части БК при подъеме:
Fнп= (10-2*q*Lг+Gз)*µ*kж=(10-2*28,8*3605+50) *0,2*0,85=185 кН.
Максимальная нагрузка на крюке при подъеме (режим СПО):
Qнп= Gв+Fнп= 613+185=795 кН.
Усилие на крюке, определяемое пределом текучести труб наклонной части БК:
Fнм= 103 *σр*Kр*S/sin (α)=103*840*0,744*0,00367/0,97=2365 кН.
Дополнительное усилие на крюке для ликвидации прихвата БК:
Fан= Fнм- Fнс=2365-193=2172 кН.
Максимальная нагрузка на крюке при ликвидации прихвата БК:
Qбм=Gв + Fан =613+2172=2785 кН.
Максимальная нагрузка на крюке при «расхаживании» спускаемой обсадной колонны:
Qок=1,25*10-2*q*(Lв+Lн*(cos(α)+ µ* sin(α)))
Qок =1,25*10-2*43,2*(2127+3607*(0,242+0,2* 0,97))= 1998 кН.
Максимальное напряжение для режима спуска обсадной колонны:
σм=103* Qок/ Sок=1998/5497=364 МПа.
Коэффициент группы прочности: σp ≥ 1,8* σм=1,8*364=655 МПа,
для спуска односекционной колонны потребуются трубы группы прочности «Л»
Результаты расчета нагрузок на крюке приведены в табл. 3.
Грузоподъемность СПК, должна удовлетворять условию:
Qm ≥ Fm+Gсвп= 2785+240=3025 кН.
Следует отметить, что эффективность бурения горизонтальных скважин может быть увеличена за счет применения силового роторного бурения, но это более сложный технологический процесс, который потребует значительных усилий для его освоения, тем более, что он предполагает дальнейшее увеличение грузоподъемности СПК.
С учетом тенденции развития технологии бурения на увеличение длины горизонтальных скважин, производители бурового оборудования должны увеличить выпуск СПК с максимальной статической нагрузкой на крюке 3200 кН с последующим расширением производства СПК на 4500 кН.

Литература

1. Шаяхметов В.З., Эмрих Е.К. Параметры и эквивалентные нагрузки подъемных систем буровых установок // Бурение и нефть. 2018. № 6. С. 37–41.
2. ISO 18647. Petroleum and natural gas industries-Modular drilling rigs for offshore fixed platforms. First edition. 2017-08. [Электронный ресурс]. URL: https://www.iso.org/standard/63128.html (дата обращения: 8.08.2019).
3. Динамика рынка бурения в 1917 году внушает оптимизм // Rogtec. 2018. Апрель, 24.
4. Российский рынок бурового оборудования: прогноз до 2030 года, ключевые выводы и тенденции // Rogtec. № 57.
5. INTEQ. Drilling Engineering Workbook. A Distributed Learning Corse. 80270H Rev.B. [Электронный ресурс]. URL: https://pdfslide.net/documents/drilling-engineering-workbook-home-mesamsfacewebscomdocumentsbaker-huges.html (дата обращения: 08.09.2019).
6. API Spec. 7. Specification of Rotary Drill Stem Elements [Электронный ресурс]. URL: https://www.api.org/~/media/Files/Certification/Monogram-APIQR/0_API-Monogram-APIQR/Advisories-Updates/Addenda-Errata/API_7-1_1st-Edition_Addendum-2_August-2009.pdf (дата обращения: 10.09.2019).
7. API RP 7G. Recommend Practice for Inspection and Classification of used Drill Stem Elements [Электронный ресурс]. URL: https://pslcolombia.com/documentos/API%20RP%207G%20Drill%20String%2016th%20Ed%201998.pdf (дата обращения: 10.09.2019).
8. API Spec.7-2. Threading and Gauging of Rotary Shouldered Connection [Электронный ресурс]. URL: https://www.academia.edu/7758209/Specification_for_Threading_and_Gauging_of_Rotary_Shouldered_Thread_Connections (дата обращения:03.09.2019).
9. API RP 9B. Recommend Practice on Application Care and Wire Rope of Oil Field Service [Электронный ресурс]. URL: http://www.gangsisheng.js.cn/pdf/%E7%9F%B3%E6%B2%B9%E5%A4%A9%E7%84%B6%E6%B0%94%E7%94%A8%E9%92%A2%E4%B8%9D%E7%BB%B3%E6%A0%87%E5%87%86APIRP9B2005.pdf (дата обращения: 08.09.2019).
10. Reb F.S., Нao L.Z., Wang B.J. and Zhu A.H. Effect analysis of friction on the bucking of horizontal string. IOP Conf. series: Earth and Environmental science 69 (2017).
11. De-Li Gao, Wen-Jun Huang. A review of down-hole tubular string buckling in well engineering // Petroleum Science. August 2015, Volume 12, issue 3, pp. 443–457.
12. Vishwas P.G., Angel H.P., Kyle M.F., Randall S.M., Michael J.E. Extended-reach drilling project from onshore rig surpasses previous Sakhalin camaigns, sets wold records for MD. IADC.

References

1. Shayakhmetov V.Z., Emrikh Ye.K. Parametry i ekvivalentnyye nagruzki pod"yemnykh sistem burovykh ustanovok [Parameters and equivalent loads of lifting systems of drilling rigs]. Bureniye i neft' [Drilling and Oil], 2018, no. 6, pp. 37–41. (In Russian).
2. ISO 18647. Petroleum and natural gas industries-Modular drilling rigs for offshore fixed platforms. First edition. 2017-08. Available at: https://www.iso.org/standard/63128.html (accessed 08.08.2019).
3. Dinamika rynka bureniya v 1917 godu vnushayet optimizm [The dynamics of the drilling market in 1917 is encouraging]. Rogtek, 2018,April, 24. (In Russian).
4. Rossiyskiy rynok burovogo oborudovaniya: prognoz do 2030 goda, osnovnyye vyvody i tendentsii [The Russian market of drilling equipment: forecast until 2030, key findings and trends]. Rogtek, no. 57. (In Russian).
5. INTEQ. Drilling Engineering Workbook. A Distributed Learning Corse. 80270H Rev.B. [Электронный ресурс]. URL: https://pdfslide.net/documents/drilling-engineering-workbook-home-mesamsfacewebscomdocumentsbaker-huges.html (дата обращения: 08.09.2019).
6. API Spec. 7. Specification of Rotary Drill Stem Elements. Available at: https://www.api.org/~/media/Files/Certification/Monogram-APIQR/0_API-Monogram-APIQR/Advisories-Updates/Addenda-Errata/API_7-1_1st-Edition_Addendum-2_August-2009.pdf (accessed 10.09.2019).
7. API RP 7G. Recommend Practice for Inspection and Classification of used Drill Stem Elements. Available at: https://pslcolombia.com/documentos/API%20RP%207G%20Drill%20String%2016th%20Ed%201998.pdf (accessed 10.09.2019).
8. API Spec.7-2. Threading and Gauging of Rotary Shouldered Connection Available at: https://www.academia.edu/7758209/Specification_for_Threading_and_Gauging_of_Rotary_Shouldered_Thread_Connections (дата обращения:03.09.2019).
9. API RP 9B. Recommend Practice on Application Care and Wire Rope of Oil Field Service. Available at: http://www.gangsisheng.js.cn/pdf/%E7%9F%B3%E6%B2%B9%E5%A4%A9%E7%84%B6%E6%B0%94%E7%94%A8%E9%92%A2%E4%B8%9D%E7%BB%B3%E6%A0%87%E5%87%86APIRP9B2005.pdf (accessed 08.09.2019).
10. Reb F.S., Нao L.Z., Wang B.J. and Zhu A.H. Effect analysis of friction on the bucking of horizontal string. IOP Conf. series: Earth and Environmental science 69 (2017).
11. De-Li Gao, Wen-Jun Huang. A review of down-hole tubular string buckling in well engineering. Petroleum Science. August 2015, vol. 12, issue 3, pp. 443–457.
12. Vishwas P.G., Angel H.P., Kyle M.F., Randall S.M., Michael J.E. Extended-reach drilling project from onshore rig surpasses previous Sakhalin camaigns, sets wold records for MD. IADC Publ.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Шаяхметов В.З.

    Шаяхметов В.З.

    к.т.н., главный специалист по перспективному проектированию

    ООО «НПЦ «Металлург»

    Эмрих Е.К.

    Эмрих Е.К.

    директор департамента бурового оборудования, главный конструктор

    ООО «НПЦ «Металлург»

    Просмотров статьи: 2968

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru