Бурильная колонна: трубы, замки, УБТ и ТБТ

Кратко о главном

Колонна — это бурильные трубы (почти вся длина), а внизу КНБК: УБТ, центраторы, ясс, переводники, иногда двигатель и приборы MWD. Между УБТ и трубами ставят толстостенные трубы (ТБТ), чтобы жёсткость менялась не скачком.
Трубу описывают наружным диаметром, номинальной погонной массой, группой прочности, классом длины и замком: например, 127 мм (5″), 19,50 lb/ft, S-135, класс длины 2, замок NC50. Число в обозначении группы — минимальный предел текучести в тысячах psi: у S-135 — 931 МПа.
Замок — утолщённые ниппель и муфта, приваренные к концам трубы. Герметичность и жёсткость соединения даёт упорный торец, поджатый моментом свинчивания; коническая резьба лишь стягивает торцы.
УБТ — толстостенные трубы, часть веса которых передают на долото, пока бурильные трубы над ними остаются растянутыми. Резьбу УБТ нарезают в самом теле, и соединение — их слабое место.
Прочность тела трубы на растяжение $F_y = Y_p A$ , на кручение $M_y = Y_p J/(\sqrt3\,r)$ , где $r = D/2$ . Износ стенки на 20 % (граница класса «премиум») снижает обе примерно на пятую часть, а растяжение уменьшает допустимый крутящий момент.
Изношенные трубы проверяют электромагнитным, ультразвуковым и магнитопорошковым методами и делят на классы по остатку стенки: «премиум» — не менее 80 %, класс 2 — не менее 70 %.

Ключевые соотношения

F_y = Y_p\,\dfrac{\pi}{4}\left(D^2 - d^2\right)

растягивающая нагрузка, при которой тело трубы достигает предела текучести

M_y = \dfrac{Y_p}{\sqrt3}\cdot\dfrac{J}{D/2}, \quad J = \dfrac{\pi}{32}\left(D^4 - d^4\right)

крутящий момент, при котором наружная поверхность тела трубы достигает текучести (критерий Мизеса)

D_{\text{изн}} = d + 2\beta t

наружный диаметр трубы, изношенной равномерно снаружи: $\beta$ — доля оставшейся стенки (0,8 на границе класса «премиум»)

W = \dfrac{\pi\left(D^4 - d^4\right)}{32\,D}

осевой момент сопротивления сечения: по нему сравнивают жёсткость соседних элементов КНБК

Где чаще всего ошибаются

Принимать номинальную погонную массу трубы (19,50 lb/ft) за фактическую массу с замками — фактическая больше.
Считать, что соединение герметизирует резьба, а не упорный торец.
Брать для изношенной колонны паспортную прочность новой трубы.
Забывать, что допустимый крутящий момент колонны часто ограничивает замок, а не тело трубы.
Ставить ясс у нейтральной точки или сразу над центратором.

После урока вы сможете

перечислить элементы бурильной колонны сверху вниз и объяснить, зачем нужен каждый;
расшифровать обозначение бурильной трубы — размер, номинальная погонная масса, группа прочности, класс длины, тип замка — и найти по нему размеры трубы и предел текучести стали;
объяснить устройство замка: почему соединение герметизирует упорный торец, а не резьба, и зачем замок свинчивают заданным моментом;
объяснить, почему нагрузку на долото создают УБТ, зачем нужны толстостенные трубы и плавный переход жёсткости и что делают центраторы, расширители, яссы, амортизаторы и переводники;
рассчитать прочность тела трубы на растяжение и кручение — новой и изношенной — и объяснить классы износа и методы дефектоскопии;
описать, как колонна соединяется с ведущей трубой или верхним приводом и чем её перекрывают сверху.

Из чего состоит колонна

Бурильная колонна делает сразу несколько дел. Она подвешивает долото и передаёт на него часть веса нижних тяжёлых труб — нагрузку на долото (weight on bit). Она передаёт крутящий момент от верхнего привода или ротора к долоту. По ней к долоту идёт буровой раствор, а вверх — гидроимпульсные сигналы приборов MWD. На ней же спускают испытатели пластов, ловильный инструмент и хвостовики, через неё устанавливают цементные мосты.

Элементы бурильной колонны сверху вниз

Элемент: Верхний привод (top drive) или ведущая труба (kelly) с кранами и переводником
Зачем нужен: вращает колонну, подаёт в неё раствор; краны перекрывают колонну изнутри
Где стоит: над рабочей площадкой

Элемент: Бурильные трубы (drill pipe)
Зачем нужен: основная длина: вращение, раствор, натяжка
Где стоит: от устья до ТБТ

Элемент: Толстостенные бурильные трубы (ТБТ, HWDP)
Зачем нужен: плавный переход жёсткости; в наклонных стволах — часть нагрузки на долото
Где стоит: над УБТ

Элемент: Ясс (jar)
Зачем нужен: удар вверх или вниз при прихвате
Где стоит: в ТБТ или в верхней части УБТ

Элемент: Утяжелённые бурильные трубы (УБТ, drill collars)
Зачем нужен: нагрузка на долото, жёсткость низа колонны
Где стоит: над долотом

Элемент: Центраторы и расширители (stabilizers, reamers)
Зачем нужен: центрируют УБТ, задают направление, калибруют ствол
Где стоит: между УБТ и над долотом

Элемент: Переводники, амортизатор, двигатель, приборы MWD и LWD
Зачем нужен: соединяют разные резьбы, гасят вибрацию, вращают долото, измеряют
Где стоит: в КНБК

Элемент: Долото (bit)
Зачем нужен: разрушает породу
Где стоит: внизу

Элемент	Зачем нужен	Где стоит
Верхний привод (top drive) или ведущая труба (kelly) с кранами и переводником	вращает колонну, подаёт в неё раствор; краны перекрывают колонну изнутри	над рабочей площадкой
Бурильные трубы (drill pipe)	основная длина: вращение, раствор, натяжка	от устья до ТБТ
Толстостенные бурильные трубы (ТБТ, HWDP)	плавный переход жёсткости; в наклонных стволах — часть нагрузки на долото	над УБТ
Ясс (jar)	удар вверх или вниз при прихвате	в ТБТ или в верхней части УБТ
Утяжелённые бурильные трубы (УБТ, drill collars)	нагрузка на долото, жёсткость низа колонны	над долотом
Центраторы и расширители (stabilizers, reamers)	центрируют УБТ, задают направление, калибруют ствол	между УБТ и над долотом
Переводники, амортизатор, двигатель, приборы MWD и LWD	соединяют разные резьбы, гасят вибрацию, вращают долото, измеряют	в КНБК
Долото (bit)	разрушает породу	внизу

КНБК занимает обычно от нескольких десятков до двух-трёх сотен метров; остальная длина — бурильные трубы. Долота — тема урока Буровые долота: типы и конструкция, двигатели, роторные управляемые системы и MWD — урока Отклоняющие инструменты и забойные двигатели.

СхемаБурильная колонна от верхнего привода до долота (схема, не в масштабе): бурильные трубы с замками, толстостенные трубы с центральной высадкой и ясс, УБТ с центраторами, немагнитная УБТ с датчиками MWD, наддолотный переводник и долото.

Каждый элемент колонны на буровой измеряют и записывают в меру колонны (pipe tally): глубину долота бурильщик знает только как сумму длин всего, что спущено в скважину. Внутренние диаметры из той же меры нужны для расчёта объёмов и потерь давления в колонне (Потери давления при циркуляции).

Бурильные трубы

Бурильная труба — это бесшовная стальная труба, на концах которой стенка утолщена высадкой (upset): внутренней, наружной или комбинированной (в английских обозначениях IU, EU, IEU; в российском ГОСТ Р 50278-92 на трубы с приварными замками — типы ПВ, ПН и ПК). К высаженным концам приваривают трением замки: снизу ниппель (pin) с наружной резьбой, сверху муфту (box) с внутренней. Высадка нужна, чтобы сварной шов и переход к замку были прочнее тела трубы. Трубы спускают ниппелем вниз и свинчивают по две-три в свечи (stands): при подъёме колонну развинчивают не на отдельные трубы, а на свечи и ставят их на подсвечник.

Трубу обозначают так: 127 мм (5″), 19,50 lb/ft, S-135, класс длины 2, замок NC50. Первое число — наружный диаметр тела трубы. Второе — номинальная погонная масса (nominal weight): по сути, условное обозначение толщины стенки; фактическая масса метра с замками и высадками больше, её берут из каталога изготовителя. Дальше идут группа прочности, класс длины и тип замка.

Распространённые размеры бурильных труб

Наружный диаметр: 88,9 мм (3½″)
Номинальная масса: 13,30 lb/ft
Стенка и канал, мм: 9,35; 70,2
Типичный замок: NC38

Наружный диаметр: 114,3 мм (4½″)
Номинальная масса: 16,60 lb/ft
Стенка и канал, мм: 8,56; 97,2
Типичный замок: NC46

Наружный диаметр: 127,0 мм (5″)
Номинальная масса: 19,50 lb/ft
Стенка и канал, мм: 9,19; 108,6
Типичный замок: NC50

Наружный диаметр: 139,7 мм (5½″)
Номинальная масса: 21,90 lb/ft
Стенка и канал, мм: 9,17; 121,4
Типичный замок: 5½ FH

Наружный диаметр: 168,3 мм (6⅝″)
Номинальная масса: 25,20 lb/ft
Стенка и канал, мм: 8,38; 151,5
Типичный замок: 6⅝ FH

Наружный диаметр	Номинальная масса	Стенка и канал, мм	Типичный замок
88,9 мм (3½″)	13,30 lb/ft	9,35; 70,2	NC38
114,3 мм (4½″)	16,60 lb/ft	8,56; 97,2	NC46
127,0 мм (5″)	19,50 lb/ft	9,19; 108,6	NC50
139,7 мм (5½″)	21,90 lb/ft	9,17; 121,4	5½ FH
168,3 мм (6⅝″)	25,20 lb/ft	8,38; 151,5	6⅝ FH

Размеры тела трубы по стандарту API Spec 5DP (ISO 11961); у каждого диаметра есть и более толстостенные трубы. Замок для данного размера трубы может быть и другим. 1 lb/ft = 1,488 кг/м.

Как и у обсадных труб (группы прочности), сталь бурильных труб делят на группы прочности (grades): буква обозначает группу, число — минимальный предел текучести в тысячах psi (ksi). Для бурильных труб стандарт задаёт и верхнюю границу предела текучести, и минимальное временное сопротивление.

Группы прочности тела бурильных труб

Группа: E-75
Предел текучести, МПа: 517–724
Временное сопротивление, МПа, не менее: 689

Группа: X-95
Предел текучести, МПа: 655–862
Временное сопротивление, МПа, не менее: 724

Группа: G-105
Предел текучести, МПа: 724–931
Временное сопротивление, МПа, не менее: 793

Группа: S-135
Предел текучести, МПа: 931–1138
Временное сопротивление, МПа, не менее: 1000

Группа	Предел текучести, МПа	Временное сопротивление, МПа, не менее
E-75	517–724	689
X-95	655–862	724
G-105	724–931	793
S-135	931–1138	1000

По API Spec 5DP (ISO 11961), значения округлены; 1 ksi = 6,895 МПа. Сталь замков — не менее 827 МПа (120 ksi). Для сверхглубоких скважин и скважин с большим отходом выпускают и более прочные трубы, например групп Z-140 и V-150. Межгосударственный ГОСТ 32696-2014, построенный на ISO 11961, приняли, в частности, Россия (действует с 2016 года), Беларусь, Кыргызстан и Таджикистан; в нём те же группы E, X, G, S, а также D, V и исполнения для сред с сероводородом. В российском ГОСТ Р 50278-92 группы прочности обозначены буквами Д, Е, Л, М, Р.

Классы длины бурильных труб

Класс длины (range): 1
Длина трубы с замками, м: 6,10–7,01
Футы: 20–23

Класс длины (range): 2
Длина трубы с замками, м: 8,84–9,75
Футы: 29–32

Класс длины (range): 3
Длина трубы с замками, м: 12,19–13,72
Футы: 40–45

Класс длины (range)	Длина трубы с замками, м	Футы
1	6,10–7,01	20–23
2	8,84–9,75	29–32
3	12,19–13,72	40–45

По API Spec 5DP (ISO 11961, ГОСТ 32696): длина трубы с приваренными замками от торца муфты до упорного торца ниппеля. В старых справочниках классы часто даны по длине тела трубы — 18–22, 27–30 и 38–45 футов. Чаще всего применяют трубы класса длины 2, около 9,5 м. Каждую трубу всё равно измеряют: длины в пределах класса разные.

Прочнее — не всегда лучше. Чем прочнее и твёрже сталь, тем она чувствительнее к сульфидному растрескиванию (sulfide stress cracking) в присутствии сероводорода — механизм тот же, что у обсадных труб. Трубы S-135 в такой среде могут лопнуть без заметного износа. Поэтому там, где можно вскрыть сероводород, применяют трубы специального исполнения с ограниченной твёрдостью, держат раствор щелочным и вводят в него нейтрализаторы сероводорода, например соединения цинка.

Какие нагрузки выдерживает бурильная труба и отчего она выходит из строя:

растяжение — от веса колонны ниже данного сечения и от натяжки при подъёме и расхаживании прихваченной колонны;
кручение — от сопротивления вращению долота и трения колонны о стенки, особенно в наклонных стволах;
знакопеременный изгиб — в искривлённом участке ствола вращающаяся труба на каждом обороте попеременно растягивается и сжимается с внешней и внутренней стороны изгиба; так накапливается усталость (fatigue);
вибрации — продольные (подпрыгивание долота), крутильные (рывками «залипание — проскальзывание») и поперечные (биение колонны о стенки);
давление — изнутри при закачке, снаружи при спуске пустой колонны, например при испытании пласта на трубах;
коррозия — от растворённого в растворе кислорода, углекислого газа, сероводорода и солей. Она особенно опасна вместе с усталостью: циклический изгиб разрушает защитные плёнки, и трещины растут быстрее (коррозионная усталость). Против кислорода в раствор вводят поглотители, например сульфит натрия;
износ — трение замков и тела трубы об обсадную колонну и породу, следы клиньев.

Типичная авария начинается с усталостной трещины — чаще всего в теле трубы недалеко от высадки, где сечение меняется, или в зоне захвата клиньями. Через трещину начинает прорываться раствор: это промыв (washout). Если его не заметить, трещина растёт до слома колонны (twist-off), и оставшуюся в скважине часть приходится извлекать ловильными работами. Признак промыва — снижение давления на стояке при неизменной подаче насосов.

Замки и замковые резьбы

Бурильный замок (tool joint) — массивные концы трубы с резьбой: ниппель внизу и муфта вверху. Наружный диаметр замка больше, а внутренний меньше, чем у тела трубы: стенка должна вместить резьбу и выдержать момент свинчивания. Ключи и клинья захватывают трубу за замок или рядом с ним, а элеватор держит её под коническим заплечиком муфты.

Ниппель и муфта (pin, box): наружная и внутренняя части соединения; ниппель — на нижнем конце трубы, муфта — на верхнем.
Упорный торец (shoulder): плоские кольцевые торцы муфты и ниппеля, которые при свинчивании прижимаются друг к другу. Только этот стык герметизирует соединение, а его поджатие придаёт замку жёсткость на изгиб.
Замковая резьба (rotary shouldered connection): крупная коническая резьба: у распространённых соединений NC — 4 нитки на дюйм и конусность 1 : 6. Ниппель входит в муфту глубоко и свинчивается за несколько оборотов.
Заплечик под элеватор (elevator shoulder): конический переход от муфты замка к телу трубы с углом 18°: на него опирается элеватор при спуске и подъёме.
Твёрдосплавная наплавка (hardbanding): износостойкий пояс на наружной поверхности замка; защищает замок от истирания о породу и обсадную колонну. В обсаженных стволах применяют наплавки, щадящие обсадную колонну.

СхемаСвинченный бурильный замок в продольном разрезе (схема, не в масштабе): ниппель верхней трубы вошёл в муфту нижней; коническая резьба стягивает соединение, а герметичность даёт упорный торец. Видны высадки, сварные швы, заплечик под элеватор и наплавка на муфте.

Почему уплотняет торец, а не резьба? Между витками крупной конической резьбы остаются зазоры, а резьбовая смазка не держит высокое давление. Зато при свинчивании резьба работает как винтовой домкрат: момент свинчивания превращается в большую осевую силу, которая прижимает торцы друг к другу. Пока это предварительное поджатие больше, чем стремятся раскрыть стык изгиб и растяжение, торцы не расходятся, раствор не проходит, а переменные напряжения в резьбе малы.

Мало момента — при изгибе в искривлённом стволе стык раскрывается с одной стороны. Раствор размывает торцы и резьбу (промыв по замку), а ниппель получает знакопеременные напряжения и ломается от усталости.
Слишком много момента — сталь замка течёт: раздувается муфта, вытягивается ниппель, сминаются торцы.
Рабочий момент больше момента свинчивания — соединения докрепляются в скважине и могут потечь так же, как при пересвинчивании. Поэтому ограничение момента на верхнем приводе выставляют ниже момента свинчивания самого слабого соединения в колонне.

Рекомендуемый момент свинчивания (make-up torque) изготовители и стандарты рассчитывают так, чтобы напряжение в более слабом элементе — ниппеле или муфте — составило около 60 % предела текучести стали замка. Момент, который даёт заданное поджатие, зависит от резьбовой смазки: смазки с металлическим порошком (цинк, медь) и без металлов имеют разные коэффициенты трения, и паспортный момент указывают для определённой смазки. Прочность замка на кручение бывает и больше, и заметно меньше прочности тела трубы. Обычно стремятся, чтобы она была не меньше примерно 0,8 прочности тела, но бывает и ниже: у трубы 127 мм группы S-135 с замком NC50 168 × 83 мм — около 0,7, и по кручению такую колонну ограничивает замок. Для скважин с большим отходом, где моменты особенно велики, выпускают двухупорные (double-shoulder) соединения с дополнительным внутренним торцом.

Обозначения замковых резьб. У стандартных соединений NC (numbered connection) число — средний диаметр резьбы ниппеля в основной плоскости в десятых долях дюйма: у NC50 он около 5,0″ (128 мм). Многие из них взаимозаменяемы со старыми типами: NC50 — с 4½″ IF, NC46 — с 4″ IF, NC38 — с 3½″ IF. Встречаются и резьбы REG (regular, на долотах и переводниках) и FH (full hole). В стандарте СНГ (ГОСТ 28487) замковую резьбу обозначают буквой З и диаметром большего основания конуса ниппеля в миллиметрах, например З-133. Соединения разных типов свинчивают только через переходный переводник.

УБТ и толстостенные трубы

Утяжелённые бурильные трубы (УБТ, drill collars) — толстостенные трубы длиной около 9–9,5 м с небольшим каналом. Метр УБТ весит в несколько раз больше метра бурильной трубы. Именно часть веса УБТ бурильщик передаёт на долото, приспуская колонну: бурильные трубы над ними остаются растянутыми. Сжатая бурильная труба теряет устойчивость и изгибается волной, а при вращении быстро накапливает усталость. Где проходит граница между растянутой и сжатой частью колонны (нейтральная точка) и сколько УБТ нужно для заданной нагрузки, рассчитывают отдельно (Расчёт бурильной колонны).

Вторая задача УБТ — жёсткость. Толстые трубы меньше прогибаются под нагрузкой, держат долото по оси ствола и вместе с центраторами задают, будет ли ствол набирать, держать или снижать угол (компоновки без двигателя).

Масса метра УБТ

m = \rho_{\text{ст}}\,\frac{\pi}{4}\left(D^2 - d^2\right)

где:

$m$ масса метра гладкой УБТ (без учёта проточек и спирали), кг/м
$\rho_{\text{ст}}$ плотность стали, 7850 кг/м³, кг/м³
$D,\ d$ наружный диаметр и диаметр канала, м

Единицы: СИ

Справедливо, если

гладкая цилиндрическая труба; проточки, спиральные канавки и резьбы немного уменьшают массу;
вес в растворе получают умножением на коэффициент плавучести $1 - \rho_m/\rho_{\text{ст}}$ , как для обсадных труб.

Масса растёт с квадратом наружного диаметра, поэтому при той же длине крупные УБТ дают несравнимо больший вес, чем бурильные трубы.

В других системах единиц (2)

Метрические единицы

m\,[\text{кг/м}] = 0{,}006165\left(D^2 - d^2\right)\;[\text{мм}]

$D$ и $d$ — мм.

$0{,}006165 = 7850\cdot\pi/4\cdot 10^{-6}$ .

Промысловые единицы (oilfield)

m\,[\text{lb/ft}] = 2{,}67\left(D^2 - d^2\right)\;[\text{in}]

$D$ и $d$ — дюймы.

$2{,}67 = 490\cdot\pi/4/144$ : сталь 490 lb/ft³, 144 квадратных дюйма в квадратном футе.

Некоторые размеры УБТ и масса метра по формуле

УБТ: диаметр × канал: 120,7 × 57,2 мм (4¾ × 2¼″)
Масса, кг/м: 70
lb/ft: 47
Типичный ствол: 152–156 мм

УБТ: диаметр × канал: 165,1 × 71,4 мм (6½ × 2 13/16″)
Масса, кг/м: 137
lb/ft: 92
Типичный ствол: 215,9 мм

УБТ: диаметр × канал: 203,2 × 71,4 мм (8 × 2 13/16″)
Масса, кг/м: 223
lb/ft: 150
Типичный ствол: 311,1 мм

УБТ: диаметр × канал: 241,3 × 76,2 мм (9½ × 3″)
Масса, кг/м: 323
lb/ft: 217
Типичный ствол: 444,5 мм

УБТ: диаметр × канал	Масса, кг/м	lb/ft	Типичный ствол
120,7 × 57,2 мм (4¾ × 2¼″)	70	47	152–156 мм
165,1 × 71,4 мм (6½ × 2 13/16″)	137	92	215,9 мм
203,2 × 71,4 мм (8 × 2 13/16″)	223	150	311,1 мм
241,3 × 76,2 мм (9½ × 3″)	323	217	444,5 мм

Масса гладкой трубы по формуле выше; в каталогах — с округлением. Для сравнения: тело бурильной трубы 127 × 9,19 мм весит 26,7 кг/м, с замками — около 31–35 кг/м в зависимости от замка.

Соединения УБТ. Замков у УБТ нет: резьбу нарезают прямо в теле, и это слабое место трубы. На резьбу приходится изгиб жёсткой трубы, поэтому соединения УБТ свинчивают строго по моменту, смазывают смазкой с металлическим порошком и снабжают разгрузочными элементами: канавкой на ниппеле (stress-relief groove) и расточкой муфты за резьбой (boreback). Размеры соединения подбирают так, чтобы ни муфта, ни ниппель не были заметно слабее другого. Мерой служит отношение прочности на изгиб (bending strength ratio) — отношение моментов сопротивления сечений муфты и ниппеля; по опыту, сбалансированным считают соединение с отношением около 2,5. При износе муфты по наружному диаметру отношение падает, и соединение начинает ломаться по муфте, а при отношении заметно больше нормы слабым местом становится ниппель.

Гладкие УБТ (slick) — круглые по всей длине; самые распространённые.
Спиральные УБТ (spiral) — со спиральными канавками на наружной поверхности. Они почти не легче гладких, но касаются стенки гораздо меньшей площадью и поэтому реже прилипают к ней, когда давление раствора больше пластового (прихват под действием перепада давления, differential sticking).
Квадратные УБТ — сечение почти во весь ствол; дают наибольшую жёсткость, применяются редко.
Немагнитные УБТ (non-magnetic drill collars) — из немагнитной нержавеющей стали (раньше — из никелево-медного сплава «монель»). В них размещают датчики направления MWD, чтобы сталь колонны не искажала показания магнитометров (что видит бурильщик).
Короткие УБТ (pony collars) и УБТ с проточками под элеватор и клинья (slip and elevator recess) — для подгонки расстояний между центраторами и для работы без подъёмного патрубка.

Толстостенные бурильные трубы (ТБТ, heavy-weight drill pipe, HWDP) — промежуточное звено между УБТ и бурильными трубами. У ТБТ 127 мм канал около 76 мм (3″), замки удлинённые — около 168 мм (6⅝″) по диаметру, а посередине трубы есть центральная высадка — утолщение около 140 мм (5½″), которое держит тело трубы над стенкой. Масса метра с замками — около 75 кг/м, то есть больше, чем у бурильной трубы, но намного меньше, чем у УБТ. Наружный диаметр тела и тип замка — как у бурильных труб того же размера, поэтому ТБТ работают с тем же инструментом. Их задачи:

плавный переход жёсткости. На переходе от очень жёстких УБТ к гибким бурильным трубам изгиб сосредоточивается в нескольких первых трубах, и они быстро накапливают усталость. ТБТ делят этот скачок на две ступени — см. пример ниже;
нагрузка на долото в наклонных и горизонтальных стволах. Там стенка ствола поддерживает трубы, и ТБТ могут работать сжатыми, пока не теряют устойчивость, заменяя часть УБТ: меньше момент и сопротивление при подъёме, ниже риск прилипания. В вертикальном стволе сжатая труба теряет устойчивость при малой нагрузке, поэтому там ТБТ, как и бурильные трубы, стараются держать растянутыми;
место для ясса — над УБТ, где он не попадает на нейтральную точку.

Расчётный примерСкачок жёсткости на переходе от УБТ к бурильным трубам

Исходные данные (условные)

УБТ: 203 × 80 мм — из маятниковой компоновки урока об отклоняющих инструментах; при необходимости — ещё секция 165,1 × 71,4 мм
ТБТ: тело 127 × 76,2 мм
Бурильные трубы: 127 × 9,19 мм, канал 108,62 мм

Решение

Момент сопротивления сечения $W = \pi(D^4 - d^4)/(32D)$ : УБТ 203 × 80 мм — 801,5 см³, ТБТ — 175,0 см³, бурильная труба — 93,5 см³.
Если навернуть бурильные трубы прямо на УБТ, отношение моментов сопротивления на переходе $801{,}5/93{,}5 = 8{,}57$ .
С ТБТ между ними получаются две ступени: УБТ → ТБТ 4,58, ТБТ → бурильные трубы 1,87.
Если между крупными УБТ и ТБТ поставить ещё секцию УБТ 165,1 × 71,4 мм ( $W$ = 426,4 см³), ступени будут 1,88, 2,44 и 1,87.
Для сравнения массы метра: УБТ 203 × 80 мм — 214,6 кг/м, тело бурильной трубы — 26,7 кг/м.

Ответ: Прямой переход даёт скачок момента сопротивления в 8,57 раза; с ТБТ наибольшая ступень — 4,58, с промежуточной секцией УБТ — 2,44.

Что это значит. На практике придерживаются правила: отношение моментов сопротивления соседних элементов колонны не больше примерно 5,5 в обычных условиях и 3,5 в тяжёлых — в твёрдых породах, при сильной вибрации, там, где колонны уже ломались. Прямой переход с 8,57 не годится ни там, ни там; ТБТ приводят его к норме для обычных условий, а с промежуточной секцией УБТ ступени укладываются и в жёсткое правило. Правило эмпирическое и не заменяет расчёта на усталость, но оно простое и предупреждает поломки на переходах жёсткости. Размеры труб стандартные, компоновка условная.

Центраторы, расширители, яссы и переводники

Центраторы (stabilizers; в русскоязычной практике — также калибраторы) — короткие трубы с тремя-четырьмя прямыми или спиральными лопастями, наружный диаметр которых равен диаметру долота или немного меньше. Лопасти армируют твёрдым сплавом или вставками из карбида вольфрама. Центраторы держат УБТ посередине ствола, не дают им прогибаться и прижиматься к стенке, выравнивают нагрузку на долото и вместе с расстановкой по длине КНБК задают, как поведёт себя угол (набор, стабилизация, снижение).

Цельные центраторы (integral blade): лопасти выточены из одной заготовки с корпусом: самые прочные и распространённые.
С приварными лопастями (welded blade): дешевле, но лопасть может оторваться; их применяют в мягких породах.
Со сменной втулкой (sleeve-type): лопасти на втулке, которую можно сменить на буровой при износе или смене диаметра ствола.
Невращающиеся (non-rotating): резиновая втулка с лопастями стоит на месте, а вал вращается внутри: меньше износ и момент в твёрдых абразивных породах; ограничены по температуре.
Наддолотный и колонный: наддолотный навинчивают прямо на долото, у него муфты с обоих концов; колонный ставят между УБТ, у него ниппель и муфта.

Центратор, изношенный по диаметру, перестаёт делать свою работу, и компоновка ведёт себя иначе, чем рассчитывали. Поэтому после каждого подъёма его диаметр проверяют калибровочным кольцом и меняют, когда износ превышает допуск программы бурения.

Расширители (reamers). Шарошечный калибратор (roller reamer) вместо лопастей несёт ролики-шарошки с твердосплавными вставками. Он держит диаметр ствола в твёрдых абразивных породах, где долото быстро теряет калибр, и проходит уступы, желоба и резкие перегибы ствола с меньшим моментом, чем лопастной центратор. Расширители ствола (hole openers) увеличивают диаметр уже пробуренного пилотного ствола, а раздвижные расширители (underreamers) раскрывают резцы ниже узкого места — например, под башмаком колонны — и бурят ствол шире её внутреннего диаметра.

Ясс (пишут и «яс»; drilling jar) — ударный инструмент для освобождения прихваченной колонны. Когда бурильщик натягивает колонну, трубы над яссом растягиваются, как пружина. Ясс некоторое время не даёт им сократиться, а затем освобождает свою телескопическую часть, и молот с разгона бьёт по наковальне: энергия растяжения превращается в удар по прихваченному месту. Удар вниз создают, разгружая на ясс вес труб над ним.

Гидравлический ясс срабатывает с задержкой: масло медленно перетекает через узкий канал. Чем сильнее натяжка, тем сильнее удар, — силу удара бурильщик регулирует сам.
Механический ясс срабатывает при заранее установленной нагрузке и случайно при спуско-подъёме не срабатывает. Гидромеханические сочетают оба принципа; большинство современных яссов бьют и вверх, и вниз.
Ускоритель (accelerator) ставят над яссом: он накапливает энергию в сжатом газе или пружине, усиливает удар и бережёт трубы и вышку от ударной волны.
Где ставить. Не у нейтральной точки — там ясс работает на переменных нагрузках и устаёт или срабатывает сам; не сразу над центратором, где сильнее изгиб; не вплотную к переходному переводнику. Над яссом должно быть достаточно тяжёлых труб для удара вниз. Если ожидают прилипание к стенке, ясс поднимают выше в КНБК, чтобы прихват не пришёлся выше ясса. Место ясса изготовители рассчитывают для каждой компоновки.

Амортизатор (shock sub) ставят над долотом при бурении твёрдых пород: стальная пружина или упругий элемент гасит продольные колебания и удары долота о забой. Переводники (subs) — короткие детали КНБК с разными задачами:

переходный (crossover sub) соединяет элементы с разными резьбами или диаметрами;
наддолотный (bit sub) — с муфтами на обоих концах, часто с обратным клапаном (float valve), который не даёт раствору идти вверх по трубам (перекрытие колонны изнутри);
предохранительный (saver sub) ставят под ведущей трубой или верхним приводом: на нём изнашивается резьба при каждом наращивании, а дорогая деталь остаётся целой;
подъёмный патрубок (lift sub) навинчивают на УБТ без проточки, чтобы поднять её элеватором;
кривой переводник (bent sub) — источник перекоса в отклоняющих компоновках (кривой переводник);
циркуляционный (circulating sub) открывает окна над КНБК — например, чтобы закачать наполнитель против поглощения, минуя двигатель и долото.

Верх колонны: ведущая труба или верхний привод

При бурении с ротором колонну вращает ведущая бурильная труба (kelly) квадратного или шестигранного сечения. Она проходит через вкладыши ротора и может скользить вниз, продолжая вращаться. Стандартные ведущие трубы имеют длину 12,2 или 16,5 м (40 или 54 фута); пробурив на всю её рабочую длину, колонну наращивают на одну трубу. Верхнюю резьбу ведущей трубы, к вертлюгу, делают левой: правое вращение колонны её затягивает, а не отвинчивает. Над и под ведущей трубой стоят шаровые краны, а под нижним краном — предохранительный переводник.

Верхний привод (top drive) — двигатель, подвешенный на талевом блоке, вращает колонну напрямую через свой вал. Он даёт три главных преимущества: бурение сразу свечой из двух-трёх труб (меньше наращиваний), вращение и промывку при подъёме колонны (проработка ствола «на выход») и возможность в любой момент быстро соединиться с колонной на любой высоте — при прихвате или при проявлении во время спуско-подъёма. В верхний привод встроены два шаровых крана — верхний с дистанционным управлением и нижний ручной, — механический ключ для свинчивания и развинчивания и предохранительный переводник.

Ограничение крутящего момента на верхнем приводе связывает его с прочностью колонны: его выставляют ниже момента свинчивания самого слабого соединения и ниже допустимого момента тела трубы. Устройство ротора, вертлюга и верхнего привода — тема урока Циркуляционная и вращающая системы буровой, а роль кранов при проявлении — урока о противовыбросовом оборудовании.

Прочность тела трубы на растяжение и кручение

В каталогах для каждой трубы указаны паспортные характеристики: растягивающая нагрузка и крутящий момент, при которых тело трубы достигает предела текучести, внутреннее давление текучести и сминающее давление. Давления считают по тем же формулам, что и для обсадных труб (прочностные характеристики трубы); для бурильной колонны смятие важно, когда её спускают пустой, например с испытателем пластов. Все паспортные значения рассчитаны для минимального предела текучести, для каждой нагрузки по отдельности и без коэффициентов запаса.

Прочность тела трубы на растяжение

F_y = Y_p\,A = Y_p\,\frac{\pi}{4}\left(D^2 - d^2\right)

где:

$F_y$ растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает минимального предела текучести (tensile yield), Н
$Y_p$ минимальный предел текучести группы прочности, МПа
$A$ площадь сечения стенки тела трубы, мм²
$D,\ d$ наружный и внутренний диаметры тела трубы, мм

Единицы: МПа × мм² = Н

Справедливо, если

нагрузка осевая и равномерная по сечению; изгиба, кручения и давления нет;
номинальные размеры новой трубы; для изношенной берут уменьшенный наружный диаметр;
это предел текучести, а не разрушение: выше него труба остаточно вытягивается. Рабочую нагрузку берут с запасом.

Прочность растёт пропорционально пределу текучести и площади стенки. Замок и высадка рассчитаны прочнее тела, поэтому на растяжение колонну обычно ограничивает тело трубы.

Прочность тела трубы на кручение

M_y = \frac{Y_p}{\sqrt3}\cdot\frac{J}{D/2}, \qquad J = \frac{\pi}{32}\left(D^4 - d^4\right)

где:

$M_y$ крутящий момент, при котором касательное напряжение на наружной поверхности достигает предела текучести при сдвиге (torsional yield), Н·мм
$Y_p/\sqrt3$ предел текучести при чистом сдвиге по критерию Мизеса — около 0,577 предела текучести при растяжении, МПа
$J$ полярный момент инерции сечения тела трубы, мм⁴
$D,\ d$ наружный и внутренний диаметры, мм

Единицы: МПа, мм; момент в Н·мм (делением на $10^6$ — в кН·м)

Справедливо, если

чистое кручение; касательное напряжение растёт линейно от оси к наружной поверхности, текучесть начинается на ней;
растяжение не учтено — при натяжении допустимый момент меньше (раздел для углублённого изучения);
характеристика тела трубы; замок проверяют отдельно по его собственному моменту текучести.

Момент растёт с пределом текучести и особенно быстро — с наружным диаметром: $J/(D/2)$ увеличивается почти как куб диаметра. Поэтому износ снаружи отнимает прочность на кручение чуть быстрее, чем на растяжение (в примере ниже — 78 % против 79 % от новой трубы).

В других системах единиц (1)

Промысловые единицы (oilfield)

Q\,[\text{ft·lbf}] = 0{,}096167\,\frac{J\,[\text{in}^4]\;Y_p\,[\text{psi}]}{D\,[\text{in}]}

$J$ — дюймы в четвёртой степени, $Y_p$ — psi, $D$ — дюймы, $Q$ — фунт-сила·фут.

$0{,}096167 = 2\cdot 0{,}577/12$ : $0{,}577 \approx 1/\sqrt3$ , двойка — от радиуса $D/2$ , 12 переводит дюйм-фунты в фут-фунты. По этой форме считают паспортные моменты в каталогах.

Износ уменьшает обе характеристики. Для изношенной трубы паспортные значения считают так, будто стенка истёрта равномерно снаружи до допустимого остатка $\beta t$ , а канал прежний: наружный диаметр становится $D_{\text{изн}} = d + 2\beta t$ . На границе класса «премиум» $\beta = 0{,}8$ . Реальный износ обычно односторонний, и при той же наименьшей толщине стенки металла в сечении остаётся больше — допущение о равномерном износе идёт в запас.

Расчётный примерПрочность трубы 127 × 9,19 мм группы S-135: новой и изношенной

Исходные данные (условные)

Тело трубы: 127 × 9,19 мм (5″, 19,50 lb/ft)
Группа прочности: S-135: $Y_p$ = 931 МПа (135 000 psi)
Износ: равномерный снаружи, остаток стенки 80 % (граница класса «премиум»)

Решение

Канал $d = 127 - 2\cdot 9{,}19 = 108{,}62$ мм; площадь стенки $A = \frac{\pi}{4}(127^2 - 108{,}62^2) = 3401$ мм².
Растяжение: $F_y = 931\cdot 3401 = 3{,}17$ МН, около 323 тс.
Кручение: $J = \frac{\pi}{32}(127^4 - 108{,}62^4) = 11{,}874\cdot 10^6$ мм⁴; $M_y = \dfrac{931}{\sqrt3}\cdot\dfrac{11{,}874\cdot10^6}{63{,}5} = 100{,}5$ кН·м.
Проверка в промысловых единицах: при $D$ = 5″, $d$ = 4,276″ и $Y_p$ = 135 000 psi формула каталогов даёт 74 100 фунт-силы·фут и 712 тыс. фунтов на растяжение — те же значения, что в таблицах стандарта для этой трубы.
Изношенная труба: $D_{\text{изн}} = 108{,}62 + 2\cdot 0{,}8\cdot 9{,}19 = 123{,}324$ мм; $A = 2679$ мм², $F_y = 2{,}49$ МН, $M_y = 78{,}8$ кН·м — 79 % и 78 % от новой.
Для сравнения, новая труба того же размера группы G-105 ( $Y_p$ = 724 МПа): $F_y = 2{,}46$ МН, $M_y = 78{,}2$ кН·м.

Ответ: Новая труба S-135 начинает течь при растяжении 3,17 МН или кручении 100,5 кН·м; изношенная до границы класса «премиум» — при 2,49 МН или 78,8 кН·м.

Что это значит. Износ стенки на пятую часть отнимает примерно пятую часть прочности и на растяжение, и на кручение, и изношенная труба S-135 оказывается почти равна новой G-105. Это пределы текучести одного тела трубы без коэффициентов запаса и без совместного действия нагрузок: рабочие нагрузки берут с запасом (Расчёт бурильной колонны), а допустимый крутящий момент колонны нередко ограничивает замок с его моментом свинчивания. Размеры и группы прочности стандартные, износ условный.

У замка своя прочность на кручение — её считают по сечениям ниппеля и муфты в резьбе — и свой рекомендуемый момент свинчивания. Когда замок изнашивается по наружному диаметру, слабеет муфта, поэтому при дефектоскопии замки классифицируют отдельно — по наименьшему наружному диаметру и ширине упорного торца.

Износ, дефектоскопия и классы труб

Бурильная труба служит на многих скважинах, и её состояние меняется от рейса к рейсу: истираются замки и тело трубы, появляются следы клиньев, коррозионные язвины на внутренней поверхности, усталостные трещины у высадок, повреждения резьб и торцов, раздувается муфта, вытягивается ниппель. Поэтому трубы периодически проверяют неразрушающими методами — проводят дефектоскопию (inspection) — и по её результатам относят к классу или бракуют.

Методы контроля бурильных труб

Метод: Осмотр и обмер
Что находит: повреждения резьб и торцов, износ замков, ширину торца, раздутие муфты
Ограничения: только видимое снаружи; внутри — после очистки

Метод: Электромагнитный контроль тела трубы (EMI)
Что находит: поперечные и продольные трещины, язвины, утонение стенки по всей длине
Ограничения: высадки и замки не охватывает; находки уточняют другими методами

Метод: Ультразвуковой контроль (UT)
Что находит: толщину стенки; трещины в высадках и в зоне клиньев
Ограничения: нужна подготовка поверхности, контролирует выбранные зоны

Метод: Магнитопорошковый контроль (MPI)
Что находит: поверхностные трещины в резьбах, у торцов, в высадках; обычно флуоресцентный порошок в ультрафиолете
Ограничения: не видит внутренних дефектов; на немагнитных УБТ заменяется капиллярным контролем

Метод	Что находит	Ограничения
Осмотр и обмер	повреждения резьб и торцов, износ замков, ширину торца, раздутие муфты	только видимое снаружи; внутри — после очистки
Электромагнитный контроль тела трубы (EMI)	поперечные и продольные трещины, язвины, утонение стенки по всей длине	высадки и замки не охватывает; находки уточняют другими методами
Ультразвуковой контроль (UT)	толщину стенки; трещины в высадках и в зоне клиньев	нужна подготовка поверхности, контролирует выбранные зоны
Магнитопорошковый контроль (MPI)	поверхностные трещины в резьбах, у торцов, в высадках; обычно флуоресцентный порошок в ультрафиолете	не видит внутренних дефектов; на немагнитных УБТ заменяется капиллярным контролем

Трубы классифицируют по наименьшей оставшейся толщине стенки тела и другим признакам износа; классы отмечают цветными полосами на трубе. Международная практика опирается на рекомендации API RP 7G-2:

Классы бывших в работе бурильных труб

Класс: «Премиум» (premium)
Метка: две белые полосы
Остаток стенки тела: не менее 80 % номинальной

Класс: Класс 2
Метка: жёлтая полоса
Остаток стенки тела: не менее 70 %

Класс: Класс 3
Метка: оранжевая полоса
Остаток стенки тела: износ больше допустимого для класса 2

Класс: Брак (scrap)
Метка: красная полоса
Остаток стенки тела: трещины, промывы и другие недопустимые дефекты — независимо от стенки

Класс	Метка	Остаток стенки тела
«Премиум» (premium)	две белые полосы	не менее 80 % номинальной
Класс 2	жёлтая полоса	не менее 70 %
Класс 3	оранжевая полоса	износ больше допустимого для класса 2
Брак (scrap)	красная полоса	трещины, промывы и другие недопустимые дефекты — независимо от стенки

Замки классифицируют отдельно — по наименьшему наружному диаметру и ширине упорного торца. Многие операторы применяют и отраслевой стандарт DS-1: в нём объём контроля задают категорией от 1 до 5 — чем тяжелее условия скважины и дороже отказ, тем больше методов и зон проверки.

Паспортные характеристики труб класса «премиум» рассчитаны для равномерного износа до 80 % стенки — как в примере выше. Заказчик обычно оговаривает в договоре с буровым подрядчиком, трубы какого класса допускаются и когда их проверяют: перед началом работ, после определённой проходки или наработки, после прихвата и работы яссом, перед ответственными скважинами.

Термины и обозначения

Бурильная колонна: колонна от верхнего привода или ведущей трубы до долота: бурильные трубы, ТБТ, КНБК.
Бурильный замок: ниппель и муфта, приваренные к концам бурильной трубы; герметизирует соединение упорный торец.
Номинальная погонная масса: условное обозначение толщины стенки бурильной трубы в lb/ft; фактическая масса с замками больше.
Группа прочности (E-75, X-95, G-105, S-135): класс стали тела трубы; число — минимальный предел текучести в ksi.
Момент свинчивания: момент, которым докрепляют соединение, чтобы поджать упорные торцы.
УБТ: утяжелённые бурильные трубы: дают нагрузку на долото и жёсткость низа колонны.
ТБТ: толстостенные бурильные трубы с длинными замками и центральной высадкой: переход жёсткости, вес в наклонных стволах.
Центратор, калибратор: элемент КНБК с лопастями почти во весь диаметр ствола (stabilizer).
Ясс: ударный инструмент для освобождения прихваченной колонны.
Переводник: короткая деталь для соединения разных резьб и других вспомогательных задач (sub).
Верхний привод, ведущая труба: устройства, которые вращают колонну сверху и подают в неё раствор.
Класс трубы: категория бывшей в работе трубы по остатку стенки и дефектам: «премиум», класс 2, класс 3, брак.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Резьба замка держит давление, как у обсадной трубы».

На самом деле

Крупная замковая резьба не герметична; уплотняет упорный торец, поджатый моментом свинчивания. Недокреплённый замок пропускает раствор при изгибе и промывается.

Неверно

«Раз трубы S-135 прочнее, их всегда выгоднее брать».

На самом деле

В присутствии сероводорода высокопрочная сталь склонна к сульфидному растрескиванию; там нужны трубы специального исполнения с ограниченной твёрдостью.

Неверно

«Нагрузку на долото можно создать весом бурильных труб».

На самом деле

В вертикальном стволе сжатые бурильные трубы теряют устойчивость и быстро устают. Нагрузку дают УБТ, а трубы над ними остаются растянутыми; в наклонных стволах её часть могут дать ТБТ, которые поддерживает стенка.

Неверно

«Изношенная труба прочна, как новая, пока в ней нет трещин».

На самом деле

Прочность тела пропорциональна площади стенки, а на кручение — ещё сильнее зависит от наружного диаметра. Износ до 80 % стенки отнимает около пятой части прочности.

Неверно

«Чем больше момент на верхнем приводе, тем лучше колонна проходит осложнения».

На самом деле

Момент выше момента свинчивания докрепляет замки в скважине и может их повредить, а выше допустимого момента тела — скрутить трубу. Ограничение момента на приводе выставляют по самому слабому соединению.

Подробно: для продвинутых

Кручение под натяжением

В верхней части колонны труба одновременно растянута весом всего, что висит ниже, и скручена. Текучесть наступает, когда сочетание нормального напряжения $\sigma$ и касательного $\tau$ достигает предела: по критерию Мизеса $\sigma^2 + 3\tau^2 = Y_p^2$ . Отсюда допустимое касательное напряжение $\tau = \sqrt{(Y_p^2 - \sigma^2)/3}$ уменьшается по мере роста растяжения, а с ним и допустимый момент.

Крутящий момент текучести тела трубы при растяжении

M_y(F) = M_y\,\sqrt{1 - \left(\frac{F}{F_y}\right)^2}

где:

$M_y(F)$ момент, при котором наружная поверхность тела трубы достигает текучести при растягивающей нагрузке $F$ , кН·м
$M_y,\ F_y$ прочность тела трубы на чистое кручение и на чистое растяжение, кН·м, МН
$F$ растягивающая нагрузка в данном сечении, МН

Единицы: любые согласованные: $F$ и $F_y$ в одних единицах силы

Справедливо, если

растяжение равномерно по сечению, изгиба и давления нет;
критерий Мизеса для наружной поверхности, где касательное напряжение наибольшее;
тело трубы; замок проверяют отдельно.

Кривая — четверть эллипса: при малом растяжении момент почти не уменьшается, но вблизи $F_y$ падает до нуля. Изношенная труба теряет момент быстрее, потому что та же нагрузка составляет у неё большую долю предела.

РасчётРасчётные пределы текучести тела трубы 127 × 9,19 мм группы S-135 при совместном растяжении и кручении — новой и изношенной до границы класса «премиум». Точки — растяжение 1,80 МН из примера ниже.

Расчётный примерСколько момента выдержит труба у устья глубокой скважины

Исходные данные (условные)

Труба: 127 × 9,19 мм, S-135, новая и изношенная до класса «премиум» — из примера урока
Растягивающая нагрузка у устья: 1,80 МН (условно; как её считают — в расчёте колонны)

Решение

Доля растяжения от предела: у новой трубы $1{,}80/3{,}167 = 0{,}5684$ , у изношенной $1{,}80/2{,}494 = 0{,}7217$ .
Новая: $M_y(F) = 100{,}51\cdot\sqrt{1 - 0{,}5684^2} = 82{,}7$ кН·м.
Изношенная: $M_y(F) = 78{,}83\cdot\sqrt{1 - 0{,}7217^2} = 54{,}6$ кН·м.

Ответ: Под натяжением 1,80 МН новая труба выдерживает до текучести 82,7 кН·м (вместо 100,51), изношенная — только 54,6 кН·м (вместо 78,83).

Что это значит. Натяжение отняло у новой трубы 18 % прочности на кручение, у изношенной — 31 %. Поэтому в глубоких скважинах самые растянутые верхние трубы колонны подбирают с особой осторожностью — новые или более прочной группы, — а допустимый момент оценивают с учётом натяжения и износа. Это предел текучести без запаса; данные примера условные.

Почему трубы устают в искривлённом стволе

Труба, лежащая в искривлённом участке ствола, изогнута: с внешней стороны изгиба её волокна растянуты, с внутренней — сжаты. При вращении каждая точка стенки за один оборот проходит обе стороны, и напряжение в ней меняется от $+\sigma_b$ до $-\sigma_b$ . При 120 об/мин это 172 800 циклов в сутки. Именно так накапливается усталость, которая заканчивается трещиной и промывом.

Изгибное напряжение в трубе, вращающейся в искривлённом стволе

\sigma_b = \frac{E\,\kappa\,D}{2}\cdot\frac{KL}{\operatorname{th}(KL)}, \qquad K = \sqrt{\frac{T}{EI}}

где:

$\sigma_b$ наибольшее изгибное напряжение в теле трубы — у замков, Па
$E$ модуль Юнга стали, $2{,}07\cdot10^{11}$ , Па
$\kappa$ кривизна ствола: интенсивность искривления, переведённая в радианы на метр, рад/м
$D$ наружный диаметр тела трубы, м
$T$ растягивающая нагрузка в трубе на этой глубине, Н
$I$ осевой момент инерции сечения тела трубы, $J/2$ , м⁴
$L$ половина расстояния между замками (у труб класса длины 2 — около 4,6 м), м

Единицы: СИ

Справедливо, если

тело трубы между замками не касается стенки ствола; замки лежат на стенке;
кривизна ствола постоянна на длине трубы;
без растяжения множитель $KL/\operatorname{th}(KL)$ равен единице, и труба просто повторяет кривизну ствола.

Растяжение выпрямляет трубу между замками, и изгиб сосредоточивается у замков: напряжение там растёт почти пропорционально $\sqrt T$ . Поэтому один и тот же перегиб ствола намного менее опасен глубоко, где трубы мало растянуты, чем в верхней части скважины, где натяжение велико.

Расчётный примерПерегиб 3° на 30 м: внизу и вверху колонны

Исходные данные (условные)

Труба: 127 × 9,19 мм; $I = J/2$ ; $E = 2{,}07\cdot10^{11}$ Па; $L$ = 4,6 м
Интенсивность искривления: 3° на 30 м
Растяжение трубы в перегибе: 0,5 МН (перегиб глубоко) и 1,5 МН (перегиб в верхней части)

Решение

Кривизна $\kappa = 3\cdot\pi/180/30 = 0{,}001745$ рад/м; без растяжения $\sigma_b = E\kappa D/2 = 22{,}9$ МПа.
Жёсткость сечения $EI = 1{,}229$ МН·м². При 0,5 МН: $K = \sqrt{0{,}5/1{,}229} = 0{,}638$ м⁻¹, $KL = 2{,}93$ , множитель $KL/\operatorname{th}(KL) = 2{,}95$ , $\sigma_b = 68$ МПа.
При 1,5 МН: $K = 1{,}105$ м⁻¹, $KL = 5{,}08$ , множитель 5,08, $\sigma_b = 116$ МПа.

Ответ: Тот же перегиб даёт знакопеременное напряжение около 68 МПа глубоко в колонне и около 116 МПа в её верхней части — вместо 22,9 МПа без растяжения.

Что это значит. Напряжения далеко ниже предела текучести, но они повторяются сотни тысяч раз в сутки, а в растворе с кислородом, углекислым газом или сероводородом у стали по сути нет безопасного уровня переменного напряжения — трещина растёт и при малых напряжениях, только медленнее. Отсюда практические правила: резкие перегибы особенно опасны в верхней части ствола, трубы, прошедшие через них, проверяют чаще, а допустимую интенсивность искривления оценивают с учётом натяжения. Данные примера условные.

Связь с другими темами

Как бурят скважину: процесс и персонал — буровая установка, свечи, наращивание и спуско-подъёмные операции.
Отклоняющие инструменты и забойные двигатели — КНБК для набора, стабилизации и снижения угла, забойные двигатели, РУС и MWD.
Обсадные колонны: назначение, типы, свойства и стандарты — группы прочности, сульфидное растрескивание и паспортные давления труб.
Противовыбросовое оборудование — краны верхнего привода, шаровой кран на площадке и обратные клапаны в колонне.
Потери давления при циркуляции — как диаметры труб, УБТ и замков определяют потери давления при циркуляции.
Расчёт бурильной колонны — нагрузка на долото, нейтральная точка, запас по натяжке и длина УБТ.
Буровые долота: типы и конструкция — долота и переводники к ним.
Циркуляционная и вращающая системы буровой — ротор, вертлюг и верхний привод как части буровой установки.

Проверьте себя

1
Что обеспечивает герметичность свинченного бурильного замка?
1. А.Резьбовая смазка
2. Б.Упорные торцы ниппеля и муфты, поджатые моментом свинчивания
3. В.Коническая резьба
4. Г.Резиновое уплотнительное кольцо
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Упорные торцы ниппеля и муфты, поджатые моментом свинчивания
Между витками крупной замковой резьбы остаются зазоры, смазка их не держит. Уплотняет стык торцов, а резьба лишь создаёт поджатие при свинчивании. Если момента мало, стык раскрывается при изгибе и соединение промывается.
2
Найдите прочность тела новой трубы 114,3 × 8,56 мм (4½″, 16,60 lb/ft) группы G-105 на растяжение и на кручение.
Показать ответ
Канал $d = 114{,}3 - 2\cdot8{,}56 = 97{,}18$ мм; $A = \frac{\pi}{4}(114{,}3^2 - 97{,}18^2) \approx 2844$ мм², $F_y = 724\cdot 2844 \approx 2{,}06$ МН (около 463 тыс. фунтов). $J = \frac{\pi}{32}(114{,}3^4 - 97{,}18^4) \approx 8{,}00\cdot10^6$ мм⁴, $M_y = \dfrac{724}{\sqrt3}\cdot\dfrac{8{,}00\cdot10^6}{57{,}15} \approx 58{,}5$ кН·м — около 43 100 фунт-силы·фут.
3
Зачем между УБТ и бурильными трубами ставят толстостенные трубы?
1. А.Чтобы жёсткость менялась ступенями, а не скачком, и бурильные трубы над УБТ не ломались от усталости
2. Б.Чтобы увеличить внутренний диаметр колонны
3. В.Чтобы ясс можно было не ставить
4. Г.Чтобы колонна стала легче
Показать ответ
Правильный ответ: А. Чтобы жёсткость менялась ступенями, а не скачком, и бурильные трубы над УБТ не ломались от усталости
На резком переходе от жёстких УБТ к гибким трубам изгиб сосредоточивается в нескольких первых трубах. ТБТ занимают промежуточное положение по жёсткости и делят скачок на ступени; в наклонных стволах они к тому же могут давать часть нагрузки на долото.
4
По отчёту дефектоскопии наименьшая остаточная стенка трубы 127 × 9,19 мм — 7,6 мм, трещин нет. К какому классу её отнести? Как изменится прочность тела на растяжение по сравнению с паспортом новой трубы, если считать износ равномерным снаружи?
Показать ответ
Остаток $7{,}6/9{,}19 \approx 0{,}83$ , то есть больше 80 % — класс «премиум». При равномерном износе $D_{\text{изн}} = 108{,}62 + 2\cdot7{,}6 = 123{,}82$ мм, площадь $\frac{\pi}{4}(123{,}82^2 - 108{,}62^2) \approx 2775$ мм² против 3401 мм² у новой — около 82 % прочности на растяжение. Паспорт класса «премиум» рассчитан на 80 % стенки, так что он идёт в запас.
5
Почему ограничение крутящего момента на верхнем приводе выставляют ниже момента свинчивания замков?
1. А.Чтобы долото меньше изнашивалось
2. Б.Чтобы не перегреть двигатель привода
3. В.Так требует буровой раствор
4. Г.Чтобы замки не докреплялись в скважине сверх расчётного момента и не получали остаточных деформаций
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Чтобы замки не докреплялись в скважине сверх расчётного момента и не получали остаточных деформаций
Если рабочий момент больше момента свинчивания, соединения в скважине довинчиваются: муфты раздуваются, ниппели вытягиваются, торцы сминаются. Поэтому предел момента на приводе выбирают по самому слабому соединению колонны и по допустимому моменту тела трубы.
6
Ясс поставили в УБТ прямо над верхним центратором, и при бурении он оказался около нейтральной точки. Что здесь не так?
Показать ответ
У нейтральной точки нагрузка на ясс постоянно меняется с растяжения на сжатие: он изнашивается, устаёт и может сработать сам. Сразу над центратором сильнее изгиб труб. Ясс ставят выше, обычно в ТБТ над УБТ, вне зоны нейтральной точки, с достаточным весом труб над ним для удара вниз — по расчёту изготовителя для данной компоновки.

Обновлено: 26 октября 2026 г.