Таблица 5.11

Диаметры, мм, нижней УБТ и долот

Долото	УБТ (нижняя секция)	Долото	УБТ (нижняя секция)
139,7-146,0 149,2-158,7 161,0-171,4 187,3-200,0 212,7-228,6 244,5-250,8	114; 120 108 120; 133 108; 114 133; 146 120; 133 165 146 178 165 203 178	269,9 295,3-311,1 320,0 349,2 374,6 -	219; 229 178; 203 229; 245 203; 219 245 229 254 229 273 254 -
Примечание. В верхней строчке приведен диаметр УБТ для нормальных усло-вий, в нижней - для осложненных.

Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.

Для обеспечения этого условия в табл. 5.12 приводятся сочетания диаметров обсадных труб и минимально допустимых диаметров УБТ.

Соотношение диаметров бурильных труб dб.т, расположенных над УБТ к диаметру УБТ dу должно быть следующим: dб.т /dу 0,7. Если это соотношение не соблюдается, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть не менее 0,8.

Рекомендуемые сочетания диаметров бурильных труб и диаметров обсадных колонн приведены в табл. 5.13.

Таблица 5.12

Диаметры обсадных труб и минимально допустимые диаметры УБТ, мм

Обсадная труба	УБТ	Обсадная труба	УБТ
114,3 127 139,7; 146,1 168,3 177,8; 193,7 219,1 244,5	108 120 146 165 178 178 203	244,5 273,1 298,5 323,9; 339,7 351 377 406	203 219 229 229; 254 254 254 273

Таблица 5.13.

Рекомендуемые диаметры бурильной и обсадной колонны

Обсадная колонна	Бурильная колонна	Обсадная колонна	Бурильная колонна
139,7; 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1	73 89 (90) 89 (90); 102 (103) 102 (103); 114 114; 127 (128)	244,5 273,1 298,5; 323,9 339,7; 377 406 и более	114; 127 (129) 127 (129); 140 (147) 140 (147) 140 (147) 140 (147); 168 (170)
Примечание. В скобках указаны диаметры труб из легких сплавов.

Обычно число секций многоразмерной конструкции УБТ nc 3.

Общая длина УБТ для одно-, двух- и трехразмерных конструкций в зависимости от рд и б.р. определяется из уравнения

, (5.1)

где Рд в кН; Gт - вес турбобура, кН, q1, q2, q3 - вес 1 м соответственно первой, второй и третьей секции УБТ, кН/м; - коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора, значения которого приведены в табл. 5.14; - плотность бурового раствора, - плотность металла; - угол отклонения УБТ от вертикали;

1 = ?1/?; (5.2)

?1 - длина нижней части (первой) секции, создающей основную часть нагрузки.

Для определения ?1 следует вначале задаться отношением 1:

при нормальных условиях бурения

?1 = (0,7 0,8)?убт; (5.3)

при осложненных условиях

?1 = (0,4 0,6)?убт; (5.4)

Если nc = 3, то ? 1 = 1?убт; ?2 = ?3 = (?убт - ?1)/2; если nc = 2, то ?1 = 1?убт; ?2 = ?убт - ?1; q3 = 0, если nc = 1, то 1= ?убт; q2 = q3 = 0.

Пример 5.1. Определить параметры конструкции УБТС для бурения скважины роторным способом долотом D = 393,7 мм в осложненных условиях с Рд = 170 кН при n = 1,5 c-1; ?б.р = 1450 кг/м3; ? = 6.

Бурение ведется трубами dб.т = 140 мм под обсадную колонну dо.к = 298,5 мм.

Р е ш е н и е. По табл. 5.11 принимаем диаметр первой секции равным 254 мм. Поскольку dб.т/dубт = 0,55 < 0,7, то ?убт должна быть многоразмерной. Примем трехразмерную конструкцию 254219178 мм. Для верхней секции удовлетворяется условие dб.т/dубт = 140/178 = 0,78 > 0,7. Приняв 1 = 0,5 и по данным табл. 5.1. q1 = 3,3; q2 = 2,16 и q3 = 1,42 кН/м по формуле (5.1)

Таблица 5.14

Коэффициенты потери веса колонны УБТ в буровом растворе

	k1	k2	k3		k1	k2	k3
1000 1100 1200 1300 1400 1500	0,873 0,860 0,847 0,834 0,822 0,809	0,914 0,904 0,885 0,886 0,878 0,868	0,956 0,951 0,946 0,941 0,937 0,932	1600 1700 1800 1900 2000 2100	0,796 0,783 0,771 0,758 0,745 0,732	0,869 0,850 0,841 0,832 0,823 0,812	0,927 0,922 0,917 0,912 0,907 0,901
Примечание. Коэффициенты потери веса определяют по формулам: k1 = 1 - ?б.р/?м; k2 = k; k3 =.

м

Длина каждой секции ?1 = 0,5 • 136=68 м; с учетом фактической длины труб УБТС dу = 254 мм и ?ф = 6 м принимаем ?1 = 66 м; ?2 = ?3 = (136-66)/2= 35 м.

Для одноразмерной колонны длина УБТ определяется из выражения:

?у= , (5.5)

где k = 1,15 1,25.

Пример 5.2. Вычислить и сравнить длину УБТС2 dубт = 178 мм с учетом и без учета фактора плавучести, если известно, Рд = 150 кН, а б.р = 1400 кг/м3.

Решение. Примем k = 1,25. Для заданной Рд с учетом фактора плавучести [см. формулу (5.5)] при q1 = 1,53 кН/м (см. табл. 5.10)

?убт = ? 149 м

Без учета фактора плавучести

?у = 1,25 · 150/1,53 ? 122 м.

Следовательно, без учета фактора плавучести ?убт уменьшится примерно на 18 %.

Критические нагрузки (в кН) для одно-, двух-, трехразмерных колонн УБТ определяются по следующим формулам:

Ркр= (1,90 3,35)k2 ; (5.6)

Ркр = Fкрk2 ; (5.7)

Ркр=Gкрk1q1?-0,1PоSо; (5.8)

В приведенных формулах EI, (EI)1 - жесткость труб соответственно одноразмерной и нижней секции колонны УБТ, кН·м2; q, q1 - вес соответственно 1 м одноразмерной и нижней секции УБТ, кН·м; pо - перепад давления, Па; Sо - площадь сечения выходного отверстия; Fкр, Gкр - критическая нагрузка в безразмерных единицах соответственно для двух- и трехраз-мерных колонн УБТ; k1, k2, k3 - коэффициенты, учитывающие влияние потери веса колонны УБТ в буровом растворе, определяемые по данным табл. 5.14.

Значения EI, и приведены в табл. 5.15. В формуле (5.8)

q1 = m1g10-3, (5.9)

где m1 - масса 1 м нижней секции УБТ, кг/м.

Если бурение ведется роторным способом при небольшом перепаде давления без гидромониторного эффекта, то величину роSо допускается не учитывать.

Значения Fкр (для колонн УБТ 146?178 и 178?203) и Gкр (для колонн УБТ 146?178?203 и 178?203?229) определяются из рис. 5.1 [на оси ординат указаны критические нагрузки в безразмерных величинах П = Ркр/)] и 5.2 в зависимости от величин L1, ?1 и ?3, вычисляемых соответственно по формулам

L1= ?убтk3, (5.10)

а - 146 ? 178мм, б - 178 ? 203мм.

?1 = ?1/?убт,

?3=?3/?убт, (5.11)

Здесь ?1, ?3 длина нижней и третьей секции УБТ, м.

Таблица 5.15

Геометрические характеристики утяжеленных бурильных труб

Диаметр, мм	Жесткость EI, кН·м2
наружный	внутренний
95 108 120 133 146 178 178 203 203 219 229 245 254 254 273 273	38 46 64 64 74 80 90 80 100 110 90 135 100 127 100 127	820 1360 2040 3108 4375 9920 9666 17075 16590 22202 27615 33717 43680 40225 56200 54550	12,12 13,29 14,74 15,57 16,59 18,65 18,95 20,11 20,66 21,74 21,76 23,71 23,66 24,03 24,17 24,75	5,59 7,70 9,39 12,83 15,89 28,53 26,91 42,22 38,85 46,96 58,32 59,98 78,07 69,69 96,20 89,08

Рис. 5.1. Зависимость критической нагрузки от длины секции УБТ.

По заданным значениям и определяют k, а следовательно

Ркр = kq1?убт (см. рис. 5.2).

Для одноразмерной колонны УБТ Ркр может быть также вычислена по формуле (5.7). При этом величину Fкр получают из рис.5.1 для ?1 = 1, если диаметр УБТ равен диаметру нижней секции двухразмерной конструкции УБТ, и для ?1 = 0 для труб верхней секции (меньшего диаметра).

Рис. 5.2. Зависимость величины k от отношения длин секций УБТ:

а - 146 ? 178 ? 203 мм, б - 178 ? 203 ? 229 мм.

Если dу нижней секции меньше 203 мм, то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины при Рд > Ркр рекомендуется устанавливать на секциях УБТ промежуточные опоры профильного сечения (квадратные, спиральные и др.). В табл. 5.16 приводятся наибольшие поперечные размеры промежуточных опор а и диаметры УБТ dубт (мм), на которые они устанавливаются, в зависимости от диаметра долота D.

Таблица 5.16

Диаметр долота, мм	Наибольший размер опоры, мм	Диаметр УБТ, мм
139,7-146,0 149,2-151,0 158,7-165,1 187,3-190,5 212,7-215,9 244,5-250,8 269,9	133 143 153 181 203 230 255	95; 108 108; 114; 120 114; 120; 133 120; 133; 146 146; 159 159; 178; 178; 203

Число опор на длине УБТ определяется по формуле:

nп.о= (?i - ?0)/а - 1, (5.12)

где ?i - длина i-й секции УБТ, м; ?о - длина компоновки для борьбы с искривлением (для i > 1 величина ?0 не учитывается.

Таблица 5.17

Диаметр УБТ, мм	Расстояние а (в м) при n, с-1
	0,8	1,5	2,0	2,5
108-114 120 133 146 159 178 203	20,0 22,0 23,5 25,0 31,0 33,0 36,0	16,0 16,5 17,5 18,5 21,5 23,5 27,0	13,5 14,0 15,0 16,0 18,5 21,0 23,0	12,0 13,0 13,5 14,5 17,0 19,0 20,5

В табл. 5.17 приведены рекомендуемые расстояния между промежуточными опорами при различных n.

Условия прочности соединений УБТ:

Mиз=?2EIf/2?; (5.13)

Mиз=EIi?/57,3; (5.14)

где Mиз - изгибающий момент, кН·м; f - стрела прогиба, м;

f=(1,05D-dу)/2; (5.15)

i? - интенсивность искривления ствола, градус/10 м; D и dу - диаметры соответственно долота и наружный УБТ, м; ?п -длина полуволны,

?п=; (5.16)

? = 2?n - угловая скорость вращения бурильной колонны; n - частота вращения, с-1;

q - вес 1 м труб, кН/м.

Допускаемый изгибающий момент в кН·м.

[Mиз]=Mпр/kз, (5.17)

где Mпр - предельный переменный изгибающий момент, кН·м; kз = 1,4 - коэффициент запаса прочности.

По формулам (5.13) и (5.14) можно также вычислить допускаемую частоту вращения УБТ, наибольшие значения i? и f, зная мощность, затрачиваемую на вращение колонны.

В табл. 5.18 приведены значения Mкр, установленные по данным стендовых испытаний ВНИИБТ.

Таблица 5.18

Значения Mкр (в кН·м)

Предел текучести, ?т, МПа	Диаметр УБТ, мм
	1220	133	146	178	203	229	254	273
640 440	8,5 -	11,8 -	16,0 13,6	25,9 23,5	40,0 32,8	57,0 -	81,0 -	98,0 -

Пример 5.3. Рассчитать одноразмерную колонну УБТС2 с dубт = 178 мм, dв = 80 мм для бурения скважины в нормальных условиях долотом диаметром D = 215,9 мм, если Рд = 200 кН; ?б.р = 1100 кг/м3; n = 1 c-1.

Р е ш е н и е. Длину одноразмерной конструкции УБТ определим по формуле (5.5), приняв k = 1,15; из табл.5.14, k1=0,860; из табл.5.10 - q = 1,53 кН/м,

?убт = м.

Из табл. 5.15 кН, а из табл. 5.14 k2 = 0,904, тогда по формуле (5.6) без учета перепада давления ро

Ркр = 1,90 · 0,904 · 28,53 = 49,0 кН.

Поскольку dу < 203 мм, а Ркр < Рд, то согласно данным табл. 5.16 при D = 215,9 мм следует предусмотреть промежуточные опоры размером 203 мм с расстоянием между ними

а = 33 м (см. табл. 5.17). Число опор по формуле (5.12) при ?о = 0, nп.о = 175/33 - 1 = 4,3, т.е. предусматриваются 4 опоры. Для определения прочности резьбовых соединений вычислим ? = 2·3,14·1 = 6,3 с-1 и определим длину полуволны, для чего подставим из табл. 5.15 значения EI = 9920 кН·м2 и q = 1,53 кН/м в выражение (5.16):

?п = м.

Стрела прогиба по формуле (5.15)

f = (1,05 · 0,2159 - 0,178)/2 = 0,024 м.

Изгибающий момент по формуле (5.13)

Mиз = 3,142 · 9920 · 0,024/2 ·202 = 2,94 кН.

Для УБТ с ?т = 440 МПа (см. табл. 5.18) отношение Mпр/Mиз = 23,5/2,93 = 8,02, что превышает коэффициент запаса прочности, равный 1,4.

Вывод: УБТ с ?т = 440 МПа могут быть использованы для заданных условий.

5.3 Расчет бурильных труб при роторном бурении

Первоначально необходимо выбрать диаметр бурильных труб в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны по табл. 5.13.

При роторном бурении рекомендуется сначала делать расчет на выносливость, а затем - на статическую прочность. Расчет на выносливость делается в следующей последовательности:

I. Рассчитываем переменные напряжения изгиба ( в Па)

а = , Па (5.18)

где E - модуль упругости материала бурильных труб, для стали E = 2·1011 Па, для алюминиевых сплавов E = 8·1010 Па; I - осевой момент инерции сечения по телу трубы, м4;

I= ;

D и d - наружный и внутренний диаметры трубы соответственно, м; f - стрела прогиба,

f = , м;

Dcкв - диаметр скважины, Dc = 1,1 Dд, м; Dд - диаметр долота, м; Dз - диаметр замка, м; L - длина полуволны, м; Wиз. - осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы (опасном сечении резьбы - по пояску или по сварному шву), м3,

Wиз.=,м3 (5.19)

где Dн.к - наружный диаметр высаженного конца, м; Dв.к. - внутренний диаметр высаженного конца, м.

Длина полуволны (м) определяется для сечения непосредственно над УБТ по формуле:

L=,м (5.20)

где ? - угловая скорость вращения бурильных труб; m1 - масса 1 м труб, кг/м.

II. Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:

n=, (5.21)

где (?-1)D - предел выносливости материала труб, МПа (по табл. 5.19); ? - коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы, ? = 0,6 для стали марки Д, ? = 0,55 для алюминиевого сплава Д16.

Таблица 5.19

Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, МПа

Диаметр, мм	Трубы с резьбой треугольного профиля	Трубы со стабили-зирующими пояс-ками ТБВК	Трубы с приварен-ными зам-ками ТБВП	Легкосплав-ные буриль-ные трубы ЛБТ
	Д	К	Е	Д	К	Е	Д	К	Д16Т	1953, К-48
73 89 102 114 127 140 147	75 75 - 70 - 70 -	65 60 - 60 - 60 -	- - - 80 - 80 -	140 - - 140 - - -	140 120 110 110 100 100 -	150 - 120 120 110 110 -	- - - 100 100 100 -	- - - 90 90 90 -	50-56 - - 43-52 - - 36-46	- - - - - - 40

Рассмотрим расчет. Одноразмерная бурильная колонна

1. Задаются длиной первой (нижней) секции бурильных труб и определяют растягивающие напряжения, возникающие в поперечном сечении тела трубы, Па:

геологический буровой скважина

,Па (5.22)

где k - коэффициент, k = 1,15; Qб.т - вес бурильных труб данной секции, Н; QУБТ - вес утяжеленных бурильных труб, Н; ?р, ?м - плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м3; ро - перепад давления на долоте, Па; Fк - площадь сечения канала трубы, м2; Fтр - площадь сечения трубы, м2.

2. Определяются касательные напряжения (Па) для труб данной секции:

,Па (5.23)

где Mкр - крутящий момент, Н?м,

Mкр=, (5.24)

где Nв - мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт; Nд - мощность на вращение долота, кВт; Wр - полярный момент сопротивления, м3,

Wр = 0,2D3(1 - , (5.25)

где D, d - наружный и внутренний диаметры труб, м.

Мощность на холостое вращение бурильной колонны определяется по формуле [8]

Nв = 13,5?10-7L ? , (5.26)

где L - длина колонны, м; dн - нарушенный диаметр бурильных труб, м; n - частота вращения, об/мин;р - плотность бурового раствора, кг/м3.

Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле

Nд = С ? 10-7,7 ? n ? D, (5.27)

где С - коэффициент, зависящий от крепости породы, для мягких пород С = 2,6; для средних пород С = 2,3; для крепких пород С = 1,85; Dд - диаметр долота, м; Рд - осевая нагрузка, Н.

3. Рассчитывается коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений:

n1 = , (5.28)

где ?т - предел текучести материала бурильных труб, МПа.

Допустимые значения: n = 1,4 для вертикальных скважин в нормальных условиях; n = 1,45 - при бурении в осложненных условиях.

Если величина n не отвечает требованиям, то изменяют длину секции или применяют трубы с большей прочностью. Затем необходимо задаться длиной труб второй секции с большей прочностью и выполнить аналогичный расчет. Основные характеристики бурильных труб приведены в табл. 5.20.

Таблица 5.20

Геометрические характеристики буровых труб

Условный диаметр, мм	Тол-щина стен-ки,мм	Площадь попе-речного сечения, см2	Осевой момент инерции попереч-ного се-чения трубы, см4	Осевой момент сопротивления, см3	Приведенная масса 1 м трубы (в кг)
		трубы	канала		гладкой части трубы	высажено-го конца в основной плоскости резьбы	6	8	11,5
Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и навинченными замками
60 73 89 102 114 127 140 168	7 9 7 9 11 7 9 11 7 8 9 10 7 8 9 10 11 7 8 9 10 8 9 10 11 9 10	11,7 14,5 14,5 18,0 21,4 18,0 22,6 26,9 20,8 23,5 26,2 28,8 23,6 26,7 29,8 32,8 35,7 26,4 29,9 33,4 36,8 33,1 36,9 40,7 44,5 45,0 49,7	16,8 14,0 27,3 23,7 20,4 44,2 39,6 35,2 60,3 57,5 54,9 52,3 79,0 75,9 72,8 69,8 66,9 100,2 96,7 93,3 89,9 120,1 116,3 112,5 108,8 177,8 172,6	42,3 49,1 79,9 94,4 152,7 183,2 209,1 234,0 259,5 283,3 305,4 341,0 379,5 415,7 449,7 481,6 476,6 531,8 584,1 633,5 720,3 792,8 861,9 927,6 92,0 99,8	14,0 16,3 21,8 25,8 34,3 41,2 47,0 46,1 51,1 55,8 60,1 59,7 66,4 72,7 78,7 84,3 75,0 83,7 92,0 99,8 103,1 113,5 123,4 132,8 170,3 185,9	16,0 17,2 26,9 30,8 45,8 54,1 56,0 62,1 68,0 73,1 77,3 92,7 100,0 106,2 111,5 113,8 119,2 129,4 138,4 146,2 169,0 181,5 192,6 206,8 138,4 146,2	10,8 12,9 14,3 17,1 17,5 21,1 24,3 21,8 23,9 25,7 27,6 24,2 26,7 29,0 31,4 33,5 26,6 29,3 32,0 34,6 35,1 38,0 40,0 43,9 46,0 49,6	10,4 12,5 13,6 16,4 16,7 20,3 23,5 20,5 23,0 24,4 26,4 22,9 25,3 27,6 30,0 32,2 25,2 27,9 30,6 33,3 32,9 35,8 38,8 41,8 43,4 47,1	10,0 12,2 12,9 15,7 16,0 19,5 22,8 19,3 21,4 23,2 25,2 21,6 24,0 26,4 28,7 31,0 23,9 26,6 29,3 32,0 30,9 33,8 36,8 39,8 41,1 44,7
73 89 114 127	7 8 7 8 9 10 9 10	14,5 16,3 18,0 20,4 29,8 32,8 33,4 36,8	27,3 25,5 44,2 41,2 72,8 69,8 93,3 89,9	79,9 87,6 152,7 168,6 415,7 449,7 584,1 633,5	21,8 24,0 34,3 37,9 72,7 78,7 92,0 99,8	- - - - - - - -	- - - - - - - -	13,8 15,1 16,7 18,9 27,5 29,8 31,5 43,0	13,0 14,4 15,9 18,2 26,2 28,5 29,8 32,4

Пример 5.4. Рассчитать на прочность бурильную колонну для роторного бурения и следующих условий: L = 3500 м; диаметр обсадной колонны в которой работают бурильные трубы - 244,5 мм; n = 180 об/мин, тогда

с-1;

Pд = 1,4 ? 105 Н; Dд = 190,5 ? 10-3 м; = 1300 кг/м3; м = 7850 кг/м3; ро = 7 ? 106 Па;?УБТ = 150м; QУБТ = 1,6 ? 105 Н. Условия: осложненные; породы - средние.

Р е ш е н и е. 1. По табл. 5.13 выбираем диаметр бурильных труб 127 мм. Принимаем бурильные трубы с высаженными внутрь концами и толщиной стенки 9 мм (ТБВК-127) группы прочности К и q = 29,3 кг/м.

2. Рассчитываем бурильные трубы на выносливость.

Для выбранного типа бурильных труб осевой момент инерции сечения трубы по табл. 5.20 составляет I = 584,1 см4 или I = 584,1 ? 10-8 м4, по табл. 5.2 m1 = 26,2 кг/м.

Тогда длина полуволны по формуле 5.20

L = м.

Если длина одной бурильной трубы по табл.5.20 составляет 11,5 м, то принимаем L = 11,5 м.

Стрела прогиба бурильной трубы:

f = м;

Осевой момент сопротивления находим по табл. 5.20

Wизг. = 138,4 см3 = 138,4 ? 10-6 м;

Тогда по формуле (5.18) определяем переменные напряжения изгиба:

Па = 19,78 МПа.

Для данного материала бурильных труб (?-1)D = 100 МПа. По формуле (5.21) находим:

n =

n 1,9, что допустимо.

3. Рассчитываем выбранный тип бурильных труб на статическую прочность.

Назначаем длину первой секции труб равную 2500 м.

Тогда Qб.т = 2500 ? 293 = 732500 Н.

По формуле (5.22) с помощью таблицы 5.20:

Па = 276 МПа.

Мощность на вращение бурильной колонны по формуле (5.26):

Nв = 13,5 ? 10-7 ? 2500•0,1272 ? 1801,5 ? 0,190,5 ? 1300 = 74,49 кВт.

Мощность на вращение долота находим по формуле (5.27):

Nд = 2,3 ? 10-7,7 ? 180 • 0,190,4 ? (1,4 ? 105)1,3 = 20,8 кВт.

Крутящий момент определяем по формуле (5.24):

Mкр = Н?м.

Определяем полярный момент сопротивления сечения труб при кручении по формуле (5.25)

.

Находим касательные напряжения для труб данной секции по формуле (5.23):

Па = 26,6 МПа.

По табл. 5.8 предел текучести материала труб т = 490 МПа (для группы прочности стали К).

Коэффициент запаса прочности по формуле (5.28):

n1 =

что допустимо, т.к. 1,74 > 1,45.

Задаемся длиной труб второй секции той же группы прочности К, но с толщиной стенки 10 мм - 700 м.

Тогда

Qб.т = L2 ? q2 + L1 ? q1;

где L2 - длина труб второй секции, L2 = 700 м; L1 - длина труб первой секции (считая снизу), м;

q2 и q1 - вес 1 м труб второй и первой секций соответственно (принимается по табл. 5.20.

Имеем

Qб.т = 700?320 + 2500?293 = 224000 + 732500 = 956500 Н;

Nд = 20,8 кВт;

Mкр=;

Wр = 0,2 ?0,1273 м3;

Па = 30,75 МПа

Следовательно,

N1 = ,

что допустимо, т.к. 1,51 > 1,45.

Третью секцию бурильных труб предусматриваем диаметром 127 мм с толщиной стенки 10 мм, но группы прочности Е, чтобы достичь глубины спуска всей бурильной колонны 3500 м. В этом случае вес бурильной колонны (Н) составит:

Qб.т = L3 ? q3 + L2 ?q2 + L1?q1,

где L3 - длина бурильных труб третьей секции. L3 = 3550 - 3200 = 300 м.

Тогда

Qб.т = 300?320 + 700?320 + 2500?293 = 96000+224000+732500 = 1052500 Н,

Таблица 5.21

Показатели	Номера секций снизу вверх
	1	2	3
Толщина стенки трубы, мм Группа прочности материала труб Интервал расположения, м Длина секции, м Вес 1 м трубы, Н/м Вес секции, МН	9 К 850-3350 2500 293 0,733	10 К 150-850 700 320 0,957	10 Е 0-150 300-150=150м* 320 1,053
* LУБТ = 150 м по условию примера. Примечание. Общий вес бурильной колонны ( с учетом веса УБТ) 2,903 МН.

,

Nв = 13,5?10-7 ?3500?0,1272 ?1801,5 ?0,190,5 ?13000 = 104 кВт.

Nд = 20,8 кВт.

Mкр =

Wр = 0,2?10-3 м3 как и в предыдущем случае.

Следовательно,

N1 = , что допустимо, т.к. 1,59 > 1,45.

Параметры разработанной и рассчитанной бурильной колонны сводим в табл. 5.21.

5.4 Расчет бурильных труб при турбинном бурении

При турбинном бурении колонна бурильных труб неподвижна и воспринимает реактивный момент во время работы турбобура. Однако даже при небольшом искривлении скважины бурильная колонна лежит на ее стенках, а реактивный момент воспринимается только нижней частью этой колонны и затухает по мере удаления кверху от турбобура из-за трения о стенки скважины. Поэтому колонна бурильных труб практически разгружена от действия вращающего момента. Расчет бурильных труб при турбинном бурении сводится к определению допустимой длины колонны с учетом веса турбобура, утяжеленных бурильных труб и давления промывочной жидкости.

Расчет делается в следующей последовательности.

1. Выбирается диаметр бурильных труб по табл. 5.9

2. Определяется допустимая глубина спуска колонны и труб с одинаковой толщиной стенки и одной группой прочности материала:

(5.29)

где Qр - допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН,

Qр=, (5.30)

т - предел текучести материала труб, МПа; Fтр - площадь сечения труб, м2; n - коэффициент запаса прочности, n = 1,3 для нормальных условий, n = 1,35 для осложненных условий; Qпр - предельная нагрузка, МН; k - коэффициент, k = 1,15; G - вес забойного двигателя, МН; Рт - перепад давления в турбобуре, МПа; qб.т - вес 1 м бурильных труб, МН; Fк - площадь сечения канала труб, м2.

Остальные обозначения те же, что и в формуле (5.22).

Значения Fтр, Fк, qб.т, т берутся из табл. 5.20.

Общая длина колонны:

L = ?доп + ?УБТ, (5.31)

где ?УБТ - длина утяжеленных труб, м.

3. Если бурильная колонна составлена из труб одного диаметра, но разных толщин стенок или различных групп прочности материала, то такая колонна будет состоять из нескольких секций.

Длина каждой последующей секции определяется по формуле:

, (5.32)

где Qpm, Qpm-1 - допустимые растягивающие нагрузки каждой последующей и предыдущей секций соответственно, МН; qб.т.m - вес 1 м труб последующей секции, МН.

Пример 5.5. Рассчитать одноразмерную бурильную колонну при турбинном бурении:

глубина - 3500 м; условия бурения - нормальные; G = 0,026 МН; ?р= 1300 кг/м3; QУБТ = 0,117 МН; длина утяжеленных труб ?УБТ = 75 м. Диаметр предыдущей обсадной колонны - 245 мм.; рд + рт = 6,0 МПа.

Р е ш е н и е. 1. Выбираем по табл. 5.9 диаметр бурильных труб dбт = 127 мм.

Принимаем по табл. 5.20 бурильные трубы типа В, с толщиной стенки ? = 9 мм, группа прочности М., приведенной массой 1 м m = 30,6 кг, откуда q = 0,3 кг.

2. При т = 735 МПа по табл. 5.8 допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (5.30)

Qр(9М) =

3. Допускаемая глубина спуска труб группы прочности М (? = 9 мм)

Как видно, допустимая глубина спуска труб из материала группы прочности М (? = 9 мм) намного больше, чем глубина скважины. Очевидно, что трубы этой группы прочности выбраны не рационально. Необходимо взять трубы с меньшим пределом текучести.

Задачу решим в следующей последовательности.

1. Выбираем трубы группы прочности Д с толщиной стенки ? = 9 мм, длиной бурильной трубы м, приведенной массой 1 м т = 30,6 кг, откуда q = 0,3 кН.

2. При т = 373 МПа по табл. 5.8 допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (5.30)

Qр(9Д) =

3. Допускаемая глубина спуска труб группы прочности Д (? = 9 мм)

4. Принимаем вторую секцию из бурильных труб той же группы прочности Д, но с ? = 10мм, длиной бурильной трубы м, приведенной массой 1 м т = 33,3 кг, откуда q = 0,33 кН.

5. При т = 373 МПа по табл. 5.8 допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (5.30)

Qр(10Д)

6. Длина второй секции по формуле (5.30)

м

7. Длина колонны

L = ?доп(9Д) + ?2(10Д) + ?УБТ = 2658+309,6+75= 3042,6 м

Что меньше глубины скважины (3042,6 < 3500).

Следовательно, необходимо выбрать третью секцию. Берем трубы группы прочности К,

? = 9 мм.

8. При т = 490 МПа по табл. 5.8 допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (5.30)

Qр(10Д) =

9. Длина третьей секции по формуле (5.32)

Принимаем длину третьей секции.

?3 = 3500 - (?доп(9Д) + ?2(10Д) + ?УБТ) = 3500 - 3042,6 = 457, 4 м.

Результаты расчетов сводим в табл. 5.22.

Таблица 5.22

Показатели	Номера секций снизу вверх
	1	2	3
Толщина стенки трубы, мм	9	10	9
Группа прочности материала труб	Д	Д	К
Длина секции, м	2658	309,6	457,4
Вес 1 м трубы, Н/м	300	326	300
Вес секции, МН	0,797	0,1	0,137
Примечание. Общий вес бурильной колонны 1,151 МН

Пример 5.6. Рассчитать одноразмерную бурильную колонну при турбинном бурении для следующих условий: проектная глубина скважины 3460 м, диаметр промежуточной обсадной колонны 178 мм, плотность бурового раствора кг / м3. Из табл. 5.9 выбираем диаметр бурильных труб - 89 мм с толщиной стенки ? = 9 мм (внутренний диаметр 71 мм). Выбираем долото диаметром 151 мм. Из табл. 5.8 подбираем группу прочности материала труб - К с ?т = 490 МПа.

Р е ш е н и е. 1. Определим площадь сечения бурильной трубы.

Fтр =

2. Определим допустимую растягивающую нагрузку при n = 1,3.

Qр =

3. Определим допустимую глубину спуска по формуле (5.29), где k - коэффициент, учитывающий трение о стенки скважины, местные прихваты, затяжки, сопротивление движению раствора, k = 1,15; ?р и ?м - плотность раствора и металла труб: ?р = 1100 кг/м3; ?м = 7850 кг/м3. рд - перепад давления на долоте: для гидромониторных долот рд = 0,5-1,5 МПа; перепад давления на турбобуре рт = 1,7 8,8 МПа; Fк - площадь сечения канала труб, м2

Fк = ,

qб.т.89 = 1,95·10-4 МН;

Длина УБТ определяется из выражения:

(5.33)

где Gт - вес турбобура, МН; Рд для долота 151 мм равна 160 кН (максимальная).

Выбираем Рд = ?Рмах = 160 000·? =107 000 Н. Из табл. 5.23 89 мм бурильным трубам соответствуют УБТ двух размеров: 121 мм и 108 мм. Из табл. 5.9 qУБТ(121) = 723 Н/м, при длине 6 м. qУБТ(108) = 579 Н, при длине 8 м.

Таблица 5.23

Показатели	Диаметр долота, мм
	151-139,7	165,1-158,7	190,5	215,9	215,9
Диаметр УБТ,мм Диаметр бурильных труб, мм Диаметр обсадной колонны, мм	121 108 89 114	133 121 102 127	159 146 114 146	178 159 127 168	178 159 127 178
	244,5	269,9	295,3	349,3	393,7	393,7
Диаметр УБТ,мм Диаметр бурильных труб, мм Диаметр обсадной колонны, под которую ведется бурение, мм	203 178 140 197	229 203 178 140 219	254 229 203 178 140 245	273 254 229 203 178 140 273	299 273 254 229 203 178 140 299	299 273 254 229 203 178 140 324

Выбираем турбобур ТС4А-127, Gт = 10900 Н = 0,011 МН; ?т. = 12,7 м. Выше турбобура размещается УБТ 1-ой секции диаметром 121 мм (жесткая часть), далее УБТ 2-ой секции 108 мм. Так как 121 мм УБТ представляют собой жесткую часть компоновки, а турбобур является также жесткой системой, то вместо 121 мм УБТ в компоновку в виде жесткой части включим турбобур. Тогда

QУБТ(108) = 241 ·579 = 139539 Н = 0,014 МН.

В нашем случае для 151 мм долота перепад давления на долоте с центральной промывкой

рд = 1 МПа. Перепад давления в турбобуре ТС4А-127 - рт = 5 МПа.

Площадь сечения канала бурильной трубы Fк диаметром 89 мм и толщиной стенки =9 мм (по табл. 5.20) соответствует 39,6 см2 = 0,004 м2.

Подставляя численные значения в формулу 5.29, получаем

4. Определим общую длину бурильной колонны.

Lб.т. = ?доп + ?т + ?УБТ = 3910,3 + 12,7 + 241 = 4164 м.

Глубина скважины 3460 м. Так как 4164 > 3460 м, то условия выполнены и трубы выбраны правильно.

5.5 Выбор и расчет компоновок низа бурильной колонны (КНБК)

Компоновка низа бурильной колонны является ее наиболее ответственной частью.

Утяжеленные бурильные трубы входят в состав КНБК и предназначены для повышения жесткости и увеличения массы нижней части бурильной колонны, за счет которой создают нагрузку на долото в процессе бурения.

При выборе диаметра УБТ исходят из того, что необходимо обеспечивать наибольшую жесткость сечения EI в данных условиях бурения.

Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины (долота) должно быть 0,75-0,85 для долот диаметром до 295,3 мм, и 0,65-0,75 - для долот диаметром более 295,3 мм. Необходимо, чтобы жесткость наддолотного участка УБТ была не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.

Количество секций УБТ назначается из условия плавного перехода от диаметра УБТ к диаметру бурильных труб. Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ к диаметру УБТ должно быть не менее 0,75. Отношение жесткостей двух рядом расположенных секций УБТ должно быть не менее 1,6-1,7. Исходя из этих соображений необходимо выбирать количество секций УБТ в зависимости от диаметра долота в соответствии с табл. 5.23.

Из табл. 5.23 видно, что, например, при бурении долотом диаметром 393,7 мм необходимо применять УБТ, состоящие из шести секций диаметром от 178 до 299 мм. Утяжеленные трубы максимального диаметра располагаются над долотом и образуют жесткую наддолотную часть.

Выделяют два основных типа компоновок - жесткие и отвесные. Основная задача при использовании жестких компоновок - получение минимальной интенсивности искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения. Это достигается за счет применения в составе компоновки УБТ максимально возможных наружного диаметра и жесткости, но и также рациональным размещением опорно-центрирующих элементов по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.



Жесткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих инструментов, препятствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жесткость. Жесткие компоновки рекомендуется применять при бурении в устойчивых горных породах. Схемы жестких компоновок показаны на рис. 5.3 (д-к)

Принцип действия отвесных компоновок основан на эффекте отвеса или маятниковом эффекте и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей длине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса возрастает с увеличением зенитного угла скважины. Отвесные компоновки применяются при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жесткой компоновки набран максимально допустимый зенитный угол. Схемы отвесных компоновок показаны на рис. 5.3 (а-г)

При бурении скважин необходимо своевременно осуществлять смену типов компоновок в зависимости от свойств горных пород, а также данных инклинометрии и кавернометрии.

5.5.1 Опорно-центрирующие элементы компоновок

К опорно-центрирующим элементам КНБК относятся: калибраторы, центраторы, стабилизаторы, маховики и расширители.

Центратор - элемент компоновки, предназначенный для центрирования бурильной колонны в месте установки центратора. Общий вид центраторов различных конструкций показан на рис.5.7.

Калибраторы включаются в состав компоновки между долотом и утяжеленными бурильными трубами и способствуют разработке стенок скважины до номинального диаметра. Это увеличение, а также более стабильная работа за счет снижения поперечных колебаний способствует повышению стойкости долот при бурении на 15-20 %. Центраторы в отличие от калибраторов способствуют только соосному размещению компоновки и оси скважины. Центраторы устанавливаются в сжатой части компоновки в местах предполагаемых изгибов утяжеленных бурильных труб и выполняют роль промежуточных опор.

Основные характерные признаки калибраторов и центраторов:

наличие прерывистого контакта с малыми интервалами со стенками скважины; длина их составляет один-два диаметра породоразрушающего инструмента.

Стабилизаторы - элементы компоновки, устанавливаемые над долотом и предназначенные для центрирования КНБК на участке длины стабилизатора и стабилизации направления скважины. Общий вид стабилизаторов показан на рис. 5.8. Основные характерные признаки стабилизаторов следующие:

наличие непрерывного контакта поверхности стабилизаторов со стенками скважины на значительном расстоянии;

длина их составляет 50-80 диаметров породоразрушающего инструмента.

Маховик - элемент КНБК, устанавливаемый под валом турбобура и служащий для увеличения вращающейся массы вала турбобура (см. рис. 5.8).

Расширитель - элемент КНБК, устанавливаемый в нижней части бурильной колонны и предназначенный для увеличения диаметра ствола скважины с меньшего диаметра на больший (рис. 5.9). Расширители устанавливаются над долотом и бывают шарошечные (см. рис. 5.9) и дисковые (см. рис. 5.9).



Рис.5.7. Центраторы:

а - металлический лопастный (тип ЦМ); б - резиновый каркасный (тип ЦРК); в - с обрезиненным стволом и металлической муфтой (тип ЦР); г - шарнирный (тип ЦШ); д - с плавающим валом турбобура (тип ЦВТ); е - межсекционный (тип ЦС).

Рис. 5.8. Стабилизаторы:

а - крестообразный роторный СКР (тип СК); б - УБТ квадратного сечения КУБТ (тип СК);

в - УБТ спирального сечения (тип СС); г - маховик М (тип СЦ)

Рис. 5.9. Расширители:

а - конструкции ГрозНИИ (тип РШ); б- дисковый (тип РД); в- шестишарошечный конструкции ВНИИБТ (тип РШ)

5.5.2 Расчет компоновок маятникового типа (отвесных)

Первоначально необходимо определить число ступеней КНБК в зависимости от диаметра долота и обсадной колонны, под которую будет вестись бурение (см. по табл. 5.23) .

Длина УБТ (м) рассчитывается по следующим упрощенным формулам:

для роторного бурения

, (5.34)

для турбинного бурения

, (5.35)

где Рд - нагрузка на долото, МН/м; qУБТ - вес 1 м УБТ, МН; G - вес турбобура, МН.

Если УБТ состоят из нескольких секций различных диаметров, то в КНБК выделяют следующие части: жесткая, наддолотная, сжатая, растянутая.

Длина жесткого наддолотного участка определяется из условия обеспечения минимума угла поворота этого участка под действием осевой нагрузки. Значения оптимальной длины ?1 жесткой наддолотной части в зависимости от диаметра УБТ приведены ниже.

Диаметр УБТ,мм . . . . . .114 121 133 159 178 203 229 254 273 299

Длина жесткого наддо-

лотного участка компо-

новки ?1, м . . . . . . . . . . 8,7 9,1 9,7 11,0 12,0 13,3 14,6 15,9 16,6 18,2

После определения длины жесткой наддолотной части необходимо найти длину сжатой части УБТ, входящих в компоновку:

, (5.36)

где qУБТ1, qУБТ2 - вес 1 м УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей соответственно, МН.

При бурении забойными двигателями в числителе формулы (5.36) вычитается Gт (вес турбобура).

После определения длины сжатой части УБТ необходимо найти осевую критическую нагрузку, МН:

, (5.37)

где Е - модуль упругости стали, Н/м2; I - осевой момент инерции сечения трубы, м4; q - вес 1 см длины УБТ, МН/м.

Значения критической нагрузки для УБТ различных типов и диаметров можно также найти по табл. 5.24.

Если осевая нагрузка на долото будет больше, чем критическая (Рдс >Ркр), то необходимо в интервалах, где будет наблюдаться искривление ствола скважины, осевую нагрузку уменьшить до значения критической.

Длина растянутой части определяется по формуле:

для роторного бурения

, м (5.38)

для турбинного бурения

, м (5.39)

где qУБТ3 - вес 1 м УБТ в растянутой части, МН/м.

Если в растянутой части будут находиться несколько секций УБТ разных диаметров, то вес этих УБТ (0,25) необходимо равномерно распределить между всеми секциями в растянутой части.

Таблица 5.24

Основные параметры УБТ

Условное обозначение трубы	Наружный диаметр, мм	Резьба	Внутрен-ний диа-метр, мм	Диаметр проточки под эле-ватор, мм	Теорети-ческая масса 1 м трубы, кг	Критическая на-грузка (без учета гидравлической нагрузки) кН
УБТ-95 УБТ-108 УБТ-146 УБТ-159 УБТ-178 УБТ-203 УБТС-120 УБТС-133 УБТС-146 УБТС-178 УБТС-203 УБТС-219 УБТС-229 УБТС-245 УБТС-254 УБТС-273 УБТС-299	95 108 146 159 178 203 120 133 146 178 203 219 229 245 254 273 299	З-76 З-88 З-121 З-133 З-147 З-171 З-101 З-108 З-121 З-147 З-161 З-171 З-171 З-201 З-201 З-201 З-201	32 38 75 80 80 100 64 64 68 80 80 110 90 135 1001 100 100	- - - - - - 102 115 136 168 190 190 195 220 220 220 245	49,0 63,0 97,0 116,0 156,0 192,0 63,5 83,0 103,0 156,0 214,6 221,0 273,4 258,0 336,1 397.1 489,5	11,6 16,3 32,0 40,5 57,8 78,6 18,5 25,6 33,5 57,8 85,6 95.4 118,2 121,5 155,8 192,1 249,8

В итоге длина отвесной компоновки (м) будет составлять для роторного бурения

L = , м (5.40)

для турбинного бурения

L =, м (5.41)

Пример 5.7. Рассчитать длину отвесной компоновки при следующих условиях: диаметр обсадной колонны, под которую будет вестись бурение - 245 мм; бурение роторное; диаметр долота - 295,3 мм; нагрузка на долото - Рд = 0,3 МН.

Р е ш е н и е. 1. По табл. 5.23 находим, что для бурения под обсадную колонну диаметром 245 мм долотом диаметром 295,3 мм КНБК должна состоять из четырех секций УБТ: 254 (жесткая наддолотная часть), 229 (сжатая часть), 203 и 178 мм (растянутые части), бурильные трубы диаметром 140 мм.

2. Оптимальная длина жесткой наддолотной части составит ?1 = 15,9 мм.

3. Длина компоновки по формуле (5.40) и с учетом выше изложенных требований:

L = м.

4. По табл. 5.24 находим, что для УБТС-229 (сжатая часть) Ркр =118,2 кН = 0,118 МН.

Следовательно Рд > Ркр (0,30 > 0,118), поэтому в интервалах склонных к интенсивному искривлению ствола скважины, необходимо осевую нагрузку снижать до 0,118 МН, чтобы Рд = Ркр.

Пример 5.8. Рассчитать длину отвесной компоновки при следующих условиях: бурение турбинное; диаметр долота - 151 мм; нагрузка на долото - 160 кН (0,16 МН).

Р е ш е н и е. 1. По табл. 5.23 находим, что для бурения долотом 151 мм необходимо взять две секции УБТ с диаметром 121 мм и 108 мм.

2. Длину жесткой наддолотной части выбираем по табл. на стр 121. Она равна 9,1 м. В качестве жесткой наддолотной части используем турбобур ТС4А-127, т.к. его длина больше 9,1 м (?т = 12,7 м; G = 0,0109 МН).

3. Определим длину сжатой секции из УБТ диаметром 121 мм по формуле 5.36.

м.

4. Определим длину растянутой части УБТ диаметром 108 мм:

м.

5. Длина отвесной компоновки

Lобщ = 12,7 + 257+ 64,7 = 334,4 м.

5.5.3 Расчет жестких компоновок

Наиболее эффективный метод предупреждения естественного искривления скважин и формирования качественного ствола - применение жестких компоновок нижней части бурильной колонны, которые должны применяться в устойчивых породах, когда диаметр скважины близок к диаметру долота.

Применение жестких компоновок с калибрующими элементами позволяет хорошо калибровать ствол скважины, устранять зависание инструмента и вести спуск обсадных колонн без осложнений.

В процессе разработки компоновок нижней части бурильной колонны исходят из следующих условий:

в компоновке должен быть жесткий наддолотный участок, диаметр этих УБТ является максимальным из всех секций и находится по табл. 5.23, наличие этого участка обеспечивает предупреждение искривления скважины;

нагрузка на долото должна создаваться весом УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей компоновки, а для обеспечения прямолинейности оси УБТ в сжатой части компоновки необходимо устанавливать опорно-центрирующие элементы (центраторы) различных конструкций;

растянутая часть УБТ, входящих в состав КНБК, служит для плавного перехода жесткости сечений этих УБТ к жесткости сечения бурильной колонны.

Оптимальная длина жесткой наддолотной части компоновки находится из решения дифференциального уравнения, позволяющего найти угол поворота нижнего конца компоновки под действием осевого усилия, центробежных сил и изгибающего момента, действующего на верхний конец компоновки в результате продольного изгиба ее вышерасположенной части.

В качестве критерия оптимальности длины жесткой наддолотной части КНБК принимается минимум общего угла поворота нижнего конца компоновки:

?общ = ?пер + ?пр,

где ?пер - угол, образующийся за счет зазора между опорно-центрирующими элементами и стенкой скважины; ?пр - угол, обусловленный потерей прямолинейной формы наддолотной части компоновки.

Оптимальную длину жесткой наддолотной части следует находить по номограмме (рис.5.10) в следующей последовательности.

1. Находят значение изгибающего момента в нижней части компоновки (в верхней части жесткой наддолотной части) в зависимости от диаметра УБТ находятся по табл. 5.25.

Зависимость коэффициента момента i от нагрузки на долото Рд и критической нагрузки Ркр следующая.

Нагрузка на долото, Рд . . . . . . Ркр 1,2 Ркр 1,4 Ркр 1,6 Ркр 1,8 Ркр

Коэффициент момента i . . . . 0,87 0,96 1,03 1,1 1,15

Значение критической нагрузки для различных УБТ находят по табл. 5.24. Затем находят отношение и определяют из этого отношения (по данным на стр.96) коэффициент момента i.

Рис. 5.10. Номограмма для определения оптимальной длины жесткой наддототной части компоновки низа бурильной трубы.

Таблица 5.25

Коэф-фици-ент мо-мента	Изгибающий момент на нижнем конце бурильной колонны в Н•м при наружном диаметре УБТ / диаметре долота, мм
	146 190	178 190	178 214	203 214	203 269	203 295	229 269	229 295	254 295
0,87 0,96 1,03 1,10 1,15	0,03 0,0330 0,0355 0,0379 0,0397	0,0144 0,0158 0,017 0,018 0,019	0,0549 0,0606 0,065 0,06940 0,07260	0,0184 0,0204 0,0218 0,0233 0,0244	0,1108 0,1222 0,1311 0,140 0,1464	0,1544 0,1704 0,1828 0,1952 0,2041	0,1009 0,1113 0,1195 0,1276 0,1334	0,1664 0,1836 0,1970 0,2104 0,2200	0,1373 0,1514 0,1626 0,1736 0,1816

2. По номограмме (рис. 5.10) оптимальную длину жесткой наддолотной части компоновки находят следующим образом:

зная M1 и EI1 по формуле

m = , (5.42)

определяют параметр m (левая часть номограммы).

Затем на правой части номограммы находят точку пересечения соответствующей шкалы M1 и кривой d (зазор между опорно-центрирующим элементом и стенкой скважины), полученную точку пересечения сносят на нулевую шкалу M1; эту точку соединяют с точкой на шкале Рд (осевая нагрузка на долото). Точку пересечения этой прямой со шкалой значений параметра m = 6?10-3 сносят по горизонтали до пересечения со шкалой m, соответствующей найденному ранее значению параметра m. Найденная точка пересечения путем интерполирования между кривыми линиями значений шкалы ?1, даст искомую величину оптимальной длины жесткой наддолотной части компоновки - ?1.

Величину зазора d определяют из следующих данных.

Соотношение диаметров долота и центратора

Диаметр долота, мм ………………...394 295 216 190 161

Диаметр центратора, мм……………380 280 206 180 155

3. Определяют число промежуточных опор в сжатой части компоновки:

(5.43)

где G1 - вес жесткой наддолотной части компоновки, МН; qУБТ2 - вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки; ?0 - расстояние между опорно-центрирующими элементами (табл.5.26)

4. Определяют суммарную длину компоновки низа бурильной колонны по формуле (5.40).

Такова последовательность расчета компоновки для роторного и турбинного бурения.

Пример. 5.9. Рассчитать компоновку нижней части бурильной колонны для бурения под обсадную колонну диаметром 219 мм; способ бурения - роторный: n = 120 об/мин; нагрузка на долото диаметром 269, 9 мм Рд = 0,21 МН.

Р е ш е н и е. 1. По табл. 5.23 находим, что для обеспечения необходимой жесткости компоновка нижней части бурильной колонны должна состоять из УБТ трех ступеней диаметром 229, 203 и 178 мм.

2. По табл.5.24 находим вес 1 м УБТ каждой ступени

Н/м;

Н/м;

Н/м.

Таблица 5.26

Диаметр УБТ, мм	Расстояние между опорами (м) при частоте вращения УБТ, об/мин
	50	90	120	150
108-114 121 133 146 159 178 203	20,0 22,0 23,5 25,0 31,0 33,0 36,0	16,0 16,5 17,5 18,5 21,5 23,5 27,0	13,5 14,0 15,0 16,0 18,5 21,0 23,0	12,0 13,0 13,5 14,5 17,0 19,0 20,5

3. Для жесткой наддолотной части компоновки (УБТ диаметром 229 мм) выбираем УБТС-229, для которых по табл. 5.24 Ркр = 118,2 кН = 0,118 МН.

Находим отношение: , откуда Рд = 1,8Ркр.

Этому значению Рд соответствует (см. выше) коэффициент момента i = 1,15.

4. При i = 1,15 для УБТ диаметром 229 мм и долота диаметром 269,9 мм по табл. 5.25 находим, что изгибающий момент на нижнем конце компоновки M1 = 0,1334 Н•м.

5. Находим, что при M1 = 0,1334 тс•м и жесткости сечения УБТ-229

,

параметр m = .

Далее по номограмме (см. рис .5.10) откладываем M1 = 0,1334 Н•м при d =0,01 мм (точка 1), сносим точку 1 на первую шкалу М1 (точка 2), далее точку 2 соединяем с точкой 3 (Рд = 0,21 МН), получаем на шкале m точку 4, которую сносим по горизонтали до пересечения с m = 6,95?10-3 (точка 5); по точке 5 находим, что оптимальная длина жесткой наддолотной части ?1 = 9,4 м.

6. Находим число промежуточных опор в сжатой части компоновки по формуле (5.43):

Принимаем t = 4.

Предварительно для расчета по этой формуле нашли значение ?0 = 23 (по табл. 5.26).

7. Находим суммарную длину компоновки, беря в основу формулу (5.40).

м.

Следовательно, суммарная длина компоновки низа бурильной колонны для заданных условий будет равна 131,3 м.

Далее необходимо выбрать опорно-центрирующие элементы в соответствии с подразделом 5.5.1 и привести схему КНБК с указанием ее основных размеров.

5.5.4 Упрощенный вариант расчета жесткой компоновки для турбинного бурения

УБТ для турбинного бурения выбираются исходя из рекомендаций, изложенных в разделе 5.5. Число секций УБТ для плавного перехода к бурильным трубам необходимо выбирать по табл. 5.23.

Если нагрузка на долото больше критической (Рд > Ркр), то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения (квадратные, спиральные и т.п.).

Основные параметры УБТ и величина расстояния между промежуточными опорами приведены в табл. 5.27.

Значения критической нагрузки Ркр для УБТ принимаются в соответствии с данными, приведенными в табл. 5.24.

Расстояние между промежуточными опорами для турбинного бурения принимается при частоте вращения 50 мин-1.

Роль жесткой наддолотной части КНБК в этом случае выполняет или маховик, или, в случае его отсутствия, корпус турбобура.

Промежуточные опоры должны устанавливаться в первой, непосредственно над турбобуром, секции УБТ. Количество опор в этом случае определяется из выражения:

, (5.44)

где ?УБТ(1) - длина УБТ первой секции; а - расстояние между промежуточными опорами.

Диаметр бурильных труб выбирается в соответствии с данными, приведенными в табл. 5.28.

Пример.5.10. Выполнить расчет КНБК для следующих условий: интервал бурения 500-2000 м под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм, диаметр обсадной колонны перед бурением данного интервала (кондуктор) 245 мм, способ бурения турбинный, турбобур двухсекционный, вес G = 25000 Н = 0,025?10-3 МН, длина 14 м. Диаметр долота Dд = 215,9 мм,

осевая нагрузка Рд = 79 кН = 0,079 МН.

Р е ш е н и е. 1. Выбираем тип и диаметр, а также число ступеней УБТ. В соответствии с табл. 5.23 для бурения 215,9 мм долотом в предыдущей обсадной колонне диаметром 245 мм под обсадную колонну диаметром 168 мм компоновка должна включать в себя две ступени УБТ диаметром 178 и 159 мм.

В соответствии с табл. 5.27 вес 1 м УБТ диаметром 178 мм составляет 1559 Н = 1,559?10-3 МН, а вес 1 м УБТ диаметром 159 мм составляет 1164 Н = 1,164?10-3 МН. Принимаем тип УБТС-2.

2. Диаметр бурильных труб по той же табл. 5.23 составляет 102 мм.

3. Поскольку мы выбрали двухступенчатую КНБК, сжатую часть размещаем в УБТ диаметром 178 мм (первая секция) непосредственно выше турбобуров. В этом случае длина сжатой части УБТ (по формуле 5.35):

Таблица 5.27

Диаметр УБТ, мм	Масса 1 м УБТ, кг	Расстояние а, м при частоте вращения колонны, об/мин
наружный	внутренний		50	90	120	150
73 89 95 108 114 121 133 140 146 159 178 178 203 203 219 229 245 254 273 299	35 51 32 56 45 64 64 68 74 80 80 90 80 100 112 90 135 100 100 100	25,3 32,8 49,3 52,6 67,6 63,5 83,8 102,9 97,7 116,4 155,9 145,9 214,9 192,4 218,4 273,4 257,7 336,1 397,8 489,5	17,5 19,7 19,5 21,4 21,5 22,7 23,6 24,7 24,9 31,5 33,0 33,4 34,9 35,5 37,0 37,0 39,5 39,0 40,3 41,9	13,0 14,7 14,5 16,0 16,0 16,9 17,7 18,4 18,5 23,5 24,6 24,9 26,0 26,5 27,6 27,6 29,4 29,1 30,0 31,3	11,3 12,7 12,6 13,8 13,9 14,6 15,2 15,9 16,0 20,3 21,3 21,5 22,5 22,9 23,9 23,9 25,5 25,2 26,0 27,1	10,1 11,4 11,2 12,4 12,4 13,1 13,6 14,2 14,4 18,2 19,1 19,3 20,1 20,5 21,4 21,4 22,8 22,5 23,2 24,2
Примечание.1. В компоновке УБТ диаметром более 203 мм промежуточные опоры можно не устанавливать. 2. Расстояние между опорами может быть увеличено не более чем на 10 %.

Таблица 5.28

Диаметр обсадной колонны, мм	Диаметр бурильной колонны, мм, при бурении
	забойными двигателями	роторный способ
114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 299 324 340 377 406 >406	- - - - - 89; 102; (90); (103) 102; (103); 114 114; 127 (129) 127; 140; (129); (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 168; (170)	60 (64) 60 (64) 73 73 73 89; 102; (90); (103) 102; (103); 114 102; (103); 114 114; 127 (129) 127; 140; (129); (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147)
Примечание. Цифры в скобках - размеры бурильных труб старых сортаментов.

4. Находим длину второй секции, расположенной в растянутой части КНБК и составленной из УБТ диаметром 159 мм:

5. Определяем общую длину КНБК

LКНБК = ?т + ?1 +?2 = 14,00 + 43,3+ 16,97 = 74,27 м.

6. Общий вес КНБК

QКНБК = G + ?УБТ (1) · qУБТ(1) + ?УБТ (2) · qУБТ(2) = 0,025·10-3 + 43,3·10-3 + 16,96·1164·10-3 = = 87,27·10-3 МН.

7. Определяем число промежуточных опор, расположенных в сжатой части КНБК, составленной из УБТ диаметром 178 мм и длиной 43,3 м, так как по табл. 5.24 Ркр = 57,8 кН = =0,0578·10-3 МН.

Так как Рд > Ркр (0,079·10-3 > 0,0578·10-3), следовательно, необходимо устанавливать промежуточные опоры.

В соответствии с табл. 5.27. расстояние между опорами составляет а = 33,0 м (для частоты вращения n = 50 мин-1).

Тогда число опор составит:

Следовательно, для указанных выше условий необходимо применять КНБК, в состав которой входят следующие элементы:

долото диаметром 215,9 мм;

турбобур длина 14 м, весом 0,025·10-3 МН;

1-я секция УБТ (сжатая часть) - длиной 43,3 м, весом 67,5·10-3 МН;

2-я секция УБТ (растянутая часть) - длиной 16,97 м, весом 19,8·10-3МН;

Общая длина КНБК - 74,27 м, общий вес КНБК - 87,27·10-3 МН.

6. Расчет параметров режима бурения

Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром [6, 7, 16, 19, 25, 30, 35].

В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузка на долото рд, кН; частота вращения инструмента n, с-1; расход промывочной жидкости Q, м3; тип и качество циркуляционного агента.

Режимные параметры можно подразделить на две группы:

1) первичные режимные параметры, или параметры управления;

2) вторичные режимные параметры, или параметры контроля.

Первичные параметры поддаются произвольному регулированию с целью управления процессом бурения. Параметры второй группы находятся в зависимости от конкретных условий в скважине или в случае применения забойных двигателей определяются характеристикой привода.

Сочетание режимных параметров бурения, которое обеспечивает наилучшие показатели углубления скважины, наиболее высокую эффективность работы породоразрушающего инструмента и необходимое качество буровых работ с использованием имеющегося оборудования, называется оптимальным режимом бурения. Такой режим бурения устанавливают для конкретных геологических условий с учетом характеристик имеющегося оборудования для наиболее эффективного его использования.

Расчет параметров режима бурения ведется для каждой выделенной пачки горных пород применительно к конкретному типу долота и способу бурения.

6.1 Роторное бурение

При проектировании режимов бурения на хорошо изученных площадях осевая нагрузка может определяться по формуле:

, (6.1)

где з - коэффициент, учитывающий изменение твердости горных пород в конкретных условиях забоя ( = 0,33 1,59), для практических расчетов з принимается равным 1,0; рш - твердость горной породы по штампу, МПа; Fк -площадь контакта зубьев долота с забоем, м2.