3.2 Компоновка бурильной колонны

Компоновка бурильной колонны зависит от способа бурения, горно-геологических условий и конструкции скважины. В соответствии с основными факторами определяются и функции колонны:

- передача вращения от ротора к долоту при роторном бурении;

- восприятие реактивного крутящего момента от долота и передача его столу ротора при бурении скважинными забойными двигателями (турбинное бурение);

- создание осевой нагрузки на долото;

- подвод промывочной жидкости для удаления выбуренной породы и вращения забойных двигателей;

- подъем керна и спуск аппаратуры для ремонта и исследования скважин.

Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб и утяжеленных бурильных труб, соединенных бурильными замками, муфтами и переходниками.

Ведущая труба соединяется с вертлюгом и посредством зажимов взаимодействует с ротором буровой установки.

Утяжеленные бурильные трубы монтируются в нижней части колонны для создания осевой нагрузки на долото.

Большую часть колонны составляют бурильные трубы, группируемые в свечи, состоящие из нескольких труб.

В компоновке колонны выделяют конструкцию низа буровой колонны (КНБК), включающую утяжеленные бурильные трубы (УБТ), долото, забойный двигатель и центрирующие элементы (калибраторы, центраторы и др.), определенное сочетание которых позволяет пробурить скважину согласно заданному профилю.

Принимаем, что КНБТ состоит из одной ступени УБТ, и определяем диаметр и длину УБТ, обеспечивающих заданную нагрузку на долото, устойчивость и прочность компоновки. Длина одноступенчатой компоновки УБТ определяется по формуле:

,

где l_УБТ – общая длина УБТ, м;

P_ос – осевая нагрузка на долото, кН;

_ж,_тр – плотность жидкости и материала УБТ, кг/м³;

q_УБТ – масса погонного метра УБТ, кг/м³;

g=9,81 м/с² – ускорение силы тяжести.

Параметры элементов бурильной колонны приведены приложения П6, П7, П8, П9Ю, П10, подробное описание различных исполнений отдельных элементов и узлов изложены в учебниках [1, 3, 4, 30 и др.].

Рекомендуемые диаметры бурильных и утяжеленных бурильных труб в зависимости от диаметра долот приведены в табл. П6.1. Соотношения диаметров бурильных труб, расположенных над УБТ к диаметру УБТ должно быть следующим: d_УБТ /d_УБТ  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 0,8.

Рекомендуемое сочетание диаметров бурильных труб и диаметров обсадных колонн приведено в табл. П6.2. При бурении забойными двигателями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диаметра забойного двигателя, то есть d_УБТ  d_з.д. Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение. Для обеспечения этого условия в табл. П6.3. приводятся сочетания диаметров обсадных труб и минимально допустимых диаметров УБТ.

При бурении забойными двигателями длину УБТ определяют по формуле:

, (3.3)

где - допускаемая осевая нагрузка на долото, Н. Определяется в зависимости от частоты вращения долота (выходного вала забойного двигателя на рабочем режиме бурения) по таблице VI.1 [4] или по таблице П11.1;

- масса забойного двигателя, кг (П9.1);

- масса одного метра УБТ, кг/м.

Длина колонны бурильных труб определяется разницей:

, (3.4)

где - глубина спуска бурильной колонны (согласно техническому заданию), м.