1)Скважиной называютцилиндрическая горная выработка, имеющая длину во много раз больше диаметра, сооружаемая без доступа в нее человека.. Поперечное сечение скважины обычно имеет вид выпуклого треугольника (при 2-х лопастных долотах) или выпуклого 4-х угольника (при трехшарошечных долотах). Окружность по периметру указанного сечения возможна при применении алмазных долот и долот типа ИСМ, или в процессе углубления скважины с калибраторами. У скважины выделяют: устье и забой (дно), стенки скважины и ее ось. В отдельных случаях ось скважины - прямая линия (часто условно прямая), что характерно для вертикальных скважин, когда зенитный угол не превышает 3°. В этом случае ось проектируется в виде прямой, а для направленно-искривленных в виде кривой изогнутой в одной плоскости. В действительности ось скважины, как правило, пространственная кривая, что бывает при ее незапланированном, а часто и произвольном искривлении. .В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

1. Эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата.

2. Нагнетательные – для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

3. Разведочные – для выявления продуктивных горизонтов, а также для оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов;.

4. Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные – для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

5. Структурные–пред которых установление (уточнение) тектоники, стратиграфии, литологии, оценка продуктивности горизонтов (без дополнительного строительства скважин);

2.Бурильная колонна соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом). БК предназначена для следующих целей:

- передачи вращения от ротора к долоту;

- восприятия реактивного момента забойного двигателя;

- подвода бурового раствора к ПРИ и забою скважины;

- создания нагрузки на долото;

- подъема и спуска долота;

-проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).

Функции бурильной колонны.При роторном бурении: за счет веса колонны создается осевая нагрузка на долото; передается вращающий момент (М_вр) от ротора долоту, причем постоянно в процессе углубления скважины; подается циркуляционный агент для очистки забоя скважины от выбуренной или обвалившейся породы, а также для охлаждения элементов бурильного инструмента, в первую очередь, долота; осуществляются ловильные работы при аварийной ситуации с бурильным инструментом; устанавливаются отклоняющие устройства для искривления оси скважины в заданном направлении; на бурильных трубах опускают испытатели пластов или пробоотборники, нижние секции обсадных колонн (при ступенчатом цементировании скважины) и хвостовики обсадных колонн; устанавливаются цементные мосты в скважине. При бурении с ГЗД выполняются все выше перечисленные функции, но бурильная колонна вращается периодически, а постоянно колонна воспринимает реактивный момент забойного двигателя. Кроме того, по внутреннему каналу колонны подается энергия потока

В процессе бурения и СПО на БК действует осевые динамические и статические усилия растяжения и сжатия, изгибающие и скручивающие усилия, а также давления жидкости, в следствие чего появляются напряжения растяжения, сжатия, изгиба и касательные напряжения. Нужно отметить что при роторном бурение величина напряжении, как правило больше, чем при бурение с забойными двигателями. Действуют следущие усилия:

• Осевые растягивающие от собственного веса бур инструмента. Силы трения и мех сопротивления при взаимодействии элементов колонны с выступами в свк., гидравлические усилия, обусловленными перепадами давления в турбобуре и долоте.

• Осевые сжимающие усилия в сжатой части колонны от веса бур инструмента.

• Крутящий момент ( постоянный и переменный) , в результате вращ колонны.

• Изгибающие моменты, обусловленные действием центробежных сил при вращ колонны и в процессе действия на колонну осевых сил и крутящих моментов как статического так и переменного характера.

3)В состав бурильного инструмента входят бурильная колонна, долота, расширители, забойные двигатели, калибраторы, центраторы, маховики, забойные механизмы подачи долота, стабилизаторы направления оси скважины, устройства для управления параметрами вибраций в инстру­менте, снаряды и устройства для отбора керна. Бк включает: ведущие бурильные трубы (штанги), необходимые для передачи М_вр от ро­тора к долоту; собственно бурильные трубы нескольких конструкций с замковыми соединениями или с законцовками труб, приваренными к телу трубы (трубы типа ТБПВ); утяжеленные бурильные трубы (УБТ); пере­водники для соединения разных по типу и диаметру труб и других элемен­тов бурильного инструмента, а также для соединения с колонной других элементовбурильного инструмента; обратные клапаны для предотвра­щения перетока с забоя флюидов через бурильную колонну, применяются в основном типа КОБ - клапаны обратные для бурильных труб, которые устанавливаются внизу колонны, а иногда - внизу и вверху; предохранительные кольца, надеваемые на бурильные трубы для снижения их износа при роторном бурении; металлошламоуловители, предназначенные для улавливания обломков породы и металла, удаляемых потоком жидкости с забоя при его углублении алмазными долотами. Центраторы необходимы для запланированного изменения направления оси скв.Калибраторы выравнивают ствол скважины и выполняют функции опоры, устанавливают калибраторы над долотом в количестве от одного до трех штук. Применяют калибраторы диаметром, равным диаметру долота и на несколько миллиметров меньше диаметра долота. Стабилизаторы применяют для снижения темпа искривления оси скважины и предотвращения образования жалобных выработок в скважи­не.

основные осевые усилия.

Gз=Pш*Fк, ∆G=Gз+∆Gг, ∆Gг=ρ₁*υ_Н²*Fн, Gст=Gг+Gвр, Тп=G-(Gг+Gвр), Gг=Fр*(Pт+Pдт), М_П=Т_П*r_п*μ_п, где Тп - осевое усилие на осевую опору ГЗД, Мп – момент на осевой опоре, r_п – радиус трения в осевой опоре, μ_п – коэф-т трения в осевой опоре, Fр – расчетная площадь по которой действует гидравлическая мощность.

Вопрос №4

Трубы 1-4 типов со стандартным шкивом В, Н, ВК, НК выпускаются по ГОСТ-631-75; трубы П, ПК – согласно техническим условиям 71, 83 и 84 годов.

Трубы типа В и Н выпускаются длиной 11.5+0.9м, но допускается длина 6 и 8м, при этом короткие трубы соединяются муфтой. Толщина стенок составляет 7-11мм через 1мм.

На наружных концах труб на утолщенной части(высадке) нарезается трубная мелкая резьба треугольного профиля с углом при вершине витка 60 градусов. Для повышения прочности труб в резьбовых соединениях разработаны трубы ВК и НК с высадкой внутрь и наружу. Особенности: мелкая трубная резьба и замковая резьба трапецеидальные типа ТТ с углом профиля в 30 градусов; резьбы удлинены по сравнению с резьбами труб 1 и 2 типа; конический поясок снимает часть нагрузки с резьбового соединения и уплотняет его; упор предотвращает довинчивание резьбы. Материалы и пределы текучести: Д(373Мпа), К(490), Е(539) Л(637) М(735) Р(882) Т(980)

Трубы группы прочности Д изготавливают из углеродистой стали типа ст.45, а т рубы других групп прочности – из лигированных сталей. Замки к трубам поставляются или той же группы прочности или из сталей последующей группы прочности.

Вопрос №5 Трубы бурильные с приваренными по высаженной части соединительными концами (ТБПВ). У таких труб отсутствует мелкая трубная резьба. На концах труб делается наружное утолщение под сварку. На одном конце замка имеется замковая резьба, а на другом – толстостенный хвостик под сварку с трубной заготовкой. Сварка производится соосно для указанных деталей труб электроконтактным способом или трением. По ТУ 14-3-1293-84 высадка на концах труб делается наружу и внутрь (комбинированная), поэтому по техническим условиям эти трубы имеют шифр ПК. Длина труб П, ПК в среднем 12,3 и 12,7м с допуском до 0,9м. Диаметры: 114, 127, 73, 89, 102. Трубы ТБПВ выпускаются 5 групп прочности: Д(σт =379МПа),Е(516),Л(655),М(723),Р(930). По конструктивному исполнению выделяют термически обработанные трубы типа Д16Т, ЛБТВК, ПД16Т (с протекторным утолщением для снижения износа труб по наружному диаметру) и беззамковые ЛБТ. Конструкция труб Д16Т принципиально не отличается от конструкции стальных труб 1 типа. Заготовка трубы выпрессовывается из порошка сплава Д16, затем на концах трубы (с высадкой внутрь) нарезается мелкая трубная резьба, покрывается уплотнительным составом и наворачивается облегченный замок из легированной стали. Присоединение замка осуществляют с его нагревом до 400 градусов С при одновременном охлаждении тела трубы. В зоне работы клинового захвата трубы имеют небольшое утолщение. Длины находятся в пределах 12,3 – 12,5м, а толщины стенок такие: 9мм – диаметры 114 и 147мм; 10мм – 114; 11мм – 129, 147; 13мм – 147, 170; 15 и 17 – 147мм.

Все диаметры: 54, 64, 73, 90, 103, 108, 114, 129, 147, 170.

Плюсы: снижается общий вес БК, время СПО, транспортные расходы, износ деталей. Минусы: легко корродируют в средах pH>10, в солевых растворах и кислотах. Подвержены разрыву при гидроударах. Низкая прочность на растяжение особенно при повышении температуры.

Вопрос №6

УБТ необходимы для создания части осевой нагрузки на долото, в основном для динамической её составляющей, для придания больщей жесткости низу БК. Последнее необходимо для строительства скважин в породах, в которых образуются большие каверны, и для проводки скважин по заданному направлению. Применяют УБТ круглого, квадратного, треугольного, профильного сечений и др.

Горячекатаные УБТ выпускают по ТУ 14-3-839-79 диаметром 73, 89, 108мм и по ТУ 14-3-385-79 диаметром 146 178 203 219 и 245мм с массой м длины: 97.6 145.4 193 225,1 267.4кг

Длина таких труб составляет 6…9м. Прочность соответствует группам Д и К. На УБТ имеется проточка под элеватор, нарезается крупная замковая резьба (кроме труб 219 и 245мм).

7) Диаметр УБТ выбирают в зависимости от диаметра долота и ожидаемых условий бурения (табл. 2.1). При роторном бурении используют УБТ, диаметр которых составляет 0,65—0,85 диаметра долота. Предпочтительны УБТ возможно большего диаметра. При бурении забойными двигателями диаметр УБТ обычно принимают равным диаметру используемого забойного двигателя.  Длина УБТ определяется из условий: для роторного бурения l₀=1,25Р_Д/q;  для бурения забойными двигателями l₀= (1,25Р_д - G_3д)/q, где l₀ - длина УБТ, м; Р_д— осевая нагрузка на долото, Н; q — вес 1 м УБТ, Н; G_зд — вес забойного двигателя, Н.

8) Ведущие трубы имеют квадратный шестигранный крестообразный профиль с концентрично расположенным круглым или квадратным отверстием для прохода промывочного раствора. Граненая поверхность облегчает взаимодействие ведущей трубы и ротора, и обеспечивает осевое перемещение бурильной колонны в процессе бурения скважины. На концах ведущей трубы нарезается левая и правая наружные конические резьбы треугольного профиля. Левая резьба для навинчивания верхнего переводника ПШВ. Правая резьба – для нижнего переводника ПШН Материал: трубы стали групп проката Д и К, 36Г2С переводники: 40ХН, 40Х, 45. Диаметр труб 114, 140, 168 мм Сторона квадрата 112, 140, 155 еще 65,80 мм

Конструкция переводников : ниппельный, муфтовый и ниппельно муфтовый , здесь необходимо изобразить их конструкции .

9) Комплектация, эксплуатация и ремонт бурильных, утяжеленных, ведущих труб и переводников должны регламентироваться инструкцией по эксплуатации бурильных труб с учетом особенностей региона их применения. Методы дефектоскопии позволяют осуществлять проверку новых труб на участке отделки на трубопрокатных заводах, при профилактическом контроле бывших в эксплуатации бурильных труб на проверочном участке трубно-инструментальных баз. Трубы по ГОСТ 631 - 75, требующие ремонта трубной резьбы, после мойки, дефектоскопии и правки по рольгангу подаются на прицеховой механизированный стеллаж линии подготовки к эксплуатации бурильных труб

10. Для каждого типа бурильных труб регламентированы материал изготовления, пределы текучести (σ_т) и временного сопротивления, удлинение, относительное сужение и ударная вязкость соответственно группам прочности. В таблице приведены данные о σ_т для труб 1 – 4 типов

Параметр	Группы прочности
	Д	К	Е	Л	М	Р	Т
т, МПа	373	490	539	637	735	882		980

Трубы группы прочности «Д» изготавливаются из углеродистой стали типа Ст. 45, а трубы других групп прочности – из легированных сталей. Замки к трубам поставляются или той же группы прочности, или из сталей последующей группы прочности.

Расчет приведенного веса (массы) бурильных труб в воздухе и в жидкости

где q - масса 1 м гладкой трубы в воздухе;

q_M - масса соединительной муфты (для труб длиной 8 м);

11. Виды напряжений

На бурильную колонну в скв действуют различные усилия, которые обуславливают соот­ветствующие напряжения в трубах:

растягивающие напряжения

сжимающие напряжения;

статические касательные напряжения;

изгибающие напряжения (постоянный и переменный)

Растягивающие напряжения

, где

∑Qi – сумма усилий

, где

Gд – вес долота, Gзд – вес забойного двигателя, Gу – вес УБТ, Gст – вес стальных труб, Gл – вес ЛБТ, Gтр – сила трения, Gг – гидравлическая осевая нагрузка, Gj – вес др элементов, входящих в состав б.и.

Статические касательные напряжения:

, где Мобщ=Мд+Мх+Мi

Мобщ – общий крутящий момент, Мд – момент на разрушение ГП, Мх – момент на холостое вращение колонны, Мi – мамонт на вращение маховика, калибратора и т.д. Wкр – момент сопротивления кручению.

Изгибающие напряжения

, где

Ем – модуль упругости материала, Jо – осевой момент инерции, Rи – радиус искривления скв.

Изгибающие напряжения: бывают статические и переменные

fк – максимальная величина прогиба на длине полуволны, lп – длина полуволны, dн – наруж диам труб.

Результирующее изгибающее напряжение будет:

12. Расчет длин секций

Расчет длины УБТ при бурении с ГЗД. Длину УБТ можно определить как

где С_м - скорость звука в материале УБТ (С_м=5100м/с);

Т_д - период продольных зубцовых вибраций долота с учетом

деформируемости забоя, с;

l₁- длина бурильного инструмента от забоя до УБТ, м;

1₂_длина инструмента от забоя до середины верхней осевой опоры ГЗД, м.

Расчету 1_У при роторном бурении.

Определение длины труб наддолотного комплекта или стальных труб в колонне с применением ЛБТ.

Длину стальных труб, необходимую для обеспечения осевой нагрузки на долото при колонне, составленной из разных по диаметру труб или из различных типов труб, например из ПК и Д16 Т, рассчитывают по формуле:

где G, G_y, G_зд. - осевая нагрузка на долото, вес УБТ и забойного двигателя с присоединяемыми к его валу элементами, кН;

b_а - учитывает Архимедову силу; b_а=1-р_ср/р_пк;

Рср, Рпк - соответственно плотности промывочной жидкости и труб ПК;

q_ПK - вес одного метра труб ПК в воздухе с учетом замковых соединений, кН/м.

16) При турбинном

Расчет проводится в приведенной ниже последовательности. Выбирается диаметр бурильных труб. Определяется допускаемая глубина спуска колонны и труб с одинаковой толщиной стенки и одной группой прочности материала:

(9.56)

где Q_p - допускаемая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН

(9.57)

σ_т - предел текучести материала труб, МПа; F_т.р - площадь сечения труб, м2; n - коэффициент запаса прочности, n=1,3 для нормальных условий,  n=1,35 для осложненных условий; Q_пр - предельная нагрузка, МП, k - коэффициент, k=1,15; G - вес забойного двигателя, МН; Р_т - перепад давления в турбобуре, МПа; q_б.т - вес 1 м бурильных труб, МН; F_k - площадь сечения канала труб.м2.

Общая длина колонны:

L=lдоп + lубт                  (9.58)

где  l_убт - длина утяжеленных труб, м.

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:

(9.59)

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

Для удобства должна быть выбрана и проверена расчетом такая колонна, которая будет состоять из наименьшего числа секций одного диаметра труб, отличающихся толщиной стенки и группой прочности материала.

Необходимо стремиться применять бурильные трубы с меньшим значением предела текучести, как менее дефицитные и меньшей стоимости.

При роторном

Рассчитывают переменные напряжения изгиба (в Па):

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

D и d- наружный и внутренний диаметр трубы соответственно, м; ƒ - стрела прогиба, ƒ=(D_скв - D₃)/2, м; D_cкв - диаметр скважины, D_cкв=1,1D_д, D_д - диаметр долота, м; D₃ - диаметр замка, м; L - длит полуволны, м; W_из - осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы по пояску или по сварному шву), м3.

D_н.к, D_вк, - наружный и внутренний диаметры высаженного конца м.

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

ω - угловая скорость вращения бурильных труб, с^-1; m₁ — масса 1 м труб, кг/м.

Вычисляют коэффициент запаса прочности на выносливость:

n=(σ_-1)_Dβ/σ_а             

где (σ_-1)_D — предел выносливости материала труб, Мпа (табл.9.9); β — коэффициент снижения предела выносливости за счёт перегрузки резьбы, β-0,6 для стали марки Д, β=0,55 для алюминиевого сплава Д16.

17)Расчетные нагрузки зависят от конструкции бурильной колонны, способов и режимов бурения, поэтому они определяются после предварительного выбора режима бурения и типоразмеров утяжеленных и бурильных труб.

Напряжения от собственного веса в сечении трубы, отстоящем на расстоянии х; от нижнего конца бурильной колонны: = Gх/F = KFx/F = Kx  где Gx — вес бурильной колонны длиной х; F — площадь кольцевого сечения гладкой части бурильной трубы; х — длина колонны бурильных труб;  — удельный вес материала труб; К — коэффициент, учитывающий вес бурильных замков и утолщенных концов трубы.

На статическую прочность бурильную колонну рассчитывают, исходя из условия = G/F  T/S = где —напряжение растяжения; G — расчетная нагрузка; F — площадь поперечного сечения гладкой части бурильной трубы; T — предел текучести материала; [S] —допускаемый запас прочности на растяжение. Расчетная нагрузка определяется по формуле G = [(l-l0)q+l0 q0+GЗД](1-Ж /)+(рn+р0)FП, где l,l0 – длина бурильной колонны и УБТ, м;  q и  q0 – вес 1 м бурильной трубы и УБТ, Н; GЗД – вес забойного двигателя, Н; Ж  и  - плотность промывочной жидкости и материала труб, кг/м3; рn  и р0 – перепад давления соответственно в забойном двигателе и долоте, Па; FП – площадь проходного канала трубы, м2.

Растягивающее напряжение от собственного веса бурильной колонны без учета потери веса в промывочной жидкости = [(l-l0)q+l0 q]/ F, Касательные напряжения определяются по формуле = Мк/Wк, где МК – крутящий момент; WК – полярный момент сопротивления гладкой части трубы. Крутящий момент принято определять по мощности, необходимо для вращения бурильной колонны и долота и разрушения забоя скважины МК=(NX+NД)/, NX;NД – мощности на холостое вращение бурильной колонны и на вращение долота и разрушение горной породы; – угловая скорость долота.