2.2 Условия работы бурильных труб при бурении гидравлическими забойными двигателями

При бурении гидравлическими забойными двигателями бурильная колонна неподвижна. По ней к двигателю и долоту поступает буровой раствор, воспринимающий во время работы турбобура (в случае бурения турбинным способом) его реактивный момент. Так как бурильная колонна неподвижна и всегда, даже при небольшом искривлении ствола, лежит на стенке скважины, то реактивный момент воспринимается только нижней частью бурильной колонны и затухает по мере удаления кверху от турбобура вследствие трения колонны о стенки скважины. Таким образом, при бурении гидравлическими забойными двигателями частота вращения колонны бурильных труб равна нулю, и ее можно считать практически разгруженной от действия вращающих моментов.

Расчет бурильных труб при бурении гидравлическими забойными двигателями (этот же расчет следует применять и при бурении электробурами) сводится к определению допустимой длины колонны с учетом веса двигателя, утяжеленных бурильных труб и давления бурового раствора:

(2.43)

где L_общ - допустимая длина бурильной колонны; Q_доп - допустимая растягивающая нагрузка для тела бурильной трубы; Q_r.д - вес гидравлического забойного двигателя; Q_т.н - вес утяжеленных бурильных труб; ρ_ж и ρ - плотность бурового раствора и материала бурильной трубы; р - перепад давления в гидравлическом забойном двигателе и долоте; F - площадь сечения проходного канала бурильной трубы; q - вес 1 м бурильной трубы с учетом веса замка и высаженных концов; L₂ - длина утяжеленных бурильных труб.

Допускаемая растягивающая нагрузка на тело трубы равна

(2.44)

где σ_т - предел текучести при растяжении для данной марки стали;

F₁ - площадь сечения бурильной трубы; п - коэффициент запаса прочности.

Для бурения гидравлическими забойными двигателями в неосложненных условиях с применением нормальных буровых растворов (без добавления утяжелителей) п = 1,3. Для колонн, работающих в осложненных условиях (обвалообразование, каверны, утяжеленные буровые растворы), а также для наклонно-направленных скважин п = 1,4. Коэффициент запаса прочности п принят по отношению к пределу текучести материала труб без учета потери веса колонны в жидкости.

Если бурильная колонна составлена из труб одного размера, но с разными толщинами стенок или механическими свойствами, длину нижней части колонны можно определить по формуле (2.43). Длина верхней части колонны

(2.45)

где Q_доп' - допускаемая растягивающая нагрузка для тела бурильной трубы верхней секции; q' - вес 1 м бурильной трубы верхней секции с учетом веса замка и высаженных концов. Общая длина колонны

(2.46)

Если бурильная колонна составлена из труб различных диаметров и с неодинаковыми механическими свойствами, длину нижней части колонны L₁ следует определять по формуле (2.43).

Длина L₂ верхней части колонны будет

(2.47)

где F_K - разность площадей проходных сечений верхней и нижней секции. Общую длину колонны получают от сложения L₁ и L₂.

Пример. Проектная глубина скважины 3200 м. Плотность глинистого раствора 1,2 г/см³ (1200 кг/м³). Давление глинистого раствора 10 МПа. Вес турбобура Т12МЗ-8 равен 16920 Н. Утяжеленные бурильные трубы отсутствуют. Необходимо рассчитать колонну бурильных труб (материал труб - сталь группы прочности Д с пределом текучести 380 МПа) для турбинного бурения. Бурение протекает в осложненных условиях.

Решение. Для нижней секции колонны выбираем трубы размером 140 мм с толщиной стенки 9 мм. Длину нижней секции находят из выражения (2.43). Так как l₀=0, то

Для нашего примера

тогда

Для верхней секции выбираем бурильные трубы диаметром 168 мм с толщиной стенки 9 мм:

тогда по формуле (2.47)

что соответствует условиям.