Таблица 5.4

Добавил:

guap4736_vkclub152685050 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Предмет:

Бурение нефтяных и газовых скважин

Файл:

БУРЕНИЕ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН.pdf

Скачиваний:

109

Добавлен:

21.08.2019

Размер:

2.36 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1516 / 2216 17 18 19 20 21 22 > Следующая >>>

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Значения EI,

2 приведены в табл. 5.15. В формуле (5.8)

q1 = m1g10-3,

Характеристика легкосплавных бурильных труб, изготовляемых из сплава Д16Т, и замков к ним

Параметры			Наружный диаметр трубы, мм
	73	93		114	129	129	147	147
Толщина стенки,	9	9		10	9	11	9	11
мм	ЗЛ-	ЗЛ-		ЗЛ-	ЗЛ-	ЗЛ-152	ЗЛ-	ЗЛ-
Шифр стальных	90	110		136	152		172	172
облегченных
замков						152
Диаметр, мм:	99	110		136	152		172	172
наружный облег-
ченного
стального замка						95
наименьший	41	61		80	95		110	110
внут-ренний						95
замка	41	61		80	95		112	112
наименьший
внут-ренний
трубы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Продолжение табл. 5.4

Параметры			Наружный диаметр трубы, мм
		73	93	114	129	129	147	147
Длина трубы, м
без замка		9	9	12	12	12	12	12
номинальная	с	9,5	9,5	12,25	12,27	12,27	12,27	12,27
замком
Масса 1 м трубы,		5,3	6,7	9,3	10,0	11,8	11,3	13,4
кг:		12,5	16,2	21,5	30,3	30,3	37,0	37,0

сучетом высадки

стального				6,8	8,4	11,0	11,8	14,3	14,4	16,5
облегченного замка
с	учетом		высадки		52	40	35	45	31	38
концов и замка				54
	Давление, МПа:
максимально				81,0	79,0	59,5	53,5	67,8	46,0	58,0
допусти-			мое,
внутреннее
внутреннее,			при
кото-ром				110	100	97,5	73,0	92,5	63,0	78,5
напряжение			в теле
трубы		достигает		51	37	31	24	34	18	27
преде-ла текучести
внутреннее				77	55.3	46,5	36,7	52,0	28,0	40,9
разрушаю-щее				12,0	21,0	36,0	44,5	52,0	58,5	69,0
максимально
допусти-мое			внешне
сминающее
внешнее
разрушающее
	Крутящий		момент,
максимально				70	152	321	442	515	671	787
допустимый,			при	53	114	242	333	388	505	592
котором напряжения
в	теле		трубы
достигают			предела
текучести, кН·м
	Жесткость		труб,
кН·м2
при изгибе
при сдвиге

Примечания. 1. При выборе допустимых усилий приняты следующие коэффициенты запаса прочности: для растягивающих нагрузок 1,12; для внутренних давлений 1,25; для внешних сжимающих давлений 1,5; для моментов кручения 1,8. 2. Для сплава Д16Т принят предел текучести 330 МПа, предел прочности 4500МПа; модуль при изгибе Е = 71·103 МПа, при сдвиге G = 27,1·103 МПа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 5.5

Основные размеры и масса замков для СБТ

Типораз-	Диаметр труб по		Диаметр, мм		Длина,	Масса,
мер	ГОСТ 631-75, мм c				мм	кг
мер	ГОСТ 631-75, мм c		наруж-	внутре-	мм	кг
замка	высаженными			внутре-
замка	высаженными
	концами		ный	ний
	внутрь	наружу	ный
	внутрь	наружу
ЗН-80	60,3	-	80	25	404	12
ЗН-95 ЗН-	73	-	95	32	431	16
108	89	-	108	38	455	20
ЗН-113	89	-	113	38	455	23
(ЗН-140)	114,3	-	140	58	502	35
(ЗН-172)	139,7	-	172	70	560	58
(ЗН-197)	168,3	-	197	-	603	76
ЗШ-108	73,0	-	108	54	431	20
ЗШ-118	89,0	-	118	62	455	23
ЗШ-133	101,6	-	133	72	496	37
ЗШ-146	114,3	101,6	146	80	508	38
ЗШ-178	139,7	-	178	101	573	61
ЗШ-203	168,3	-	203	-	603	73
ЗУ-86	-	60,3	86	44	404	15
ЗУ-108	-	73,0	108	54	431	20
ЗУ-120	-	89,0	120	70	468	25
ЗУ-146	114,3	101,6	146	82	496	37
ЗУ-155	127,0	114,3	155	95	526	39
ЗУ-185	-	139,7	185	120	553	53
ЗУК-108	-	ТБНК-73	108	54	431	17
ЗУК-120	-	ТБНК-89	120	70	468	20
ЗУК-146	ТБВК-114	ТБНК-102	146	82	506	36
ЗУК-155	ТБВК-127	ТБНК-114	155	95	538	28
ЗШК-113	ТБВК-89	-	118	62	454	22
ЗШК-133	ТБВК-102	-	133	72	506	32
ЗШК-178	ТБВК-140	-	178	101	573	61
ЗЛ-90	-	-	90	-	-	-
ЗЛ-102	-	-	108	51	422	14
ЗЛ-140	-	-	140	80	445	21,5
ЗЛ-152	-	-	152	95	445	30
ЗЛ-172	-	-	172	110	465	40
ЗЛ-197	-	-	197	134	470	66

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 5.6

Размеры замков (ниппелей и муфт) для приварки к трубам

Услов	Наруж	Внутренний		Длина	Резьба	Длина, мм		Масса
-ный	-ный	диаметр, мм		цилин-				одного
наруж	диа-	наи-	наи-	дриче-		нип-	муфты	комп-
-ный	метр	мень-	боль-	ского		пеля		лекта
диа-	нип-	ший	ший	конца,				замка
метр	пеля,			мм				(нип-
трубы	мм							пель,
, мм								муфта),
								кг
73	104,8	50,0	52,0	58,3	З-86	326,7	298,6	25,1
89	127,0	64,3	66,3	58,3	З-102	364,8	336,7	40,0
102	133,4	67,5	69,5	63,0	З-108	357,1	324,0	41,9
114	158,8	75,4	77,4	63,0	З-122	357,1	324,0	60,9
114	158,8	69,1	71,1	63,0	З-122	357,1	324,0	63,8
127	61,9	88,1	90,1	63,0	З-133	357,1	324,0	59,1
127	165,1	75,4	77,4	63,0	З-133	357,1	324,0	68,2

Таблица 5.7

Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения

Показатели			ТУ14-3-126-73			ТУ14-3-755-78		ТУ 51-276-86 (ТВКП)
Сторона квадрата, мм			112	140	155	65	80	112	140	155
Диаметр канала, мм			74	85	100	32	40	74	85	100
Диаметр	проточки		114	141	168	73	89
под элеватор, мм
Общая длина трубы		с	13	14	14	10	10	11,5-	14,5-	14,5-
переводниками		не						13,5	17,0	17,0
менее, м
Резьба пере-
водников:
верхнего			З-121Л	З-152Л	З-152Л	З-76Л	З-88Л	З-121Л	З-171Л	З-171Л
нижнего			З-121	З-147	З-171	З-76	З-88	З-121	З-147	З-171
Наружный	диаметр
переводника, мм
верхнего			197	197	197	95	108	146	203	203
нижнего			146	178	203	95	108	146	178	203
Масса теоретическая			65,6	106,6	124,3	27	38	65,6	106,6	124,3
1 м трубы без перево-
дников, кг
Масса переводников,
кг:
верхнего			60	55	54	10	12,5	-	-	-
нижнего			22	35	39	9	12	-	-	-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 5.8

		Показатели									Группа прочности стали																		Спла
									Д	К				Е		Л	М			Р		Т	40ХН			40Х			в
																										МФА			Д16
																													Т
	Временное			ГОСТ 631-				637		687			735		784		882		-		-		882				-		392
	сопротивле				75																								421
	ние			ТУ 14-3-				655			-		689		724		792		-		-			-			981
	разрыву σВ,			1571-88
	МПа,		не	Изготовлен				-			-				-		-		980		107			-
	менее				ие по								-								8
				соглашени									-								8
				соглашени
						ю
	Предел			ГОСТ 631-				373		490			539		637		735		-		-		735				-		255
	теку-чести				75																								274
	σТ, МПа, не			ТУ 14-3-				379			-		517		655		724		-		-			-			832
	менее			1571-88
				Изготовлен															882		980			-
					ие по
				соглашени
						ю
	Относитель-ное							16		12			12		12		12		12		12		10				13		12
	удлинение δ, % не																												10
			менее

	Примечания.				1. В числителе для труб диаметром менее 120 мм, в знаменателе –
												более 120 мм.
																								Таблица 5.9
Трубы			Способ			Диаметр бурильных труб, мм
			бурения
1			2			3	4		5	6		7		8		9	10	11		12		13	14		15			16
Обсад-			Забойны-			-	-		-	-		-		178		194	219	245		273		299	324		340			>406
ные			ми	дви-
			гателями
			Ротор-			114	127		140	146		168		178		194	219	245		273		299	-		-			-
			ный
Бури-			Забойны-			-	-		-	-		-		89		102	114	127		140		140	140		140			168
льные			ми	дви-																146		146	146		146			168
льные			ми	дви-
			гателями
			Ротор-			60	60		73	73		89		89		102	114	127		140		140	146		146			168
			ный

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Механические свойства материала СБТ и ЛБТ приведены в табл. 5.8 Диаметр бурильных труб выбирается в зависимости от диаметра

предыдущей обсадной колонны и способа бурения (см. табл. 5.9). Основные размеры и масса УБТ приведены в табл. 5.10.

Гладкие по всей длине горячекатанные УБТ рекомендуется применять только для бурения с забойными двигателями; УБТС (утяжеленные бурильные трубы сбалансированные) – для бурения в осложненных условиях; УБТ с квадратным сечением по периметру – при бурении интервалов, склонных к самопроизвольному искривлению и со спиральными и продольными канавками – в условиях повышенной опасности затяжек и прихватов бурильной колонны.

Таблица 5.10

Основные размеры и масса УБТ

Шифр	Диаметр, мм		Длина,	Масса/вес	Резьба
			м	1 м трубы,
	наружный	внутренний	м	1 м трубы,
	наружный	внутренний		кг/м и кН/м
				кг/м и кН/м
УБТ-95	95	38	6 и 8	47/0,461	З-77
УБТ-108	108	46	6 и 8	59/0,579	З-88
УБТ-121	121	102	6 и 8	73,7/0,723	3-94
УБТ-146	146	74	6 и 8	98/0,961	З-121
УБТ-165	165	141	6 и 8	146,8/1,44	3-122
УБТ-178	178	90	8 и 12	145/1,42	З-147
УБТ-197	197	178	8 и 12	198,4/1,946	3-149
УБТ-203	203	100	8 и 12	192/1,88	З-171
УБТ-219	219	110	8	220/2,16	З-171
УБТ-229	229	194	8	289,9/2,844	3-163
УБТ-245	245	135	7	258/2,53	З-201
УБТ-254	254	219	7	333,8/3,275	З-185
УБТ-279	273	245	7	441,3/4,329	3-203
УБТС2-120	120	64	6	65/0,638	3-101
УБТС2-133	133	64	6	84/0,824	З-108*
УБТС2-146	146	68	6	103/1,01	З-121
УБТС2-178	178	80	6	156/1,53	З-147
УБТС2-203	203	80	6	215/2,11	З-161
УБТС2-229	229	90	6	273/2,68	З-171
УБТС2-254	254	100	6	336/3,30	З-201
УБТС2-254	254	127	6	296/2,90	З-201
УБТС2-273	273	100	6	398/3,90	З-201
УБТС2-273	273	127	6	360/3,53	З-201
УБТС2-299	259	-	6	489,5/4,797	3-201

Примечания. 1. УБТ (горячекатанные) поставляются без проточки под элеватор, УБТС

– с проточкой под элеватор. 2. Звездочкой обозначена резьба укороченного профиля. 3. УБТ изготовляются из стали групп прочности Д и К, УБТС – из стали 40ХН2МА или 38ХН3МФА.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5.2. Выбор параметров УБТ

Диаметр нижней (первой) секции УБТ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. В нормальных условиях бурения рекомендуется принимать следующие соотношения между диаметрами УБТ и долот

(dу/D).
Диаметр долота, мм . . . . . .	295,3	295,3
Соотношение dу/D . . . . . .	0,80-0,85	0,70-0,80.

Для осложненных условий это соотношение уменьшается. Сочетания рекомендуемых диаметров нижней секции УБТ и

долот приведены в табл. 5.11.

В осложненных условиях: при бурении долотами D > 250,8 мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего диаметра с одновременной установкой опорно-центрирующих устройств. При бурении забойными двигателями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диаметра забойного двигателя, т.е. dу dз.дв.

			Таблица 5.11
	Диаметры, мм, нижней УБТ и долот
Долото	УБТ (нижняя	Долото	УБТ (нижняя
	секция)		секция)
139,7-146,0	114; 120	269,9	219; 229
	108		178; 203
149,2-158,7	120; 133	295,3-311,1	229; 245
	108; 114		203; 219
161,0-171,4	133; 146	320,0	245
	120; 133		229
187,3-200,0	165	349,2	254
	146		229
212,7-228,6	178	374,6	273
	165		254
244,5-250,8	203	-	-
	178

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.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

						Таблица 5.13.
	Рекомендуемые диаметры бурильной и обсадной колонны

	Обсадная		Бурильная	Обсадная	Бурильная колонна
	колонна		колонна	колонна
	139,7; 146,1		73	244,5	114; 127 (129)
	168,3		89 (90)	273,1	127 (129); 140 (147)
	177,8		89 (90); 102 (103)	298,5; 323,9	140 (147)
	193,7		102 (103); 114	339,7; 377	140 (147)
	219,1		114; 127 (128)	406 и более	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

убт			1,15(Рд	Gт )		,	(5.1)
убт		1				,	(5.1)
	1q1		(1 1 )(q2		q3 ) k1 cos
	1q1	nc	(1 1 )(q2		q3 ) k1 cos
		nc

где Рд в кН; Gт –	вес турбобура, кН, q1, q2, q3 – вес 1 м соответственно
первой, второй	и третьей секции УБТ, кН/м; k1 1 б. р м -

коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора, значения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

которого приведены в табл. 5.14; б. р. - плотность бурового раствора,

	м

- плотность металла;

- угол отклонения УБТ от вертикали;

1 = ℓ1/ℓ;

(5.2)

ℓ1 – длина нижней части (первой) секции, создающей основную часть нагрузки.

	Для определения ℓ1		следует вначале задаться отношением 1:
	при нормальных условиях бурения
ℓ1 = (0,7 0,8)ℓубт;				(5.3)
	при осложненных условиях
ℓ1	= (0,4 0,6)ℓубт;			(5.4)
	Если nc	= 3, то ℓ 1 =	1ℓубт; ℓ2 = ℓ3 = (ℓубт - ℓ1)/2;	если nc = 2, то
ℓ1 =	1ℓубт; ℓ2	= ℓубт - ℓ1; q3	= 0, если nc = 1, то 1= ℓубт;	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; ρб.р = 1450 кг/м3;

θ = 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 ℓубт должна быть многоразмерной. Примем трехразмерную конструкцию 254219 178 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

б. р	k1	k2	k3	б. р	k1	k2	k3
1000	0,873	0,914	0,956	1600	0,796	0,869	0,927
1100	0,860	0,904	0,951	1700	0,783	0,850	0,922
1200	0,847	0,885	0,946	1800	0,771	0,841	0,917
1300	0,834	0,886	0,941	1900	0,758	0,832	0,912
1400	0,822	0,878	0,937	2000	0,745	0,823	0,907
1500	0,809	0,868	0,932	2100	0,732	0,812	0,901

	Примечание. Коэффициенты потери веса определяют по формулам: k1
= 1 - ρб.р/ρм;
k2	= k 3 ; k3 = 3
k2	= k 3 ; k3 = 3		k	.
	2		1
			1
	убт						1,15 170			136 м

						1		1450
		0,5 3,3					(1 0,5)(2,16 1,42) (1		)0,9602
		0,5 3,3				1	(1 0,5)(2,16 1,42) (1		)0,9602
					3	1		7850

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Длина каждой секции ℓ1 = 0,5 ∙ 136=68 м; с учетом фактической длины труб УБТС dу = 254 мм и ℓф = 6 м принимаем ℓ1 = 66 м; ℓ2 = ℓ3

= (136–66)/2= 35 м.

Для одноразмерной колонны длина УБТ определяется из выражения:

ℓу=

	kP
		д
q (1			б. р		)
			б. р

1
				м
				м

(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)

ℓубт =

1,25 150
1,53(1	1400	)
	7850

≈ 149 м

Без учета фактора плавучести

ℓу = 1,25 · 150/1,53 ≈ 122 м.

Следовательно, без учета фактора плавучести ℓубт					уменьшится
примерно на 18 %.
Критические нагрузки (в кН) для одно-, двух-, трехразмерных
колонн УБТ определяются по следующим формулам:					(5.6)
Ркр= (1,90 3,35)k2	3	EJq	2	0,1pо Sо ;	(5.6)
			2

Ркр = Fкрk2	3	(EJ )1 q	2	0,1pо Sо

Ркр=Gкрk1q1ℓ-0,1PоSо;

;

(5.7)

(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.

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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/

3	(EI )		q	2
3
		1

)] и 5.2 в зависимости от величин L1, λ1 и

λ3, вычисляемых соответственно по формулам
L1= ℓубтk3	3	(EI)		/ q ,	(5.10)
			1	1
а – 146 × 178мм, б – 178 × 203мм.
λ1 = ℓ1/ℓубт,
λ3=ℓ3/ℓубт,					(5.11)
Здесь ℓ1,	ℓ3 длина нижней и третьей секции УБТ, м.
					Таблица 5.15

Геометрические характеристики утяжеленных бурильных труб

Диаметр, мм		Жесткость
наружный	внутренний	EI, кН·м2
95	38	820
108	46	1360
120	64	2040
133	64	3108
146	74	4375
178	80	9920
178	90	9666
203	80	17075
203	100	16590
219	110	22202
229	90	27615
245	135	33717
254	100	43680
254	127	40225
273	100	56200
273	127	54550

3	EI / q

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

3 EIq 2

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

По заданным значениям

		1


1
	убт
	убт

			3


		убт

определяют k, а

следовательно

Ркр = kq1ℓубт (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 λ1 = 1, если диаметр УБТ равен диаметру нижней секции двухразмерной конструкции УБТ, и для λ1 = 0 для труб верхней секции (меньшего диаметра).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Число опор на длине УБТ определяется по формуле:
nп.о= (ℓi - ℓ0)/а – 1,				(5.12)
где ℓi – длина i-й секции УБТ, м; ℓо – длина компоновки для
борьбы с искривлением (для i > 1 величина ℓ0			не учитывается.
				Таблица 5.17
Диаметр	Расстояние а (в м) при n, с-1
УБТ, мм	0,8	1,5	2,0	2,5
108-114	20,0	16,0	13,5	12,0
120	22,0	16,5	14,0	13,0
133	23,5	17,5	15,0	13,5
146	25,0	18,5	16,0	14,5
159	31,0	21,5	18,5	17,0
178	33,0	23,5	21,0	19,0
203	36,0	27,0	23,0	20,5

В табл. 5.17 приведены рекомендуемые расстояния между
промежуточными опорами при различных n.
Условия прочности соединений УБТ:
M =π2EIf/2ℓ 2 ;				(5.13)
из	п
Mиз=EIiθ/57,3;				(5.14)
где Mиз - изгибающий момент, кН·м; f - стрела прогиба, м;
f=(1,05D–dу)/2;				(5.15)

iθ – интенсивность искривления ствола, градус/10 м; D и dу – диаметры соответственно долота и наружный УБТ, м; ℓп –длина полуволны,

	10		EJ	2
ℓп=	10	4	EJ	;
ℓп=				;

			10q

ω = 2πn – угловая скорость вращения бурильной частота вращения, с-1;

q – вес 1 м труб, кН/м.

Допускаемый изгибающий момент в кН·м.

[Mиз]=Mпр/kз,

(5.16)

колонны; n –

(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 iθ и f, зная мощность, затрачиваемую на вращение колонны.

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 5.18

Значения Mкр (в кН·м)

Предел				Диаметр УБТ, мм
текучести, σт,		122	133	146	178	203	229	254	273
текучести, σт,		0
		0
МПа

640		8,5	11,8	16,0	25,9	40,0	57,0	81,0	98,0
440		-	-	13,6	23,5	32,8	-	-	-

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; ρб.р = 1100 кг/м3;

n= 1 c-1.

Ре 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,

ℓубт =

1,15 200 1,53 0,860

175

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 ℓо = 0,

nп.о = 175/33 – 1 = 4,3, т.е. предусматриваются 4 опоры. Для определения прочности резьбовых соединений вычислим ω = 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):

ℓп =

10		2
	9920 6,3
	4	1,53
6,3	10

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 σт = 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 σт = 440 МПа могут быть использованы для заданных условий.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 =

EJf		2
EJf
L
2
	изг

, 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	4	d	4	) ;


	64

D и d – наружный и внутренний диаметры трубы соответственно, м; f

– стрела прогиба,

f = (Dскв Dз ) 2 , 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,

		(D	4	d		4	)
			4			4
Wиз.=	32		н.к			в.к		,м3
	32		D		н.к
					н.к

где Dн.к – наружный диаметр высаженного конца, внутренний диаметр высаженного конца, м.

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

(5.19)

м; Dв.к. –

сечения

EI 2

	4
	m
	1

,м

(5.20)

где ω – угловая скорость вращения бурильных труб; m1 – масса 1 м труб, кг/м.

II. Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:

n= ( 1)D a ,

(5.21)

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 5.19

Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, МПа

					Трубы со			Трубы с		Легкосплав
	Трубы с резьбой				Трубы со			приварен		Легкосплав
	Трубы с резьбой				стабили-			приварен		-ные
		треугольного			стабили-			-ными		-ные
		треугольного		зирующими				-ными		буриль-ные
Диаметр		профиля		зирующими				зам-ками		буриль-ные
Диаметр		профиля		пояс-ками ТБВК				зам-ками		трубы ЛБТ
, мм				пояс-ками ТБВК				ТБВП		трубы ЛБТ
, мм								ТБВП
	Д	К	Е	Д		К	Е	Д	К	Д16Т	1953,
	Д	К	Е	Д		К	Е	Д	К	Д16Т	К-48
											К-48

73	75	65	-	140		140	150	-	-	50-56	-
89	75	60	-	-		120	-	-	-	-	-
102	-	-	-	-		110	120	-	-	-	-
114	70	60	80	140		110	120	100	90	43-52	-
127	-	-	-	-		100	110	100	90	-	-
140	70	60	80	-		100	110	100	90	-	-
147	-	-	-	-		-	-	-	-	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:

	k(Q	Q	)(1
	k(Q	Q	)(1
	б.т	УБТ

р			F
р

			тр

р м

) p	о	F
	о	к

,Па

(5.22)

где k – коэффициент, k = 1,15; Qб.т – вес бурильных труб данной секции, Н; QУБТ – вес утяжеленных бурильных труб, Н; ρр, ρм – 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:

		M
		W
		W

кр р

,Па

(5.23)

где Mкр – крутящий момент, Н·м,

Mкр=	N	в	N	д	,
Mкр=					,

(5.24)

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	d	4
W = 0,2D3(1 -			) ,	(5.25)
		4
р	D

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

Мощность на холостое вращение бурильной колонны

определяется по формуле [8]				Dд		р ,	(5.26)
Nв = 13,5·10	-7	L · dн n
		2	1,5	0,5
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

N	д	= С · 10-7,7 · n · D 0,4	P1,3	,	(5.27)
	д	д	д

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 = т	р	4		,	(5.28)
	2		2

где σт – 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.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 5.20

Геометрические характеристики буровых труб

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Продолжение табл. 5.20

		Площадь		Осевой	Осевой	момент	Приведенная
		попе-речного		момент			масса		1 м
					сопротивления, см3
	Тол-	сечения, см2		инерции			трубы (в кг)
Условный
	щина			попереч-		высажено-
диаметр,
	стен-			ного се-	гладкой	го конца в
мм
	ки,мм	трубы	канала	чения	части	основной	6	8	11,5

				трубы,	трубы	плоскости
				см4		резьбы

Бурильные трубы с приваренными по высаженной части бурильными замками

73	7	14,5	27,3	79,9	21,8	-	-	13,8	13,0
	8	16,3	25,5	87,6	24,0	-	-	15,1	14,4
89	7	18,0	44,2	152,7	34,3	-	-	16,7	15,9
	8	20,4	41,2	168,6	37,9	-	-	18,9	18,2
114	9	29,8	72,8	415,7	72,7	-	-	27,5	26,2
	10	32,8	69,8	449,7	78,7	-	-	29,8	28,5
127	9	33,4	93,3	584,1	92,0	-	-	31,5	29,8
	10	36,8	89,9	633,5	99,8	-	-	43,0	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

n 3,14 180 18,84 30 30

с-1;

Pд = 1,4 · 105 Н; Dд = 190,5 · 10-3 м;

= 1300 кг/м3;

м = 7850 кг/м3;

ро = 7 · 106 Па;ℓУБТ = 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 =	3,14		2,0 1011 584,1 10 8 (18,84)	2	10.51 м.
L =	18,84	26,2			10.51 м.
		4

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

Стрела прогиба бурильной трубы:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

f =

1,05 190,5 127 2 36,5(мм) 36,5 10	3

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:

	11	584,1 10			8	36,5 10		3	(3,14)	2
	2,0 10	584,1 10				36,5 10			(3,14)	19,78 10	6
											6
а		(12,4)	2	138,4 10			6
а			2				6

Па = 19,78 МПа.

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

n =

	100 0,6	3.03;
	19.78	3.03;
	19.78

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:

	1,15(0,733 10	6	1,6 10	5	)(1	1300		) 7 10	6	93,3 10	4
		6		5					6		4
						7850
						7850					2,76 10	8
р			33,4 10				4				2,76 10
р							4

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 = 74,49 10	3	20,8	10	3	18,84	5,06 10	3	Н·м.

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

W	р

0,2(0,127)3 1 (0,109)

(0,127)

4 4

 

0,19 10	3

м	3

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

5,06 10		3
5,06 10			26,6 10	6
				6
0,19 10	3
	3

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 =	490		1,74,


	(276,0)2 4(26,6)2

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.
		100

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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;
		1,15	(0,957 10			6	1,6 10			5	) (1		13000			) 7 10		6	89,9	10	4
						6				5								6			4
													78500
													78500								3,08 10	8	Па	308 МПа;
	р								36,8 10					4							3,08 10		Па	308 МПа;
	р													4

N		13,5	10	7	3200		0,127	2			1,5	0,19			0,5	1300	95кВт.
N	в	13,5	10		3200		0,127		180			0,19				1300	95кВт.
	в

NД = 20,8 кВт;

Mкр=	95 103 20,8 103				6,15 103			Н м ;
Mкр=	18,84				6,15 103			Н м ;
	18,84
				0,107		4
				0,107
		3					0,2 10		3
Wр =	0,2 ·0,127	3	1				0,2 10
Wр =	0,2 ·0,127			0,127		4
				0,127

м3;

6,15 103 30,75 106 Па = 30,75 МПа 0,2 10 3

Следовательно,

N1 =	500	400 318	2	4 30,75	2

1,51

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,

101

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

			Таблица 5.21
Показатели	Номера секций снизу вверх
	1	2	3
Толщина стенки	9	10	10
трубы, мм	К	К	Е
Группа прочности
материала труб	850-3350	150-850	0-150
Интервал	2500	700	300-
расположения, м	293	320	150=150м*
Длина секции, м	0,733	0,957	320
Вес 1 м трубы, Н/м			1,053
Вес секции, МН

* LУБТ = 150 м по условию примера.

Примечание. Общий вес бурильной колонны ( с учетом веса УБТ) 2,903 МН.

	1,15 (1,05 10	6	1,6 10	5	) (1	1300		) 7 10	6	89,9 10	4
		6		5					6		4
						7850
						7850					3,33 10	8	Па 333 МПа.
р				36,8 10			4				3,33 10		Па 333 МПа.
р							4

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.

6,62 103 33,1 106 Па 33,1МПа. 0,2 10 3

Следовательно,

N1 =

		539
333	2	4 32,4	2
333		4 32,4

1,59

, 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

102

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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:

k (Q

G) (1

) (Р

) F

УБТ

доп

k q

)

б.т

(5.29)

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

	т	F	Q
Qр=	т	тр	пр	,	(5.30)
Qр=		n	n	,	(5.30)
		n	n

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 = ℓдоп + ℓУБТ, (5.31)

где ℓУБТ – 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:

m		Qpm	Qpm 1			,	(5.32)

		kq	(1	р	)

		б.тm		м

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;

ρр= 1300 кг/м3; QУБТ = 0,117 МН; длина утяжеленных труб ℓУБТ = 75 м. Диаметр предыдущей обсадной колонны – 245 мм.; рд + рт = 6,0 МПа.

103

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 δ = 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) =			735 0,00334	1,89	МН.
Qр(9М) =			1,3	1,89	МН.
			1,3
3. Допускаемая глубина спуска труб группы прочности М (δ = 9
мм)
			1,89 1,15 (0,117		0,026) (1 1300 7850) 6 93,3 10	4
			1,89 1,15 (0,117		0,026) (1 1300 7850) 6 93,3 10	5897	м.
	доп.(9M )			1,15 0,0003 (1 1300 7850)		5897	м.
	доп.(9M )

Как видно, допустимая глубина спуска труб из материала группы прочности М (δ = 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 δ = 9 мм, длиной бурильной трубы б.т 8 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) =

	373 0,00334	0,958 МН.
	1,3	0,958 МН.
	1,3

3. Допускаемая глубина спуска труб группы прочности Д (δ = 9

мм)

				0,958 1,15 (0,117 0,026) (1 1300 7850) 6 93,3 10			4
							2658	м.
		доп.(9 Д )		1,15		0,0003 (1 1300 7850)


	4. Принимаем вторую секцию из бурильных труб той же
группы прочности Д, но с						δ = 10мм, длиной бурильной трубы
б.т	8 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)		373 0,00368		1,056	МН.

				1,3

6. Длина второй секции по формуле (5.30)

104

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	2(10Д)

	1,056 0,958		309,6
	0,00033 1 1300	7850
1,15

7. Длина колонны

L = ℓдоп(9Д) + ℓ2(10Д) + ℓУБТ = 2658+309,6+75= 3042,6 м

Что меньше глубины скважины (3042,6 < 3500). Следовательно, необходимо выбрать третью секцию. Берем

трубы группы прочности К, δ = 9 мм.

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

Qр(10Д) =

	490 0,00334	1,26 МН.
	1,3	1,26 МН.
	1,3

9. Длина третьей секции по формуле (5.32)

	3(10К )

	1,26 1,056		705,3	м.
	0,0003 1 1300	7850
1,15

Принимаем длину третьей секции.

ℓ3 = 3500 – (ℓдоп(9Д) + ℓ2(10Д) + ℓУБТ) = 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		9		10		9
трубы, мм
Группа прочности		Д		Д		К
материала труб
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 ρ p 1100 кг / м3. Из табл. 5.9

выбираем диаметр бурильных труб – 89 мм с толщиной стенки δ = 9 мм (внутренний диаметр 71 мм). Выбираем долото диаметром 151 мм. Из табл. 5.8 подбираем группу прочности материала труб – К с σт = 490 МПа.

105

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

Fтр =

(d	2	d	2	)	3,14 (0,089	2	2	)
(d	н	d	в	)	3,14 (0,089		0,071	)	2,26 10	3	м	2	.
	н		в							3		2
	4				4
	4				4

2. Определим допустимую растягивающую нагрузку при n =

1,3.

Qр = 490 2,26 10 3 1,3 0,85 МН.

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; ρр и ρм – плотность раствора и металла труб: ρр = 1100 кг/м3; ρм = 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 = dв 4 ,

qб.т.89 = 1,95·10-4 МН;

Длина УБТ определяется из выражения:

1,25 (Р

)

УБТ

)

УБТ

(5.33)

где Gт – вес турбобура, МН; Рд для долота 151 мм равна 160 кН

(максимальная).

Выбираем Рд = ⅔Рмах = 160 000·⅔ =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	121	133		159	178	178
	108	121		146	159	159
Диаметр бурильных труб,	89	102		114	127	127
мм						178
Диаметр обсадной колонны,	114	127		146	168
мм

106

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Продолжение табл. 5.23

Показатели		Диаметр долота, мм
		244,5	269,9	295,3	349,3	393,7		393,7

Диаметр УБТ,мм						299		299
		203			273	273		273
				254	254	254		254
		178	229	229	229	229		229
			203	203	203	203		203
			178	178	178	178		178
Диаметр бурильных		140	140	140	140	140		140
труб, мм
Диаметр	обсадной	197	219	245	273	299		324
колонны,	под
которую	ведется
бурение, мм
Выбираем турбобур ТС4А-127, Gт = 10900 Н = 0,011 МН; ℓт.							=

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.

Внашем случае для 151 мм долота перепад давления на долоте

сцентральной промывкой

рд = 1 МПа. Перепад давления в турбобуре ТС4А-127 – рт = 5 МПа. Площадь сечения канала бурильной трубы Fк диаметром 89 мм толщиной стенки δ =9 мм (по табл. 5.20) соответствует 39,6 см2

0,004 м2.

Подставляя численные значения в формулу 5.29, получаем

доп(9К)	0,85 1,15 (0,14 0,011) (1 1100 7850) (1 5) 0,004	3910,3 м.
	1,15 0,000175 (1 1100 7850)

4. Определим общую длину бурильной колонны.

Lб.т. = ℓдоп + ℓт + ℓУБТ = 3910,3 + 12,7 + 241 = 4164 м.

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

107

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.

108

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.

109

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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).

110

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

111

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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).

112

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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)

113

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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
УБТ 1,25 Рд qУБТ ,	(5.34)

для

	УБТ

турбинного бурения

1,25 (Рд G) qУБТ ,

(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 ℓ1 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 ℓ1, 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:
2	Рд 1	qУБТ 1 qУБТ 2 ,							(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:

Ркр

3	EIq	2
2	EIq

(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

114

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

наблюдаться искривление ствола скважины, осевую нагрузку уменьшить до значения критической.

Длина растянутой части определяется по формуле: для роторного бурения

	0,25 Р		д


3	q
	q	УБТ 3
		УБТ 3

, м

(5.38)

для турбинного бурения

	3
	3

0,25 (Р		д

q	УБТ 3

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

115

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

L = 1	Р			q	0,25 С
L = 1	д		1	УБТ 1		д
	д		1	УБТ 1		д
		q			q
		УБТ 2			УБТ 3

для турбинного бурения

, м

(5.40)

L =

0,25 (Р	G)
д
q
УБТ 3

, 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

ℓ1 = 15,9 мм.

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

L =

15,9	0,30 15,9 0,0033	0,25 0,3	0,25 0,3	15,9	111,9 35,7	49	212,5
	0,00268	0,0021	0,00153

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

мми 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 (ℓт = 12,7

м; G = 0,0109 МН).

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

2	1,25 (0,160 0,0109)	0,1864	257 м.
	0,00723	0,000723

4. Определим длину растянутой части УБТ диаметром 108 мм:

116

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	0,25 0,160	0,04	64,7
3	0,000618	0,000618

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.

Впроцессе 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.

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

θобщ = θпер + θпр,

где θпер – угол, образующийся за счет зазора между опорноцентрирующими элементами и стенкой скважины; θпр – угол, обусловленный потерей прямолинейной формы наддолотной части компоновки.

117

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

Рд

Ркр

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.

118

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 5.25

Коэф-	Изгибающий момент на нижнем конце бурильной колонны в Н∙м
фици-	при наружном диаметре УБТ / диаметре долота, мм
ент	146	178	178	203	203	203	229	229	254
мо-	190	190	214	214	269	295	269	295	295
мента

0,87	0,03	0,0144	0,0549	0,0184	0,1108	0,1544	0,1009	0,1664	0,1373
0,96	0,0330	0,0158	0,0606	0,0204	0,1222	0,1704	0,1113	0,1836	0,1514
1,03	0,0355	0,017	0,065	0,0218	0,1311	0,1828	0,1195	0,1970	0,1626
1,10	0,0379	0,018	0,06940	0,0233	0,140	0,1952	0,1276	0,2104	0,1736
1,15	0,0397	0,019	0,07260	0,0244	0,1464	0,2041	0,1334	0,2200	0,1816

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

зная M1 и EI1			по формуле

m = M1 EI1 ,			(5.42)

определяют параметр m (левая часть номограммы).

Затем на правой части номограммы находят точку пересечения соответствующей шкалы M1 и кривой d (зазор между опорноцентрирующим 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 ℓ1, даст искомую величину оптимальной длины

жесткой наддолотной части компоновки - ℓ1.
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:
t	Рд G1		1				(5.43)
t			1				(5.43)
	q	0
	УБТ 2	0

где G1 – вес жесткой наддолотной части компоновки, МН; qУБТ2 – вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки; ℓ0 – расстояние между опорноцентрирующими элементами (табл.5.26)

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

119

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

и178 мм.

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

qУБТ (229) 273,4 9,81 2682

Н/м;

qУБТ (203)

214,6 9,81 2105

Н/м;

q	156,0 9,81 1530
УБТ (178)

Н/м.

				Таблица 5.26
Диаметр	Расстояние между опорами (м) при частоте вращения
УБТ, мм		УБТ, об/мин
	50	90	120		150
108-114	20,0	16,0	13,5		12,0
121	22,0	16,5	14,0		13,0
133	23,5	17,5	15,0		13,5
146	25,0	18,5	16,0		14,5
159	31,0	21,5	18,5		17,0
178	33,0	23,5	21,0		19,0
203	36,0	27,0	23,0		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.	д		кр		, откуда Рд = 1,8Ркр.
Находим отношение:	д		кр	0,21 0,118 1,8	, откуда Рд = 1,8Ркр.
	Р	Р		0,21 0,118 1,8

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

EI 2,1 10	11	3,14	(0,229	4	0,09	4	) 2,76 10	7

		64

Н м 2

параметр m =	M1	0,1334	6,95 10 3 .
	EI	2,76 103

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

120

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(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 ℓ1 = 9,4 м.

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

t	0,21 9,4 0,00268		1	3,8
	0,00211	23

Принимаем t = 4.

Предварительно для расчета по этой формуле нашли значение

ℓ0 = 23 (по табл. 5.26).

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

L 9,4	0,21 9,4 0,00268	0,25 0,21	9,4	87,6	34,3	131,3
	0,00211	0,00153

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:

121

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

t УБТ (1) a ,

(5.44)

где ℓУБТ(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):

	1,25 (Р	д	G)	1,25 (0,079 0,025)		43,3 м.
		д
УБТ (1)	q			1,559 10	3
УБТ (1)					3

	УБТ (1)

122

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

						Таблица 5.27
Диаметр УБТ, мм		Масса 1 м	Расстояние а, м при частоте вращения
		УБТ, кг	колонны, об/мин
наружный	внутренний		50	90	120		150
73	35	25,3	17,5	13,0	11,3		10,1
89	51	32,8	19,7	14,7	12,7		11,4
95	32	49,3	19,5	14,5	12,6		11,2
108	56	52,6	21,4	16,0	13,8		12,4
114	45	67,6	21,5	16,0	13,9		12,4
121	64	63,5	22,7	16,9	14,6		13,1
133	64	83,8	23,6	17,7	15,2		13,6
140	68	102,9	24,7	18,4	15,9		14,2
146	74	97,7	24,9	18,5	16,0		14,4
159	80	116,4	31,5	23,5	20,3		18,2
178	80	155,9	33,0	24,6	21,3		19,1
178	90	145,9	33,4	24,9	21,5		19,3
203	80	214,9	34,9	26,0	22,5		20,1
203	100	192,4	35,5	26,5	22,9		20,5
219	112	218,4	37,0	27,6	23,9		21,4
229	90	273,4	37,0	27,6	23,9		21,4
245	135	257,7	39,5	29,4	25,5		22,8
254	100	336,1	39,0	29,1	25,2		22,5
273	100	397,8	40,3	30,0	26,0		23,2
299	100	489,5	41,9	31,3	27,1		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		Диаметр бурильной колонны, мм, при бурении
обсадной		забойными двигателями	роторный способ
колонны,	мм
114		-	60 (64)
127		-	60 (64)
140		-	73
146		-	73
168		-	73
178		89; 102; (90); (103)	89; 102; (90); (103)
194		102; (103); 114	102; (103); 114
219		114; 127 (129)	102; (103); 114
245		127; 140; (129); (147)	114; 127 (129)
273		140; (147)	127; 140; (129); (147)
299		140; (147)	140; (147)
324		140; (147)	140; (147)
340		140; (147)	140; (147)
377		140; (147)	140; (147)
406		140; (147)	140; (147)
>406		168; (170)

Примечание. Цифры в скобках – размеры бурильных труб старых сортаментов.

123

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

УБТ (2)	0,25 Рос	0,25 0,079	16,97 м.
УБТ (2)	q	1,164 10 3	16,97 м.
	УБТ (2)

5. Определяем общую длину КНБК

LКНБК = ℓт + ℓ1 +ℓ2 = 14,00 + 43,3+ 16,97 = 74,27 м. 6. Общий вес КНБК

QКНБК	= G + ℓУБТ (1)	· qУБТ(1) + ℓУБТ (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:

t 43,3 33 2

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

124

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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:
pд з pш Fк ,	(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.

По формуле Федорова В.С.

F	Dд	,	(6.2)

к	2

где Dд – диаметр долота, м; - коэффициент перекрытия – это отношение суммарной длины контакта зубьев горной породой к длине образующей шарошки, м; - притупление зубьев шарошки, м.

Значения твердости горных пород по штампу приведены в табл. 1.1. Значения и приведены в табл. 6.1 (хотя в таблице 6.1 приведены данные по долотам устаревших конструкций, их можно использовать для современных, учитывая для каких пород они предназначены – М, С или Т).

На площадях с недостаточно изученными физикомеханическими свойствами горных пород нагрузка на долото определяется через его диаметр (для мягких пород она равна 0,002, для очень крепких 0,016 МН/см).

Частоту вращения находят в соответствии с методикой, предложенной Владиславлевым В.С., исходя из постоянства мощности привода

ротора
N = К ·Рmax.уд. · Dд · nmin,	(6.3)

125

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где К – коэффициент; Рmax уд – максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, МН/см (см. рис. 6.1); Dд

– диаметр долота, см; nmin - минимальная частота вращения стола ротора, берется по характеристике его для конкретной буровой

установки, мин-1.
Коэффициент К можно найти по формуле:
К N д ni	,	(6.4)

где Рд – текущее значение нагрузки для конкретного типа долота; ni – текущее значение частоты вращения стола ротора.

Подставив значение К в формулу (6.3) и решив уравнение относительно ni, получим формулу для расчета текущего значения частоты вращения стола ротора.

ni	Ρmax .уу Dд	nmin , мин-1	(6.5)

	Ρд

Таблица 6.1

Характеристика вооружения серийных долот сплошного бурения при нулевом погружении зубцов в породу (По Ю.А.Алексееву)

- коэффициент перекртия, - притупление зубьем, мм

Долото	, мм		Долото		, мм
1В-93С (95,2)	1,0	1,04	К-214СТ (215,9)		1,5	0,90
1В-93Т (95,2)	1,0	1,04	К-214Т (215,9)		1,5	0,90
2В-97С (98,4)	1,0	1,12	4К-214ТК (215,9)		1,5	0,94
2В-97Т (98,4)	1,0	1,43	Б-243С (244,5)		1,5	1,36
1В-112С (114,3)	1,0	1,84	АСГ25-243С (244,5)		1,25	1,20
1В-112Т (114,3)	1,0	1,42	АСГ15-243СТ (244,5)		1,25	0,88
2В-118С (120,6)	1,0	1,05	АСГ14-343СТ (244,5)		1,25	0,93
2В-118Т (120,6)	1,0	1,80	АСГ22-243ТК (244,5)		1,25	0,82
1В-132С (132)	1,0	1,02	Б-269С (269,9)		1,5	1,36
1В-132Т (132)	1,0	0,82	ОМ-180-269С (269,9)		1,5-4,0	1,02
4В-140С (139,7)	1,0	0,95	ОМ-269СТ (269,9)		1,5	1,02
4В-140Т (139,7)	1,0	0,95	ОМ-189-269Т (269,9)		1,8-2,0	1,10
1В-145Т (146)	1,0	1,85	У-295 М (295,3)		1,5-2,0	1,07
1В-151С (152,4)	1,0	1,12	8В-295 М (295,3)		1,0-3,0	1,30
1В-151Т (152,4)	1,0	1,33	К-295 Т (295,3)		1,25	1,86
1В-161С (158,7)	1,0	1,15	1У-295С (295,3)		1,0-3,0	1,14
1В-161Т (158,7)	1,0	0,92	1У-295СТ (295,3)		1,5-3,0	1,08
2В-190С (190,5)	2,0-2,5	0,99	У-295Т (295,3)		1,5-3,5	1,08
ОМ-576-190С (190,5)	1,5	1,02	1Д-320С (320)		1,5	1,09
3В-190С (190,5)	1,0-2,5	1,17	3Д-346М (349,2)		1,5-3,0	1,20
1В-190СТ (190, 5)	1,0-2,5	1,17	3Д-346С (349,2)		1,5	1,28
3В-190СТ (190,5)	1,5	0,86	4Д-346Т (349,2)		1,5	1,52
3В-190СТ (190,5)	1,0-1,8	1,56	2Д-394С	(393,7)	1,0	1,21
1В-190Т (190,5)	1,0-4,0	0,94	2Д-394Т	(393.7)	1,25	1,56
ОМ21-190Т (190,5)	1,5-1,8	1,04

Примечание. 1. Обозначения: - коэффициент перекрытия; - притупление зубьев, мм. 2. В скобках указаны размеры современных долот.

126

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Далее необходимо принять ближайшее значение частоты вращения исходя из характеристики ротора, входящего в комплект принятой буровой установки.

Частоту вращения, кроме того, рис.6.1, можно найти в зависимости от категории твердости горной породы или типа долота исходя из того, что для пород I-II категории (долота типа М) рекомендуемая частота вращения составляет 200-300 мин-1, а для

пород XI-XII категории (долота типа ОК) – 50-70 мин-1. nmin вращателя ротора – 100 об/мин.*

* Этот минимум для данного примера

Расход промывочной жидкости определяется исходя из скорости восходящего потока, в.п, которая для пород мягких составляет 1,5 м/с, а для очень крепких – 0,4 м/с. Для остальных пород скорость восходящего потока определяется линейной интерполяцией или по формуле

Q = η1	·
		4

(6.6)

(

	D	2
	D	скв
		скв

d	2	)
	2
	б.т		в.п

127

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где Q – расход промывочной жидкости, м3/с; η1 – коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины, для очень мягких пород (песок) η1 = 1,3 , для крепких пород η1 = 1,05; Dскв – диаметр

скважины, м; dб.т – диаметр бурильных труб,	м; в.п - скорость
восходящего потока, м/с, для мягких пород в.п	= 1,5 м/с, для очень

крепких в.п = 0,4 м/с.

Для удобства проектирования режимов бурения можно использовать графики, приведенные на рис. 6.1, а также данные, приведенные в табл. 6.2 и 6.3.

Допустимые осевые нагрузки на долота различных серий (в зависимости от диаметра долот) в соответствии с ГОСТ 20692-75 приведены в табл. 6.2. Сочетания частот вращения и удельных осевых нагрузок на долота различных серий приведены в табл. 6.3.

Верхнему уровню величин осевых нагрузок на долото соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот.

Формула (6.1) позволяет получить лишь ориентировочное значение Pд, поскольку не учитывает работоспособность опор и вооружения долот в зависимости от частоты вращения. Если рш и αз неизвестны, то Pд для шарошечных долот Dд 190 мм можно практически определять по удельной нагрузке Руд (в кН/мм):

Pд = Руд · Dд		(6.7)
Рекомендуемые значения Руд	приведены в табл. 6.4.
С уменьшением D эти величины снижаются и для 140 мм долот
они ниже примерно в 1,5-2 раза. Наибольшая Руд		лимитируется
прочностью вооружения долота и подшипников.
Рекомендуемые значения Руд	для лопастных	долот: 0,10,4
кН/мм.

Проектирование алмазных долот и режимов алмазного бурения производится с учетом максимально возможного использования положительных свойств алмазов (высокая твердость и износостойкость) и уменьшения влияния отрицательных свойств алмазов (хрупкость и склонность к растрескиванию при высокой температуре нагрева).

Интервал для бурения алмазными долотами следует выбирать из физико-механических свойств пород, слагающих данный интервал, из анализа показателей работы и характера износа шарошечных долот в данном интервале, а также из рентабельной проходки на алмазное долото в данном интервале.

128

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1516 / 2216 17 18 19 20 21 22 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Бурение нефтяных и газовых скважин

#
16.08.201913.77 Mб278Бурение 7.pdf
#
18.08.2019545.53 Кб64БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН задание.pdf
#
17.08.20196.67 Mб146Бурение нефтяных и газовых скважин лекции + ответы экзамену.pdf
#
17.08.2019957.08 Кб58БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН-1.pdf
#
11.08.2019560.82 Кб72БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.pdf
#
21.08.20192.36 Mб109БУРЕНИЕ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН.pdf
#
17.08.2019198.5 Кб57Бурение шпора.pdf
#
17.08.2019404.01 Кб36Буровые станки и бурение скважин.pdf
#
17.08.2019751.74 Кб44Геологические профили продуктивных пластов нефтяных и газовых залежей.pdf
#
25.08.20196.54 Mб32Геологическое картирование.pdf
#
25.08.201916.89 Mб133Геофизические методы поисков и разведки.pdf