1. Скважиной называют горную выработку, диаметр которой часто в тысячи раз меньше ее глубины. 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, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.

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. Структурно-поисковые – для уточнения положения перспективных нефте-газоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

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 элементов бурильного 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.

5. Трубы бурильные с приваренными замками (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 хвостовик под сварку с трубной заготовкой. Сварка производится соосно для указанных деталей труб электроконтактным способом или трением. Согласно 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 составляет 12,3 и 12,7 м с допуском до 0,9 м.

Легкосплавные бурильные трубы По совокупности свойств к производству приняты трубы из сплава Д16, в основу которого входит алюминий с добавками меди, магния и марганца. 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 осуществляется с его нагревом до 400 С при одновременном охлаждении тела трубы. В зоне работы клинового захвата трубы имеют небольшое утолщение. Длина ЛБТ находится в пределах 12,3-12,5 м, а толщины стенок предусмотрены следующие: 9 мм – для труб диаметром 114 и 147 мм; 10 мм – для 114 мм; 11 мм – для 129 и 147 мм; 13 мм – для 147 и 170 мм; 15 и 17 мм – для труб диаметром 147 мм. Выпускаются также ЛБТ с d_н = 54, 64, 73, 90, 103, 108 мм. В связи с меньшими величинами плотности и модуля упругости сплава Д16, чем у стали, ЛБТ имеют ряд преимуществ по сравнению со стальными трубами. Так снижаются: общий вес бурильной колонны, время СПО, транспортные расходы на перевозку труб, износ деталей подъемного оборудования. ЛБТ применяются вместо специальных немагнитных труб, причем с ними можно эффективней управлять параметрами вибраций бурильного инструмента

7. Расчет длины УБТ

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.

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);

q_выс - увеличение массы трубы за счет высадки ее концов;

q₃ - масса муфты и ниппеля замка;

l₁, l₂ - длины труб без замков;

L - длина трубы от верхнего торца муфты замка до торца ниппеля в начале крупной резьбы.

b_а – коэф-т учитывающий Архимедову силу.

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 , где

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

Результирующее изгибающее напряжение будет:

16. Методика расчета на прочность при рот и тур

При роторном способе бурения производят статический расчет на прочность с учетом растягивающих, касательных напряжений, т.е. рассчитывают результирующее напряжение, и расчет колонны на выносливость с учетом сжимающих усилий и переменных изгибаю­щих и касательных напряжений.

рассчитываем растягивающее напряжение:

Рассчитываем касательное напряжение

, где М=Мв+Мо+Мдз , Мв – момент на вращение бк, Мдз – момент необходимый для работы долота на разрушение ГП. Мдз=Gср*Му, Gср – средняя осевая нагрузка на долото, Му – удельый момент при работе долота на забое, Мо – момент на трение долота о стенки скв.

Мв=Nв/2πn, Nв – мощность на вращение бк, n – частота вращения бк.

, где Си – коэф-т учитывающий, влияние величины зенитного угла на Nв, γ_Ж – Удельный вес б.р., lк, lу – длина труб и УБТ, dн, dу – наружный диаметр труб и УБТ.

После рассчитываем результирующее напряжение

Проверяем условие , где

Кзр – коэф-т запаса прочности при роторном бурение.

При турбинном бурение производится стати­ческий расчет колонны на прочность от действия растягивающих усилий, действие же остальных усилий учитывается коэффициентом запаса (К₃) прочности труб; причем Кз различен для случаев разной степени осложненности процесса углубления скважины и для разного типа труб. Рассчитываем растягивающее напряжение по формуле:

,где Кд – коэф-т динамичности при резком подъеме и спуске колонны, Fт – площадь поперечного сечения труб ЛБТ, bа – коэф-т учитывающий силу Архимеда, Gзд, Gу, Gпк, Gл – вес забойного двигателя, УБТ, стальных труб, ЛБТ, Gтр – силы трения, Рт, Рд – перепад в турбобуре и долоте.

После проверяем выполнение условия:

, где σ_τ – предел текучести, Кз=1,3-1,8 – коэф-т запаса прочности.