Файл: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007.doc

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.

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.
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).





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).

---

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)
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

, (5.34)

для турбинного бурения

, (5.35)

где Р_д – нагрузка на долото, МН/м; q_УБТ – 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:

, (5.36)

где q_УБТ1, q_УБТ2 - вес 1 м УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей соответственно, МН.

При бурении забойными двигателями в числителе формулы (5.36) вычитается G_т (вес турбобура).

После определения длины сжатой части УБТ необходимо найти осевую критическую нагрузку, МН:

---

, (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 (Р_дс >Р_кр), то необходимо в интервалах, где будет

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

Длина растянутой части определяется по формуле:

для роторного бурения

, м (5.38)

для турбинного бурения

, м (5.39)

где q_УБТ3 – 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 обозначение трубы	Наружный диаметр, мм	Резьба	Внутрен-ний диа-метр, мм	Диаметр проточки под эле-ватор, мм	Теорети-ческая масса 1 м трубы, кг	Критическая на-грузка (без учета гидравлической нагрузки) кН
УБТ-95 УБТ-108 УБТ-146 УБТ-159 УБТ-178 УБТ-203 УБТС-120 УБТС-133 УБТС-146 УБТС-178 УБТС-203 УБТС-219 УБТС-229 УБТС-245 УБТС-254 УБТС-273 УБТС-299	95 108 146 159 178 203 120 133 146 178 203 219 229 245 254 273 299	З-76 З-88 З-121 З-133 З-147 З-171 З-101 З-108 З-121 З-147 З-161 З-171 З-171 З-201 З-201 З-201 З-201	32 38 75 80 80 100 64 64 68 80 80 110 90 135 1001 100 100	- - - - - - 102 115 136 168 190 190 195 220 220 220 245	49,0 63,0 97,0 116,0 156,0 192,0 63,5 83,0 103,0 156,0 214,6 221,0 273,4 258,0 336,1 397.1 489,5	11,6 16,3 32,0 40,5 57,8 78,6 18,5 25,6 33,5 57,8 85,6 95.4 118,2 121,5 155,8 192,1 249,8

---

В итоге длина отвесной компоновки (м) будет составлять

для роторного бурения

L = , м (5.40)

для турбинного бурения

L = , 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 – Р_д = 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= м.

4. По табл. 5.24 находим, что для УБТС-229 (сжатая часть) Р_кр =118,2 кН = 0,118 МН.

Следовательно Р_д > Р_кр (0,30 > 0,118), поэтому в интервалах склонных к интенсивному искривлению ствола скважины, необходимо осевую нагрузку снижать до 0,118 МН, чтобы Р_д = Р_кр.

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 мм и 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 (ℓ_т = 12,7 м; G = 0,0109 МН).

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

м.

4. Определим длину растянутой части УБТ диаметром 108 мм:

м.

5. Длина отвесной компоновки

L_общ = 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.

---