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

Применение жестких компоновок с калибрующими элементами позволяет хорошо калибровать ствол скважины, устранять зависание инструмента и вести спуск обсадных колонн без осложнений.

В процессе 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.

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

θ_общ = θ_пер + θ_пр,

где θ_пер – угол, образующийся за счет зазора между опорно-центрирующими элементами и стенкой скважины; θ_пр – угол, обусловленный потерей прямолинейной формы наддолотной части компоновки.

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 Р_д и критической нагрузки Р_кр следующая.

Нагрузка на долото, Р_д . . . . . . Р_кр 1,2 Р_кр 1,4 Р_кр 1,6 Р_кр 1,8 Р_кр

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

---

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.

Таблица 5.25

Коэф-фици-ент мо-мента	Изгибающий момент на нижнем конце бурильной колонны в Н∙м при наружном диаметре УБТ / диаметре долота, мм
	146 190	178 190	178 214	203 214	203 269	203 295	229 269	229 295	254 295
0,87 0,96 1,03 1,10 1,15	0,03 0,0330 0,0355 0,0379 0,0397	0,0144 0,0158 0,017 0,018 0,019	0,0549 0,0606 0,065 0,06940 0,07260	0,0184 0,0204 0,0218 0,0233 0,0244	0,1108 0,1222 0,1311 0,140 0,1464	0,1544 0,1704 0,1828 0,1952 0,2041	0,1009 0,1113 0,1195 0,1276 0,1334	0,1664 0,1836 0,1970 0,2104 0,2200	0,1373 0,1514 0,1626 0,1736 0,1816

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

зная M₁ и EI₁ по формуле

m = , (5.42)

определяют параметр m (левая часть номограммы).

Затем на правой части номограммы находят точку пересечения соответствующей шкалы M₁ и кривой d (зазор между опорно-центрирующим элементом и стенкой скважины), полученную точку пересечения сносят на нулевую шкалу M₁; эту точку соединяют с точкой на шкале Р_д (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 dопределяют 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:

(5.43)

где G₁ – вес жесткой наддолотной части компоновки, МН; q_УБТ2 – вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки; ℓ₀ – расстояние между опорно-центрирующими элементами (табл.5.26)

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

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 Р_д = 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 и 178 мм.

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

Н/м;

Н/м;

Н/м.

Таблица 5.26

Диаметр УБТ, мм	Расстояние между опорами (м) при частоте вращения УБТ, об/мин
	50	90	120	150
108-114 121 133 146 159 178 203	20,0 22,0 23,5 25,0 31,0 33,0 36,0	16,0 16,5 17,5 18,5 21,5 23,5 27,0	13,5 14,0 15,0 16,0 18,5 21,0 23,0	12,0 13,0 13,5 14,5 17,0 19,0 20,5

3. Для жесткой наддолотной части компоновки (УБТ диаметром 229 мм) выбираем УБТС-229, для которых по табл. 5.24 Р_кр = 118,2 кН = 0,118 МН.

Находим отношение:

---

, откуда Р_д = 1,8Р_кр.

Этому значению Р_д 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

,

параметр m = .

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 (точка 2), далее точку 2 соединяем с точкой 3 (Р_д = 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):



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).

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 (Р_д > Р_кр), 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 Р_кр 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:

, (5.44)

где ℓ_УБТ(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 D_д = 215,9 мм,

осевая нагрузка Р_д = 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):



Таблица 5.27

Диаметр УБТ, мм		Масса 1 м УБТ, кг	Расстояние а, м при частоте вращения колонны, об/мин
наружный	внутренний		50	90	120	150
73 89 95 108 114 121 133 140 146 159 178 178 203 203 219 229 245 254 273 299	35 51 32 56 45 64 64 68 74 80 80 90 80 100 112 90 135 100 100 100	25,3 32,8 49,3 52,6 67,6 63,5 83,8 102,9 97,7 116,4 155,9 145,9 214,9 192,4 218,4 273,4 257,7 336,1 397,8 489,5	17,5 19,7 19,5 21,4 21,5 22,7 23,6 24,7 24,9 31,5 33,0 33,4 34,9 35,5 37,0 37,0 39,5 39,0 40,3 41,9	13,0 14,7 14,5 16,0 16,0 16,9 17,7 18,4 18,5 23,5 24,6 24,9 26,0 26,5 27,6 27,6 29,4 29,1 30,0 31,3	11,3 12,7 12,6 13,8 13,9 14,6 15,2 15,9 16,0 20,3 21,3 21,5 22,5 22,9 23,9 23,9 25,5 25,2 26,0 27,1	10,1 11,4 11,2 12,4 12,4 13,1 13,6 14,2 14,4 18,2 19,1 19,3 20,1 20,5 21,4 21,4 22,8 22,5 23,2 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 %.

---