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

2. Определим допустимую растягивающую нагрузку приn = 1,3.Q_р = 3. Определим допустимую глубину спуска по формуле (5.29), гдеk – коэффициент, учитывающий трение о стенки скважины, местные прихваты, затяжки, сопротивление движению раствора, k = 1,15; ρ_р и ρ_м – плотность раствора и металла труб: ρ_р = 1100 кг/м³; ρ_м = 7850 кг/м³. р_д – перепад давления на долоте: для гидромониторных долот р_д = 0,5-1,5 МПа; перепад давления на турбобуре р_т = 1,7 8,8 МПа; F_к – площадь сечения канала труб, м²F_к = , q_б.т.89 = 1,95·10^-4 МН; Длина УБТ определяется из выражения: (5.33)где G_т– вес турбобура, МН; Р_д для долота 151 мм равна 160 кН (максимальная). Выбираем Р_д = ⅔Р_мах = 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 q_УБТ(121) = 723 Н/м, при длине 6 м. q_УБТ(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 Диаметр бурильных труб, мм Диаметр обсадной колонны, мм	121 108 89 114	133 121 102 127	159 146 114 146	178 159 127 168	178 159 127 178

Продолжение табл. 5.23

Показатели	Диаметр долота, мм
	244,5	269,9	295,3	349,3	393,7	393,7
Диаметр УБТ,мм Диаметр бурильных труб, мм Диаметр обсадной колонны, под которую ведется бурение, мм	203 178 140 197	229 203 178 140 219	254 229 203 178 140 245	273 254 229 203 178 140 273	299 273 254 229 203 178 140 299	299 273 254 229 203 178 140 324

Выбираем турбобур ТС4А-127, G_т = 10900 Н = 0,011 МН; ℓ_т. = 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 Q_УБТ(108) = 241 ·579 = 139539 Н = 0,014 МН.В нашем случае для 151 мм долота перепад давления на долоте с центральной промывкойр_д = 1 МПа. Перепад давления в турбобуре ТС4А-127 – р_т = 5 МПа.Площадь сечения канала бурильной трубы F_к диаметром 89 мм и толщиной стенки =9 мм (по табл. 5.20) соответствует 39,6 см² = 0,004 м².Подставляя численные значения в формулу 5.29, получаем4. Определим общую длину бурильной колонны.L_б.т. = ℓ_доп + ℓ_т + ℓ_УБТ = 3910,3 + 12,7 + 241 = 4164 м.Глубина скважины 3460 м. Так как 4164 > 3460 м, то условия выполнены и трубы выбраны правильно.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.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 компоновокК 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 299Длина 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 18,2После 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: