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

, (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 составлятьдля роторного буренияL = , м (5.40)для турбинного буренияL = , 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 компоновокНаиболее 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.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 1,15Значение 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 центратораДиаметр долота, мм ………………...394 295 216 190 161Диаметр центратора, мм……………380 280 206 180 1553. 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: