Выбо и расч БК

Т а б л и ц а 8.11

Диаметры нижней секции УБТ и долот, мм

	Долото	УБТ (нижняя			Долото	УБТ (нижняя
		секция)				секция)
	139,7–146,0	114; 120			269,9	219; 229
		108				178; 203
	149,2–158,7	120; 133			295,3–311,1	229; 245
		108; 114				203; 219
	161,0–171,4	133; 146			320,0	245
		120; 133				229
	187,3–200,0	165			349,2	254
			146		≥ 374,6	229
	212,7–228,6	178				273
			165			254
	244,5–250,8	203			–	–
		178

Примечание. В числите – диаметр УБТ для нормальных условий, в знаменателе – для осложненных.

Т а б л и ц а 8.12

Диаметры обсадных труб и минимально допускаемые диаметры УБТ, мм

Обсадная труба	УБТ	Обсадная труба	УБТ
114,3	108	244,5	203
127	120	273,1	219
139,7; 146,1	146	298,5	229
168,3	165	323,9; 339,7	229; 254
177,8; 193,7	178	351	254
219,1	178	377	254
244,5	203	≥ 406	273

Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.

Для обеспечения этого условия в табл. 8.12 приводятся сочетания диаметров обсадных труб и минимально допускаемых диаметров УБТ.

Соотношение диаметров бурильных труб dб.т, расположенных над

УБТ, к диаметру УБТ dубт должно быть следующим: dб.т /dубт ≥ ≥ 0,7. Если это соотношение не соблюдается, то комплект УБТ должен состоять

из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть не менее 0,8.

Рекомендуемые сочетания диаметров бурильных труб и диаметров обсадных колонн приведены в табл. 8.13.

235

Т а б л и ц а 8.13

Рекомендуемые диаметры бурильной и обсадной колонны

	Обсадная	Бурильная колонна	Обсадная	Бурильная колонна
	колонна		колонна
	139,7; 146,1	73	244,5	114; 127 (129)
	168,3	89 (90)	273,1	127 (129); 140 (147)
	177,8	89 (90); 102 (103)	298,5; 323,9	140 (147)
	193,7	102 (103); 114	339,7; 377	140 (147)
	219,1	114; 127 (128)	406 и более	140 (147); 168 (170)

Примечание. В скобках указаны диаметры труб из легких сплавов.

Обычно число секций многоразмерной конструкции УБТ nc ≤ 3. Общая длина УБТ для одно-, двух- и трехразмерных конструкций в

зависимости от рд и ρ б.р определяется из уравнения

lубт	=						1,15(Рд − Gт )			,	(8.1)
					+	1	(1− λ 1 )(q2 −
			λ	1q1				q3 )	k1 cosθ
						nc

где Рд – в кН; Gт – вес турбобура, кН; q1, q2, q3 – вес 1 м соответственно первой, второй и третьей секции УБТ, кН/м; k1 = 1 – – ρ б.р/ρ м – коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора, значения которого приведены в табл. 8.14; θ – угол отклонения УБТ от вертикали;

λ 1 = l1/l;

(8.2)

l1 – длина нижней части (первой) секции, создающей основную часть нагрузки.

Для определения l1 следует вначале задаться отношением λ 1: при нормальных условиях бурения

Т а б л и ц а 8.14

Коэффициенты потери веса колонны УБТ в буровом растворе

ρ б.р	k1		k2	k3	ρ б.р	k1	k2		k3
1000	0,873		0,914	0,956	1600	0,796	0,869		0,927
1100	0,860		0,904	0,951	1700	0,783	0,850		0,922
1200	0,847		0,885	0,946	1800	0,771	0,841		0,917
1300	0,834		0,886	0,941	1900	0,758	0,832		0,912
1400	0,822		0,878	0,937	2000	0,745	0,823		0,907
1500	0,809		0,868	0,932	2100	0,732	0,812		0,901
Примечание. Коэффициенты потери веса определяют по формулам: k1 =									1 – –
ρ б.р/ρ м; k2 = k 32; k3 =		3 k .
		1

236

l1 =

(0,7÷ 0,8)l;

(8.3)

при осложненных условиях

l1 =

(0,4÷ 0,6)l.

(8.4)

Если nc =

3, то l 1 =

λ 1l; l2

=

l3 = (l – l1)/2; если nc =

2, то l1 = = λ

1l, l2

= l – l1, q3 = 0; если nc =

1, то

λ

1 = l; q2 =

q3 = 0.

Пример 8.1. Определить параметры конструкции УБТС для бурения скважины ротор-

ным способом долотом D = 393,7 мм в осложненных условиях с Рд = 170 кН при n =

1,5 c–

1; ρ б.р = 1450 кг/м3; θ

= 6° .

Бурение ведется трубами dб.т = 140 мм под обсадную колонну dо.к = 298,5 мм.

Р е ш е н и е. По табл. 8.11 принимаем диаметр первой секции равным 254 мм. По-

скольку dб.т/dу =

0,55 < 0,7, то lу должна быть многоразмерной. Примем трехразмерную

конструкцию 254×

219× 178 мм. Для верхней секции удовлетворяется условие dб.т/dу =

140/178 = 0,78 > 0,7. Приняв λ 1 = 0,5 и по данным табл. 8.10

q1 =

3,3 кН/м; q2 =

2,16

кН/м и q3 =

1,33 кН/м по формуле (8.1),

lубт

=

1,15 170

=

94 м.

1

1450

0,5

3,3 +

(1 −

0,5)(2,16

+ 1,53) 1 −

0,9925

3 − 1

7850

Длина каждой секции l1 = 47 м; с учетом фактической длины труб УБТС dу =

= 254

мм и lф =

6 м принимаем l1 =

48 м; l2 =

l3 = (94–48)/2 = 23 м.

Для одноразмерной колонны длина УБТ определяется из выраже-

ния:

lубт

=

kPд

,

(8.5)

ρ

б.р

1−

q1

ρ

м

где k =

1,15÷

1,25.

Пример 8.2. Вычислить и сравнить длину УБТС2 dу =

178 мм с учетом и без учета

фактора плавучести, если известно, что Рд = 150 кН, а ρ б.р =

1400 кг/м3.

Р е ш е н и е.

Примем k = 1,25. Для заданного значения Рд с учетом фактора плаву-

чести [см. формулу (8.5)] при q1 = 1,53 кН/м (см. табл. 8.10)

lубт =

1,25 150

≈ 149 м.

1400

1,53 1 −

7850

Без учета фактора плавучести

l ′убт = 1,25 150/1,53 ≈ 122 м.

Следовательно, без учета фактора плавучести lубт уменьшится примерно на 18 %.

Критические нагрузки (в кН) для одно-, двух и трехразмерной колонн УБТ определяются соответственно по формулам:

237

Ркр =	(1,90÷	3,35)k2 3 EIq2 − 0,1Р S				0	,	(8.6)
					0
Ркр =	Fкрk2 3	(EI) q2 −	0,1Р S	0	,			(8.7)
		1	0
Ркр =	Gкрk1q1l – 0,1р0S0.							(8.8)

В приведенных формулах EI, (EI)1 – жесткость труб соответственно одноразмерной и нижней секции колонны УБТ, кН м2; q, q1 – вес соответственно 1 м одноразмерной и нижней секции УБТ, кН м; р0 – перепад давления, Па; S0 – площадь сечения выходного отверстия; Fкр, Gкр

– критическая нагрузка в безразмерных единицах соответственно для двух- и трехразмерных колонн УБТ; k1, k2, k3 – коэффициенты, учитывающие влияние потери веса колонны УБТ в буровом растворе, определяемые по данным табл. 8.14.

Значения EI, 3 EI / q и 3 EIq2	приведены в табл. 8.15.
В формулах (8.7) и (8.8)
q1 = m1g10–3,	(8.9)

где m1 – масса 1 м нижней секции УБТ, кг/м.

Если бурение ведется роторным способом при небольшом перепаде давления без гидромониторного эффекта, то величину р0S0 допускается не учитывать.

Значения Fкр (для колонн УБТ 146× 178 и 178× 203) и Gкр (для ко-

Т а б л и ц а 8.15

Геометрические характеристики утяжеленных бурильных труб

Диаметр, мм		Жесткость	3 EI/q	3 EIq2
		2
наружный	внутренний	EI, кН м
95	38	820	12,12	5,59
108	46	1360	13,29	7,70
120	64	2040	14,74	9,39
133	64	3108	15,57	12,83
146	74	4375	16,59	15,89
178	80	9920	18,65	28,53
178	90	9666	18,95	26,91
203	80	17 075	20,11	42,22
203	100	16 590	20,66	38,85
219	110	22 202	21,74	46,96
229	90	27 615	21,76	58,32
245	135	33 717	23,71	59,98
254	100	43 680	23,66	78,07
254	127	40 225	24,03	69,69
273	100	56 200	24,17	96,20
273	127	54 550	24,75	89,08

238

Рис. 8.1. Зависимость критической нагрузки от длины секций УБТ:

а – 146× 178 мм; б – 178× 203 мм

лонн УБТ 146× 178× 203 и 178× 203× 229) определяются из рис. 8.1 [на оси ординат указаны критические нагрузки в безразмерных величинах

П = Ркр/ 3 (EI)1 q2 ] и рис. 8.2 в зависимости от величин L1, λ 1 и λ 3, вычисляемых соответственно по формулам

L1		=	lубтk3 3 (EI )	/ q ,	(8.10)
			1	1
λ	1	=	l1/lубт,
λ	3	= l3/l,			(8.11)
где l1, l3 – длина нижней и третьей секции УБТ, м.
			По заданным значениям λ 1 = l1/lу и λ 3 =		l3/lу определяют k, а следо-
вательно, Ркр = kq1lубт (см. рис. 8.2).
			Для одноразмерной колонны УБТ Ркр может быть также вычислена
по формуле (8.7). При этом величину Fкр получают из рис. 8.1 для λ 1 =
1,		если диаметр УБТ равен диаметру нижней секции двухразмерной
					239

конструкции УБТ, и для λ 1 = 0 для труб верхней секции (меньшего диаметра).

Рис. 8.2. Зависимость величины k от отношения длин секций УБТ:

а – 146× 178× 203 мм; б – 178× 203× 229 мм

Если dубт нижней секции меньше 203 мм, то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины при Рд > Ркр рекомендуется устанавливать на секциях УБТ промежуточные опоры профильного сечения (квадратные, спиральные и др.). В табл. 8.16 приводятся наибольшие поперечные размеры промежуточных опор а и диаметры УБТ dубт, на которые они устанавливаются, в зависимости от диаметра долота D.

Т а б л и ц а 8.16

	Диаметр	Наибольший	Диаметр
		размер опо-
	долота, мм		УБТ, мм
		ры, мм
	139,7–146,0	133	95; 108
	149,2–151,0	143	108; 114; 120
	158,7–165,1	153	114; 120; 133
	187,3–190,5	181	120; 133; 146
	212,7–215,9	203	146; 159

244,5–250,8			230				159; 178
269,9			255				178; 203
Т а б л и ц а 8.17
Диаметр		Расстояние а (в м)
				при n, с			–1
УБТ, мм
		0,8		1,5		2,0		2,5
108–114		20,0		16,0		13,5		12,0
120		22,0		16,5		14,0		13,0

240

133	23,5	17,5	15,0	13,5	178	33,0	23,5	21,0	19,0
146	25,0	18,5	16,0	14,5	203	36,0	27,0	23,0	20,5
159	31,0	21,5	18,5	17,0
Число	опор	на длине УБТ определяется по формуле
nп.о = (li – l0)/а – 1,						(8.12)

где li – длина i-й секции УБТ, м; l0 – длина компоновки для борьбы с искривлением (для i > 1 величина l0 не учитывается).

В табл. 8.17 приведены рекомендуемые расстояния между промежуточными опорами а при различных n.

Условия прочности соединений УБТ:

Mиз =	π 2EIf/2l2п;	(8.13)
Mиз =	EIiθ /57,3,	(8.14)

где Mиз – изгибающий момент, кН м; f – стрела прогиба, м,

f = (1,05D – dу)/2;

(8.15)

iθ – интенсивность искривления ствола, градус/10 м; D и dу – диаметры соответственно долота и наружный УБТ, м; lп – длина полуволны,

lп =	10	EIω	2
	ω	4 10q	;						(8.16)
ω =	2π n – угловая скорость вращения бурильной колонны, с–1;										n – в с–
1; q – вес 1 м труб, кН/м.
	Допускаемый изгибающий момент, кН м.
[Mиз] =		Mпр/kз,						(8.17)
где Mпр – предельный переменный изгибающий момент, кН м;												kз =
1,4 – коэффициент запаса прочности.
	По формулам (8.13) и (8.14) можно также вычислить допускаемую
частоту вращения УБТ, наибольшие значения iθ и f.
	В табл. 8.18 приведены значения Mкр, установленные по данным
стендовых испытаний ВНИИБТ.									178 мм и dв =
	Пример 8.3. Рассчитать одноразмерную колонну УБТ с dу =											= 80 мм
Т а б л и ц а 8.18
Значения Mкр, кН м
Предел текучести, σ т,							Диаметр УБТ, мм
		МПа		120	133	146	178	203	229	254		273
		640		8,5	11,8	16,0	25,9	40,0	57,0	81,0		98,0
		440		–	–	13,6	23,5	32,8	–	–		–

241

для бурения скважины в нормальных условиях долотом диаметром D = = 215,9 мм, если

Рд =	200 кН; ρ б.р =			1100 кг/м3; n = 1 c–1.
	Р е ш е н и е.			Для одноразмерной конструкции УБТ определим по формуле (8.5),
приняв k = 1,15, а из табл. 8.14 и 8.15 k1 = 0,860 и q = 153 кН/м,
l у =		1,15 200	=	175 м.
		0,860 1,53
	Из табл. 8.15			3 EIq2 = 28,53 кН, а из табл. 8.14 k2 = 0,904, тогда по формуле (8.6)
				1
без учета перепада давления р0
Ркр =		1,90 0,904 28,53 = 49,0 кН.
	Поскольку dу < 203 мм, а Ркр < Рд, то согласно данным табл. 8.16 при D =				= 215,9

мм следует предусмотреть промежуточные опоры размером 203 мм с расстоянием между ними а = 33 м (см. табл. 8.17). Число опор по формуле (8.12) при l 0 = 0 составляет nп.о = 174/33 – 1 = 4,3, т.е. предусматриваются 4 опоры. Для определения прочности резьбо-

вых соединений вычислим ω = 2 3,14 1 =					6,3 с–1 и определим длину полуволны, для чего
подставим из табл. 8.15 значения EI =					= 9920 кН м2 и q = 1,53 кН/м в выражение
(8.16):
10			9920 6,32
l п =		4		= 20 м.
6,3			10 1,53

Стрела прогиба по формуле (8.15) f = (1,05 0,2159 – 0,178)/2 = 0,024 м.

Изгибающий момент по формуле (8.13)

Mиз = 3,142 9920 0,024/(2 202) = 2,93 кН.

Для УБТ с σ т = 440 МПа (см. табл. 8.18) отношение Mпр/Mиз = 23,5/2,93 = = 8,02, что превышает коэффициент запаса прочности, равный 1,4–1,5.

Вывод: УБТ с σ т = 440 МПа могут быть использованы для заданных условий.

8.3. РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ПРИ РОТОРНОМ БУРЕНИИ

Первоначально необходимо выбрать диаметр бурильных труб в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны по табл. 8.13.

При роторном бурении рекомендуется сначала проводить расчет на выносливость, а затем – на статическую прочность. Расчет на выносливость осуществляется в следующем порядке.

I. Рассчитывают переменные напряжения изгиба (в Па):

σ а =	EIfπ	2	(8.18)
		,
	L2Wиз

242

где E – модуль упругости материала бурильных труб, для стали E =
21011 Па, для алюминиевых сплавов E = 81010 Па; I – осевой момент
инерции сечения по телу трубы, м4,
I =	π	(D4 − d 4 ) ;
	64

D и d – наружный и внутренний диаметры трубы соответственно, м; f –

стрела прогиба, f = (Dскв – Dз)/2, м; Dcкв – диаметр скважины, Dcкв = 1,1 Dд, м; Dд – диаметр долота, м; Dз – диаметр замка, м; L – длина полу-

волны, м; Wиз – осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы (в опасном сечении резьбы – по пояску или по сварному шву), м3,

	π		(D4		−	d 4	)
Wиз =			н.к			в.к		;	(8.19)
	32			D
					н.к

Dн.к, Dв.к – наружный и внутренний диаметры высаженного конца, м. Длина полуволны (м) определяется для сечения непосредственно

над УБТ:

L =	π	EJω	2
	ω 4	m	,	(8.20)
		1

где ω – угловая скорость вращения бурильных труб, с–1; m1 – масса 1 м труб, кг/м.

II. Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:

n = (σ –1)Dβ /σ а,

(8.21)

где (σ –1)D – предел выносливости материала труб, МПа (табл. 8.19); β –

Т а б л и ц а 8.19

Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, МПа

Трубы с резьбой

Трубы со стабилизи-

Трубы с прива-

Легкосплавные

Диа-

треугольного

рующими поясками

ренными замка-

бурильные тру-

профиля

ТБВК

ми ТБВП

бы ЛБТ

метр, мм

Д

К

Е

Д

К

Е

Д

К

Д16Т

1953,

К-48

73

75

65

–

140

140

150

–

–

50–56

–

89

75

60

–

–

120

–

–

–

–

–

102

–

–

–

–

110

120

–

–

–

–

114

70

60

80

140

110

120

100

90

43–52

–

127

–

–

–

–

100

110

100

90

–

–

140

70

60

80

–

100

110

100

90

–

–

147

–

–

–

–

–

–

–

–

36–46

40

243

коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы, β = 0,6 для стали марки Д, β = 0,55 для алюминиевого сплава Д16.

Рассмотрим расчет. Одноразмерная бурильная колонна.

1. Задаются длиной первой (нижней) секции бурильных труб и определяют напряжения, Па

	k(Q	+ Q		)(1−	ρ р	) + р F
			убт
	б.т					0 к
σ р =					ρ м		,	(8.22)
				Fтр

где k – коэффициент, k = 1,15; Qб.т – вес бурильных труб данной секции, Н; Qубт – вес утяжеленных бурильных труб, Н; ρ р, ρ м – плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м3; р0 – перепад давления на долоте, Па; Fк – площадь сечения канала трубы, м2; Fтр – площадь сечения трубы, м2.

2. Определяются касательные напряжения (Па) для труб данной

	секции:
	τ =	Mкр		,		(8.23)
		W
			р
	где Mкр – крутящий момент, Н м,
	Mкр =		N â + N ä		;	(8.24)
				ω

Nв – мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт; Nд –

мощность на вращение долота, кВт; Wр – полярный момент сопротивления, м3,

				d	4
Wр =	3		1−					;	(8.25)
						4
	0,2D			D

D, d – наружный и внутренний диаметры труб, м.

Мощность на холостое вращение бурильной колонны (кВт) определяется по формуле [8]

Nв = 13,510–8L dí2n1,5 D ä0,5γð ,

(8.26)

где L – длина колонны, м; dн – наружный диаметр бурильных труб, м;

n – частота вращения, об/мин; γ – удельный вес раствора, Н/м3.

р

Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле

Nд = С 10–7,7nD 0ä,4 Ðä1,3 ,

(8.27)

244