Выбо и расч БК

	Показатели				Диаметр долота, мм
				151–139,7	165,1–		190,5		215,9		215,9
					158,7
Диаметр УБТ, мм				121	133		159		178		178
Диаметр		бурильных		108	121		146		159		159
				89	102		114		127		127
труб, мм		обсадный
Диаметр				114	127		146		168		178
колонны, под			кото-
рую	ведется		буре-
ние, мм
12,7	м.	Выше	турбобура размещается УБТ				1-й	секции		диаметром

121-мм (жесткая часть), далее 108 мм УБТ. 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

1,25(107		103		− 10,9 103 )		= 240 м (сжатая часть);
lубт (108) =
	579		1 −	1100
				7850

Qубт(108) = 240 579 = 138 600 Н =		0,0138 МН.
В нашем случае для 151-мм	долота перепад давления на долоте
с центральной промывкой рд =	1	МПа. Перепад			давления	в	турбобуре
ТС4А-127 рт = 5 МПа.					= 1/2 0,038		0,019 м2
Диаметр проходного отверстия долота Dпр						=
(см. из табл. 8.20), тогда Fк	=		3,14 0,0192	=	2,8 10− 4 м2 .
		4
Подставляя численные значения, получаем

1100

−

4

0,87 −

1,15(0,1386 − 0,019) 1

−

−

(1 +

5)2,8 10

lдоп

=

7850

= 3606,8 м.

− 4

1100

1,15 1,95

10

1 −

7850

4. Определим общую длину бурильной колонны:

Lб.к

= lдоп

+ lт + lубт(108) =

3606,8 + 12,7 + 240 =

3859,5 м.

Глубина скважины 3460 м. Так как 3859,5 > 3460 м, то условия выполнены и трубы выбраны правильно.

8.5. 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

254

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 составлять 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. 8.23.

Из табл. 8.23 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, а также рацинальным размещением опорно-центрирующих элементов по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.

255

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. 8.3.

Принцип действия отвесных компоновок обоснован 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 допусти-мый зенитный угол. Схемы отвесных компоновок показаны на рис. 8.3.

При бурении скважин необходимо своевременно осуществлять смену типов компоновок в зависимости от свойств горных пород, а также данных инклинометрии и кавернометрии.

8.5.1. ОПОРНО-ЦЕНТРИРУЮЩИЕ ЭЛЕМЕНТЫ КОМПОНОВОК

К опорно-центрирующим элементам КНБК относятся: калибраторы, центраторы, стабилизаторы, маховики и расширители.

Рис. 8.3. Схемы применяемых компоновок нижней части бурильной колонны:

а–г – отвесные компоновки; д–к – жесткие компоновки; 1 – долото; 2 – забойный двигатель или жесткая наддолотная часть УБТ (при роторном бурении); 3 – УБТ; 4 – бурильные трубы; 5 – укороченная УБТ; 6 – центратор; 7 – калибратор; 8 – маховик; 9 – 256стабилизатор

Калибратор – элемент компоновки, предназначенный для калибрования ствола скважины (по диаметру долота) и улучшения работы долота за счет уменьшения поперечных колебаний компоновки в нижней призабойной части. Калибраторы бывают лопастные с продольными или спиральными гранями (рис. 8.4), шарошечные с продольно или спирально расположенными шарошками (рис. 8.5), или на шаровой опоре (рис. 8.6).

Центратор – элемент компоновки, предназначенный для центрирования бурильной колонны в месте установки центратора. Общий вид центраторов различных конструкций показан на рис. 8.7).

Калибраторы включаются в состав компоновки между долотом и утяжеленными бурильными трубами и способствуют разработке стенок скважины до минимального диаметра. За счет этого, а также вследствие более стабильной работы в результате снижения поперечных колебаний стойкость долот при бурении возрастает 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:

257

Рис. 8.4. Калибраторы типа КЛ:

а – трехгранный ТРС; б, в – состоящий из

корпуса		с	шестигранной
муфтой		соответственно
на	эксцентричной			и
кулачковой			посадке;	г
–	четырехплашечный			со
съемными		рабочими гра-

нями; д – типа КЛС со спирально-винтовыми канавками

Рис. 8.5. Калибраторы:

а – с продольным расположением шарошек (тип КЛ); б – со спиральным расположением шарошек (тип КЛС)

наличие прерывистого контакта с малыми интервалами со стенками скважины;

длина их составляет один-два диаметра породоразрушающего инструмента.

258

Рис. 8.6. Калибраторы невращающиеся:

а – РОП (тип КО); б – с подвижными штырями ЦРП (тип КВЗ)

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. 8.8. 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. 8.8).

Расширитель – элемент КНБК, устанавливаемый в нижней части бурильной колонны и предназначенный для учеличения диаметра ствола скважины с меньшего диаметра на больший (рис. 8.9). Расширители устанавливаются над долотом и бывают шарошечные и дисковые (см. рис. 8.9).

Рис. 8.7. Центраторы:		резиновый каркасный
а – металлический лопастный (тип ЦМ); б –
(тип ЦРК);	в – с обрезиненным стволом и	металлической	муфтой
(тип ЦР); г – шарнирный (тип ЦШ); д – с плавающим валом			турбо-
бура (тип ЦВТ); е – межсекционный (тип ЦС)			259

260

Рис. 8.8. 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. 8.9. Расширители:

а – конструкции ГрозНИИ (тип РШ); б – дисковый (тип РД); в – шестишарошечный конструкции ВНИИБТ (тип РШ)

261

8.5.2. РАСЧЕТ КОМПОНОВОК МАЯТНИКОВОГО ТИПА (ОТВЕСНЫХ)

Первоначально необходимо определить число ступеней КНБК в зависимости от диаметров долота и обсадной колонны, под которую будет вестись бурение (см.

табл. 8.23).

Длина УБТ (м) рассчитывается по следующим упрощенным формулам:

для роторного бурения

lубт	=	1,25Рд qубт ,	(8.34)
для турбинного бурения
lубт	=	1,25(Рд − G) qубт ,	(8.35)

где Рд – нагрузка на долото, МН; qубт – 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 оп-

тимальной 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 ти необходимо найти длину входящих в компоновку:

l2 = (Рд − l1qубт1 )qубт2 ,

жесткой наддолотной час- (м) сжатой части УБТ,

(8.36)

где qубт1, qубт2 – вес 1 м УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей соответственно, МН.

При бурении забойными двигателями в числителе формулы (8.36) вычисляется Gт (вес турбобура).

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

262

Т а б л и ц а 8.24

Основные параметры УБТ

					Диаметр	Теоре-	Критическая
		Наруж-		Внут-			нагрузка
	Условное				проточ-	ти-	(без учета
		ный		ренний		ческая
	обозначе-	диа-	Резьба	диа-	ки под	масса	гидравличе-
					эле-		ской нагруз-
	ние трубы	метр,		метр,		1 м
					ватор,		ки)
		мм		мм		трубы,
					мм		2
						кг	Ðêð = 23 EIq,кН
	УБТ-95	95	З-76	32	–	49,0	11,6
	УБТ-108	108	З-88	38	–	63,0	16,3
	УБТ-146	146	З-121	75	–	97,0	32,0
	УБТ-159	159	З-133	80	–	116,0	40,5
	УБТ-178	178	З-147	80	–	156,0	57,8
	УБТ-203	203	З-171	100	–	192,0	78,6
	УБТС-120	120	З-101	64	102	63,5	18,5
	УБТС-133	133	З-108	64	115	83,0	25,6
	УБТС-146	146	З-121	68	136	103,0	33,5
	УБТС-178	178	З-147	80	168	156,0	57,8
	УБТС-203	203	З-161	80	190	214,6	85,6
	УБТС-219	219	З-171	110	190	221,0	95.4
	УБТС-229	229	З-171	90	195	273,4	118,2
	УБТС-245	245	З-201	135	220	258,0	121,5
	УБТС-254	254	З-201	1001	220	336,1	155,8
	УБТС-273	273	З-201	100	220	397.1	192,1
	УБТС-299	299	З-201	100	245	489,5	249,8

Р	=	23 EIq2 ,	(8.37)
кр

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. 8.24.

Если осевая нагрузка на долото будет больше, чем критическая (Рдс > Ркр), то необходимо в интервалах, где будет наблюдаться искривление ствола скважины, осевую нагрузку уменьшить до значения критической.

Длина растянутой части (м) определяется по формуле:

для	роторного бурения
l3 = 0,25Рд qубт3 ,		(8.38)
для	турбинного бурения

263