5.4. Расчет бурильных труб при турбинном бурении

При турбинном бурении колонна бурильных труб неподвижна и воспринимает реактивный момент во время работы турбобура. Однако даже при небольшом искривлении скважины бурильная колонна лежит на ее стенках, а реактивный момент воспринимается только нижней частью этой колонны и затухает по мере удаления кверху от турбобура из-за трения о стенки скважины. Поэтому колонна бурильных труб практически разгружена от действия вращающего момента. Расчет бурильных труб при турбинном бурении сводится к определению допустимой длины колонны с учетом веса турбобура, утяжеленных бурильных труб и давления промывочной жидкости.

Расчет делается в следующей последовательности.

1. Выбирается диаметр бурильных труб по табл. 5.9

2. Определяется допустимая глубина спуска колонны и труб с одинаковой толщиной стенки и одной группой прочности материала:

(5.29)

где Q_р – допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН,

Q_р= , (5.30)

_т – предел текучести материала труб, МПа; F_тр – площадь сечения труб, м²; n – коэффициент запаса прочности, n = 1,3 для нормальных условий, n = 1,35 для осложненных условий; Q_пр – предельная нагрузка, МН; k – коэффициент, k = 1,15; G – вес забойного двигателя, МН; Р_т – перепад давления в турбобуре, МПа; q_б.т – вес 1 м бурильных труб, МН; F_к – площадь сечения канала труб, м².

Остальные обозначения те же, что и в формуле (5.22).

Значения F_тр, F_к, q_б.т, _т берутся из табл. 5.20.

Общая длина колонны:

L = ℓ_доп + ℓ_УБТ, (5.31)

где ℓ_УБТ – длина утяжеленных труб, м.

3. Если бурильная колонна составлена из труб одного диаметра, но разных толщин стенок или различных групп прочности материала, то такая колонна будет состоять из нескольких секций.

Длина каждой последующей секции определяется по формуле:

, (5.32)

где Q_pm, Q_pm-1 – допустимые растягивающие нагрузки каждой последующей и предыдущей секций соответственно, МН; q_б.т.m – вес 1 м труб последующей секции, МН.

Пример 5.5. Рассчитать одноразмерную бурильную колонну при турбинном бурении:

глубина – 3500 м; условия бурения – нормальные; G = 0,026 МН; ρ_р= 1300 кг/м³; Q_УБТ = 0,117 МН; длина утяжеленных труб ℓ_УБТ = 75 м. Диаметр предыдущей обсадной колонны – 245 мм.; р_д + р_т = 6,0 МПа.

Р е ш е н и е. 1. Выбираем по табл. 5.9 диаметр бурильных труб d_бт = 127 мм.

Принимаем по табл. 5.20 бурильные трубы типа В, с толщиной стенки δ = 9 мм, группа прочности М., приведенной массой 1 м m = 30,6 кг, откуда q = 0,3 кг.

2. При _т = 735 МПа по табл. 5.8 допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (5.30)

Q_р(9М) =

3. Допускаемая глубина спуска труб группы прочности М (δ = 9 мм)

Как видно, допустимая глубина спуска труб из материала группы прочности М (δ = 9 мм) намного больше, чем глубина скважины. Очевидно, что трубы этой группы прочности выбраны не рационально. Необходимо взять трубы с меньшим пределом текучести.

Задачу решим в следующей последовательности.

1. Выбираем трубы группы прочности Д с толщиной стенки δ = 9 мм, длиной бурильной трубы м, приведенной массой 1 м т = 30,6 кг, откуда q = 0,3 кН.

2. При _т = 373 МПа по табл. 5.8 допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (5.30)

Q_р(9Д) =

3. Допускаемая глубина спуска труб группы прочности Д (δ = 9 мм)

4. Принимаем вторую секцию из бурильных труб той же группы прочности Д, но с δ = 10мм, длиной бурильной трубы м, приведенной массой 1 м т = 33,3 кг, откуда q = 0,33 кН.

5. При _т = 373 МПа по табл. 5.8 допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (5.30)

Q_р(10Д)

6. Длина второй секции по формуле (5.30)

м

7. Длина колонны

L = ℓ_доп(9Д) + ℓ_2(10Д) + ℓ_УБТ = 2658+309,6+75= 3042,6 м

Что меньше глубины скважины (3042,6 < 3500).

Следовательно, необходимо выбрать третью секцию. Берем трубы группы прочности К,

δ = 9 мм.

8. При _т = 490 МПа по табл. 5.8 допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (5.30)

Q_р(10Д) =

9. Длина третьей секции по формуле (5.32)

Принимаем длину третьей секции.

ℓ₃ = 3500 – (ℓ_доп(9Д) + ℓ_2(10Д) + ℓ_УБТ) = 3500 – 3042,6 = 457, 4 м.

Результаты расчетов сводим в табл. 5.22.

Таблица 5.22

Показатели	Номера секций снизу вверх
	1	2	3
Толщина стенки трубы, мм	9	10	9
Группа прочности материала труб	Д	Д	К
Длина секции, м	2658	309,6	457,4
Вес 1 м трубы, Н/м	300	326	300
Вес секции, МН	0,797	0,1	0,137
Примечание. Общий вес бурильной колонны 1,151 МН

Пример 5.6. Рассчитать одноразмерную бурильную колонну при турбинном бурении для следующих условий: проектная глубина скважины 3460 м, диаметр промежуточной обсадной колонны 178 мм, плотность бурового раствора кг / м³. Из табл. 5.9 выбираем диаметр бурильных труб – 89 мм с толщиной стенки δ = 9 мм (внутренний диаметр 71 мм). Выбираем долото диаметром 151 мм. Из табл. 5.8 подбираем группу прочности материала труб – К с σ_т = 490 МПа.

Р е ш е н и е. 1. Определим площадь сечения бурильной трубы.

F_тр =

2. Определим допустимую растягивающую нагрузку при n = 1,3.

Q_р =

3. Определим допустимую глубину спуска по формуле (5.29), где k – 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, м²

F_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 промывкой

р_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, получаем

4. 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.