Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие

	8. ВЫБОР И РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
	8.1. ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Бурильная колонная состоит из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых переводников, цен­траторов и калибраторов. Бурильные колонны бывают следующими: одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными из бу­рильных труб одного и того же наружного диаметра; многоразмерными (многоступенчатыми), составленными из труб различных наружных диаметров (двух-, трех- или четырехразмерны-ми); многосекционными, составленными из нескольких участков труб одной и той же группы прочности, одного и того же наружного диа­метра с одинаковой толщиной стенки и одинаковой конструкцией резьбовых соединений. Нижний участок бурильной колонны составляют из УБТ, устанав­ливаемых непосредственно над долотом или забойным двигателем. Колонна бурильных труб при бурении скважины подвергается воз­действию различных статических и динамических нагрузок. При буре­нии с помощью забойных двигателей (турбо-, электробуров, объемных двигателей) на колонну бурильных труб действуют следующие нагруз­ки: осевая сила растяжения от собственного веса колонны и перепада давления в забойном двигателе; осевая сила сжатия, создаваемая весом части колонны; момент, прикладываемый к колонне для ее периодиче­ского проворачивания и др. При роторном бурении на колонну бурильных труб кроме осевых сил растяжения и сжатия действуют еще и дополнительные нагрузки: за счет изгибающего момента от действия центробежных сил при вра­щении колонн; за счет крутящего момента, необходимого для непре­рывного вращения колонны и др. Изгибающие напряжения в колонне носят переменный характер и зависят от осевой нагрузки, частоты вращения, диаметра труб и скважины, кривизны ее ствола и др. Под действием крутящего момента возникают касательные напряжения,
	225

	которые в колонне бурильных труб возрастают от забоя к устью сква­жины. Бурильные стальные трубы выпускаются в соответствии с ГОСТ 631—75 и имеют следующие показатели:
	Группа прочности.....................................Д К Е Предел текучести, МПа......................... 380 500 550 Временное сопротивление, МПа........ 650 700 750	л М Р Т 650 750 900 1000 800 900 1000 1100
	Трубы диаметром 60-102 мм имеют длину 6,8 и 11,5 м, а диамет­ром 114-168 мм- 11,5 м. Выпускаются трубы следующих типов: В — с высаженными внутрь концами и навинченными замками; Н — с высаженными наружу концами и навинченными замками; ВК — с высаженными внутрь концами и коническими стабилизи­рующими поясками; НК — с высаженными наружу концами и коническими стабилизи­рующими поясками. Кроме того, бурильные трубы бывают обычной и повышенной (П) точности изготовления. Бурильные трубы типов В и Н имеют обычную трубную резьбу треугольного профиля. На трубах типов ВК и НК нарезается трапецеи­дальная резьба. Для соединения бурильных труб применяются муфты и замки. Замки бывают следующих типов: ЗН — с нормальным проходным от­верстием; ЗШ — с широким проходным отверстием; ЗУ — с увеличен­ным проходным отверстием. Размеры и масса стальных бурильных труб и легкосплавных бу­рильных труб, а также муфт и замков к ним приведены в табл. 8.1—8.6. Для бурения неглубоких вертикальных скважин роторным спосо­бом рекомендуется применять трубы типа ТБВ, ТБН, ТБВК и ТБПВ; для бурения глубоких скважин в осложненных условиях — трубы типа ТБВК, ТБНК, ТБС и ТБПВ; для бурения вертикальных скважин с ис­пользованием забойных двигателей — трубы типа ТБН, ТБНК и ТБПВ; для бурения наклонно направленных скважин с использованием за­бойных двигателей — трубы типа ТБНК, ТБПВ и ЛБТ. Наддолотный комплект, обычно принимаемый длиной 500 м, уста­навливается над УБТ и составляется из бурильных труб типа ТБПВ, ТБНК, ТБС, ТБПВ группы прочности Д с максимальной толщиной стенки. Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции квадратного сечения приведены в табл. 8.7 (изготовляются из стали групп прочно­сти Д и К, переводники — из стали 40ХН).
	226

	Таблица 8.1 Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб
	Труба Муфта Масса, кг Жесткость, кНм2 Диаметр, мм толщи­на стенки, мм наруж­ный диа­метр, мм длина, мм 1м гладкой трубы двух выса­док муф­ты при изгибе EI при сдвиге Gk услов­ный наруж­ный внут-рен-ний
	Бурильные трубы с высаженными внутрь концами
	60 73 89 102 114 127 140 168 60 73	60,3 46,3 7 80 140 9,15 1,5 2,7 89 42,3 9 11,3 103 73 59 7 95 166 11,4 2,0 4,2 168 55 9 14,2 198 51 11 16,8 223 89 75 7 108 166 14,2 3,2 4,4 320 71 9 17,8 385 67 11 21,2 439 101,6 87,6 7 127 184 16,4 5,0 7,0 491 85,6 8 18,5 545 83,6 9 20,4 595 81,6 10 22,4 641 114,3 100,3 7 140 204 18,5 6,0 9,0 716 98,3 8 20,9 797 96,3 9 23,3 872 94,3 10 25,7 944 92,3 11 28,0 1011 127 113 7 152 204 20,7 6,5 10,0 1000 111 8 23,5 1116 109 9 26,2 1226 107 10 28,9 1330 139,7 123,7 8 171 215 26 7,5 14 1512 121,7 9 29 1664 119,7 10 32 1909 117,7 11 35 1947 168,3 150,3 9 197 229 35,3 9,5 16,7 3008 148,3 10 39,0 3283 60,3 46,3 7 86 140 9,15 1,5 2,7 89 42,3 9 11,3 103 73 59 7 105 165 11,4 2,5 4,7 168 55 9 14,2 198 51 11 16,8 223	68 78 128 151 170 244 293 334 374 415 453 488 546 607 664 719 770 762 850 934 1013 1152 1268 1378 1483 2292 2501 68 78 128 151 170
	Бурильные трубы с высаженными наружу концами
	89 75 7 118 165 14,2 3,5 5,2 320 71 9 17,8 385 67 11 21,2 439		244 293 334
	227

	Продолжение табл. 8.1
	Труба Муфта Масса, кг Жесткость, кНм2 Диаметр, мм толщи­на стен­ки, мм наруж- длина, мм 1м двух высадок муф-ты услов­ный наруж­ный внут-рен-ний ный диа­метр, мм глад­кой трубы при изги-бе El при сдви- ге Gk 102 101,6 85,6 8 140 204 18,5 4,5 9,0 545 415 83,6 9 20,4 595 453 81,6 10 22,4 641 488 114 114,3 98,3 8 152 204 20,9 5,0 11,0 797 607 96,3 9 23,3 872 664 94,3 10 25,7 944 719 92,3 11 28,0 1011 ПО 140 139,7 123,7 8 185 215 26,0 7,0 15,0 1512 1152 121,7 9 29,0 1664 1268 117,7 11 35,0 1947 1483
	Таблица 8.2 Размеры бурильных труб с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками
	Размеры трубы, мм Размеры высаженной части, мм Масса 1м глад­кой трубы Увеличение Услов­ный диаметр Наруж­ный диаметр трубы Тол­щина стенки Внут­ренний диаметр Диа­метр прохода На­ружный диа­метр Длина механи­ческой обработ­ки Длина до пе­реход­ной части массы од-нои трубы вслед­ствие высад­ки обоих концов, кг
	С высаженными внутрь концами
	89 89 9 71 57 89,9 150 145 17,9 3,9 11 67 54 21,2 3,4 102 101,6 9 83,6 68 101,9 150 145 20,4 5,1 10 81,6 68 22,4 5 114 114,3 9 96,3 78 115,2 160 155 23,3 7,3 10 94,3 76 25,7 7,1 11 92,3 74 28 6,9 127 127 9 109 92 130,2 160 155 26,2 7,8 10 107 90 28,9 7,6 140 139,7 9 121,7 102 140,2 160 155 29 11 10 119,7 100 32 10,2 11 111,7 100 35 9,2
	228

	Продолжение табл. 8.2
	Размеры трубы, мм Размеры высаженной части, мм Масса 1м глад­кой трубы Увеличе- Услов­ный диа­метр Наруж­ный диаметр трубы Тол­щина стенки Внут­ренний диаметр Диа­метр прохо­да На­руж­ный диа­метр Длина механи­ческой обработ­ки Длина до пе­реход­ной части ние массы одной тру­бы вслед­ствие вы­садки обо­их концов, кг
	С высаженными наружу концами
	73 73 9 55 52 85,9 150 155 14,2 3,7 11 51 48 16,8 89 89 9 71 68 101,9 150 155 17,8 4,5 11 67 64 21,2 102 101,6 9 83,6 80,6 115,2 160 165 20,4 5,7 11 81,6 78,6 22,4 114 114,3 9 96,3 93,3 130,2 160 165 23,3 7,9 10 94,3 91,3 25,7 11 92,3 89,3 28,0
	Таблица 8.3 Размеры, масса и жесткость бурильных труб с приваренными соединительными концами с высадкой наружу ТБПВ
	Услов- Толщи- Наруж- Толщи- Наруж­ный диа- Масса, кг Жесткость, кНм2 ныи 7ТИЯ- на ный на метр 1 ком- диа метр стенки диаметр стенки соеди- Резьба 1 м плекта При При трубы, трубы, высадки, высад- тельного глад- соедини- изгибе сдвиге мм мм мм ки, мм конца, мм КОИ трубы тельных концов EI GI 73 6 81 9,5 108 3-88 9,9 27,3 150 114 7 10,5 11,4 27,5 168 128 8 11,5 12,8 27,7 184 140 89 6 97 9,5 120 3-102 12,3 29,6 284 216 7 10,5 14,2 29,9 320 244 8 11,5 16,6 30,2 354 270 114 7 122 10,5 155 3-133 18,5 48,0 716 546 8 11,5 20,9 48,5 797 607 9 12,5 23,3 49,0 872 662 10 13,5 25,7 49,5 944 719 127 7 135 11 170 3-147 20,7 47,0 1000 762 8 12 23,5 47,5 1116 850 9 13 26,2 48,5 1226 934 10 14 28,9 48,5 1330 1330 146 8 154 12 188 3-161 27,2 64,0 1739 1325 9 13 30,4 64,5 1916 1460 10 14 33,5 65,0 2085 1589 11 15 36,6 65,5 2246 1711
	Примечание. Длина труб 12,4 и 8,5 м.
	229

	Таблица 8.4 Характеристика легкосплавных бурильных труб, изготовляемых из сплава Д16Т, и замков к ним
	Параметры Наружный диаметр трубы, мм 73 93 114 129 129 147 147 Толщина стенки, мм 9 9 10 9 11 9 11 Шифр стальных облег- ЗЛ-90 ЗЛ-110 ЗЛ-136 ЗЛ-152 ЗЛ-152 ЗЛ-172 ЗЛ-172 ченных замков Диаметр, мм: наружный облегчен- 99 ПО 136 152 152 172 172 ного стального замка наименьший внутрен- ний замка 41 61 80 95 95 ПО ПО наименьший внутрен- ний трубы 41 61 80 95 95 112 112 Длина трубы, м без замка 9 9 12 12 12 12 12 номинальная с замком 9,5 9,5 12,25 12,27 12,27 12,27 12,27 Масса 1 м трубы, кг, с учетом: высадки стального 5,3 6,7 9,3 10,0 11,8 11,3 13,4 облегченного замка 12,5 16,2 21,5 30,3 30,3 37,0 37,0 высадки концов и 6,8 8,4 11,0 11,8 14,3 14,4 16,5 замка Нагрузка, кН: максимально допус- 470 620 850 900 1100 1000 1240 тимая растягивающая растягивающая, при которой напряжение в 590 780 1070 1120 1350 1290 1550 теле трубы достигает предела текучести растягивающая раз- рушающая 810 1070 1470 1520 1840 1730 210 Давление, МПа: максимально допус- 54 52 40 35 45 31 38 тимое, внутреннее внутреннее, при кото- 81,0 79,0 59,5 53,5 67,8 46,0 58,0 ром напряжение в те- ле трубы достигает предела текучести внутреннее разру- ПО 100 97,5 73,0 92,5 63,0 78,5 шающее максимально допус- 51 37 31 24 34 18 27 тимое внешнее сми- нающее внешнее разрушаю- 77 55,3 46,5 36,7 52,0 28,0 40,9 щее
	230

	Продолжение табл. 8.4
	Параметры Наружный диаметр трубы, мм 73 93 114 129 129 147 147 Крутящий момент, мак­симально допустимый, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кНм Жесткость труб, кНм2 при изгибе при сдвиге 12,0 70 53 21,0 152 114 36,0 321 242 44,5 442 333 52,0 515 388 58,5 671 505 69,0 787 592
	Примечания. 1. При выборе допустимых усилий приняты следующие коэффициенты запаса прочности: для растягивающих нагрузок 1,12; для внутренних давлений 1,25; для внешних сжимающих давлений 1,5; для моментов кручения 1,8. 2. Для сплава Д16Т принят предел текучести 330 МПа, предел прочности 4500 МПа; модуль при изгибе Е = 71-Ю3 МПа, при сдвиге G = 27,1-Ю3 МПа. Таблица 8.5 Основные размеры и масса замков для СБТ
	Типоразмер замка Диаметр труб по ГОСТ 631-75, мм, с высаженными концами Резьба Диа- Длина, Масса, MC1JJ, MM MM КГ внутрь наружу ЗН-80 60,3 _ 3-66 80 404 12 ЗН-95 73,0 _ 3-76 95 431 16 ЗН-108 89,0 — 3-88 108 455 20 ЗН-113 89,0 — 3-88 113 455 23 (ЗН-140) 114,3 - 3-117 140 502 35 (ЗН-172) 139,7 - 3-140 172 560 58 (ЗН-197) 168,3 - 3-152 197 603 76 ЗШ-108 73,0 — 3-86 108 431 20 ЗШ-118 89,0 _ 3-101 118 455 23 ЗШ-133 101,6 — 3-108 133 496 37 ЗШ-146 114,3 101,6 3-121 146 508 38 ЗШ-178 139,7 _ 3-147 178 573 61 ЗШ-203 168,3 _ 3-171 203 603 73 ЗУ-86 — 60,3 3-73 86 404 15 ЗУ-108 _ 73,0 3-86 108 431 20 ЗУ-120 _ 89,0 3-102 120 468 25 ЗУ-146 114,3 101,6 3-122 146 496 37 ЗУ-155 127,0 114,3 3-133 155 526 39 ЗУ-185 - 139,7 3-161 185 553 53 ЗУК-108 — ТБНК-73 3-86 108 431 17 ЗШК-113 ТБВК-89 — 3-101 118 454 22 ЗШК-133 ТБВК-102 _ 3-108 133 506 32 ЗШК-178 ТБВК-140 _ 3-147 178 573 61 ЗУК-120 — ТБНК-89 3-102 120 468 20 ЗУК-146 ТБВК-114 ТБНК-102 3-122 146 506 36 ЗУК-155 ТБВК-127 ТБНК-114 3-133 155 538 38
	Примечание. Типоразмеры замков, указанные в скобках, применять не рекомендуется.
	231

	Таблица 8.6 Размеры замков (ниппелей и муфт) для приварки к трубам
	Услов­ный Наруж­ный диаметр ниппеля, мм Внутренний диаметр, мм Длина цилин­дриче­ского конца, мм Резь­ба Длина, мм Размеры трубы к которой привари­ваются замки, мм Масса одного наруж­ный диаметр трубы, мм наи­мень­ший наи­боль­ший нип­пеля муфты комплекта замка (ниппель, муфта), кг 73 89 102 114 114 127 127 104,8 127,0 133,4 158,8 158,8 161,9 165,1 50,0 64,3 67,5 75,4 69,1 88,1 75,4 52,0 66,3 69,5 77,4 71,1 90,1 77,4 58,3 58,3 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 3-86 3-102 3-108 3-122 3-122 3-133 3-133 326,7 364,8 357,1 357,1 357,1 357,1 357,1 298,6 336,7 324,0 324,0 324,0 324,0 324,0 73x9,19 89x9,35 102x8,38 114x8,56 114x10,92 127x9,19 127x12,7 25,1 40,0 41,9 60,9 63,8 59,1 68,2
	Таблица 8.7 Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения
	Параметры ТУ 14-3-126-73 ТУ 14-3-755-78 ТУ 51-276-86 (ТВКП) Сторона квадра- 112 140 155 65 80 112 140 155 та, мм Диаметр канала, 74 85 100 32 40 74 85 100 мм Диаметр про- 114 141 168 73 89 точки под эле- ватор, мм Общая длина 13 14 14 10 10 11,5- 14,5- 14,5- трубы с пере- 13,5 17,0 17,0 водниками, м, не менее Резьба перевод- ников: верхнего 3-121Л 3-152Л 3-152Л 3-76Л 3-88Л 3-121Л 3-171Л 3-171Л нижнего 3-121 3-147 3-171 3-76 3-88 3-121 3-147 3-171 Наружный ди- аметр перевод- ника, мм: верхнего 197 197 197 95 108 146 203 203 нижнего 146 178 203 95 108 146 178 203 Масса теорети- 65,6 106,6 124,3 27 38 65,6 106,6 124,3 ческая 1 м трубы без перевод- ников, кг Масса перевод- ников, кг: верхнего 60 55 54 10 12,5 - - - нижнего 22 35 39 9 12 — — —
	232

	Таблица 8.8
	Показатели Группа прочности стали Д16Т Д К Е Л М Р Т 40ХН 40ХМФА Временное сопротивле­ние разрыву ав, МПа, не менее Предел текучести а„ МПа, не менее Относительное удлине­ние 8, %, не менее 637 373 16 687 490 12 735 539 12 784 637 12 882 735 12 980 882 12 1078 980 12 882 735 10 981 832 13 392 421 255 274 12 10
	Примечания. 1. Трубы групп прочности Р и Т изготовляются по соглашению изгото­вителя с потребителем. 2. В числителе — для труб диаметром менее 120 мм, в знаменателе - более 120 мм. Таблица 8.9
	Трубы Способ бурения Диаметр труб, мм Обсад- Забойны- - - - - - 178 194 219 245 273 299 324 340 >406 ные ми двига- телями Роторный 114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 299 - - - Бу- Забойны- - - - - - 89 102 114 127 140 140 140 140 168 риль- ми двига- 146 146 146 146 168 ные телями Роторный 60 60 73 73 89 89 102 114 127 140 140 146 146 168
	Таблица 8.10 Основные размеры и масса УБТ
	Диаметр, мм Масса/вес 1 м Шифр Длина, м трубы, кг/м и Резьба наружный внутренний кН/м УБТ-95 95 38 6и8 47/0,461 3-77 УБТ-108 108 46 6и8 59/0,579 3-88 УБТ-146 146 74 6и8 98/0,958 3-121 УБТ-178 178 90 12 и 8 145/1,42 3-147 УБТ-203 203 100 8 и 12 192/1,88 3-171 УБТ-219 219 ПО 8 220/2,16 3-171 УБТ-245 245 135 7 258/2,53 3-201 УБТС2-120 120 64 6 65/0,635 3-101 УБТС2-133 133 64 6 84/0,824 3-108* УБТС2-146 146 68 6 103/1,01 3-121 УБТС2-178 178 80 6 156/1,53 3-147 УБТС2-203 203 80 6 215/2,10 3-161 УБТС2-229 229 90 6 273/2,68 3-171
	233

	Продолжение табл. 8.10 Шифр Диаметр, мм Длина, м Масса/вес 1 м трубы, кг/м и кН/м Резьба наружный внутренний УБТС2-254 УБТС2-254 УБТС2-273 УБТС2-273 254 254 273 273 100 127 100 127 6 6 6 6 336/3,30 296/2,90 398/3,90 360/3,53 3-201 3-201 3-201 3-201
	Примечания. 1. УБТ (горячекатаные) поставляются без проточки под элеватор, УБТС - с проточкой под элеватор. 2. Звездочкой обозначена резьба укороченного профиля. 3. УБТ изготовляются из стали групп прочности Д и К, УБТС — из стали 40ХН2МА или 38ХНЗМФА. Механические свойства материала СБТ и ЛБТ приведены в табл. 8.8. Диаметр бурильных труб выбирается в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны и способа бурения (см. табл. 8.9). Основные размеры и масса УБТ приведены в табл. 8.10. Гладкие по всей длине горячекатанные УБТ рекомендуется приме­нять только для бурения с забойными двигателями; УБТС — для бурения в осложненных условиях; УБТ с квадратным сечением — при бурении интервалов, склонных к самопроизвольному искривлению, а со спи­ральными и продольными канавками — в условиях повышенной опасно­сти затяжек и прихватов бурильной колонны.
	8.2. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ УБТ Диаметр нижней (первой) секции УБТ выбирается с учетом конструк­ции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. В нормальных условиях бурения рекомендуется принимать следую­щие соотношения между диаметрами УБТ и долот (dy/D). Диаметр долота, мм.......................................................................<295,3               >295,3 Соотношение rf^./D......................................................................0,80-0,85           0,70-0,80 Для осложненных условий это соотношение уменьшается. Сочетания рекомендуемых диаметров нижней секции УБТ и долот приведены в табл. 8.11. В осложненных условиях при бурении долотами D > 250,8 мм до­пускается применение УБТ ближайшего меньшего диаметра с одно­временной установкой опорно-центрирующих устройств. При буре­нии забойными двигателями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диаметра забойного двигателя, т.е. й?убт ^ d3,m.
	234

	Таблица 8.11 Диаметры нижней секции УБТ и долот, мм
	Долото УБТ (нижняя секция) Долото УБТ (нижняя 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; 133 229 187,3-200,0 165 349,2 254 146 229 212,7-228,6 178 >374,6 273 165 254 244,5-250,8 203 - - 178
	Примечание. В числите — диаметр УБТ для нормальных условий, в знаменателе -для осложненных.
	Таблица 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 надцолотного 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 d§T, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ d^ должно быть следующим: й?бт IcL^ > > 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

	Таблица 8.13 Рекомендуемые диаметры бурильной и обсадной колонны
	Обсадная колонна Бурильная колонна Обсадная колонна Бурильная 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 пс < 3. Общая длина УБТ для одно-, двух- и трехразмерных конструкций в зависимости отра и рбр определяется из уравнения
	(8.1)
	к cos 0
	где Рд — в кН; GT — вес турбобура, кН; q\, qi, #3 — вес 1 м соответственно первой, второй и третьей секции УБТ, кН/м; к\ = 1 — Рб.р/Рм - коэф­фициент, учитывающий влияние бурового раствора, значения которо­го приведены в табл. 8.14; 8 — угол отклонения УБТ от вертикали; Al - l\ll,                                                                                Kfi.L) l\ — длина нижней части (первой) секции, создающей основную часть нагрузки. Для определения 1Х следует вначале задаться отношением A,i: при нормальных условиях бурения Таблица 8.14 Коэффициенты потери веса колонны УБТ в буровом растворе
	р6.р кг h Рб.Р h fe h 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: к\ = 1 - - рб.р/рм; h. = k%\ кг = Цк1.
	236

	h = (0,7-0,8)/;                                                         (8.3) при осложненных условиях /, = (0,4-0,6)/.                                                         (8.4) Если пс = 3, то /1 = X\l; I2 = h = (l- /i)/2; если пс = 2, то 1\ = = XJ, /2 = l-luq3 = 0; если пс = 1, то Xi = l; qi = qi = 0. Пример 8.1. Определить параметры конструкции УБТС для бурения скважины ротор­ным способом долотом D = 393,7 мм в осложненных условиях с Рп = 170 кН при п = 1,5 с" '; рб.р = 1450 кг/м3; 9 = 6°. Бурение ведется трубами <4т = 140 мм под обсадную колонну do.K = 298,5 мм. Решение. По табл. 8.11 принимаем диаметр первой секции равным 254 мм. По­скольку dsJdy = 0,55 < 0,7, то 1У должна быть многоразмерной. Примем трехразмерную конструкцию 254x219x178 мм. Для верхней секции удовлетворяется условие d^Jdy = 140/178 = 0,78 > 0,7. Приняв X, = 0,5 и по данным табл. 8.10 q, = 3,3 кН/м; q2 = 2,16 кН/м и <7з = 1,33 кН/м по формуле (8.1), 1,15 170 /fir = -р----------------------------------------------=гт------------ч-----------= 94 м.
	0,5-3,3 +------(1-0,5X2,16 + 1,53) 1-------- -0,9925 3-1                             jy 7850 ) Длина каждой секции 1\ = 47 м; с учетом фактической длины труб УБТС dy = = 254 мм и /ф = 6 м принимаем U = 48 м; h = h = (94—48)/2 = 23 м. Для одноразмерной колонны длина УБТ определяется из выраже­ния: 1гР (8.5)
	где *:= 1,15-1,25. Пример 8.2. Вычислить и сравнить длину УБТС2 dy= 178 мм с учетом и без учета фактора плавучести, если известно, что Рл = 150 кН, а рб.р = 1400 кг/м3. Решение. Примем к = 1,25. Для заданного значения Рп с учетом фактора плаву­чести [см. формулу (8.5)] при q\ = 1,53 кН/м (см. табл. 8.10) 1,25 ■ 150
	,&            7\ ( 1400 ) 1,53 1-------- ^ 7850 J Без учета фактора плавучести /^=1,25-150/1,53 = 122 м. Следовательно, без учета фактора плавучести /^уменьшится примерно на 18 %. Критические нагрузки (в кН) для одно-, двух и трехразмерной ко­лонн УБТ определяются соответственно по формулам: 237

	(1,90-3535)^2 ^EIq2-0,lP0S0 , 2 -Q,\P0S0,		(8.6) (8.7)
	(8.8)
	В приведенных формулах El, (E7)i — жесткость труб соответственно одноразмерной и нижней секции колонны УБТ, кН-м ; q, q\ — вес соот­ветственно 1 м одноразмерной и нижней секции УБТ, кНм; р0 — пере­пад давления, Па; So - площадь сечения выходного отверстия; F^, Gq, — критическая нагрузка в безразмерных единицах соответственно для двух- и трехразмерных колонн УБТ; к\, кг, к->, — коэффициенты, учиты­вающие влияние потери веса колонны УБТ в буровом растворе, опре­деляемые по данным табл. 8.14. Значения EI, цЕ11 q viyJEIq приведены в табл. 8.15. В формулах (8.7) и (8.8)
		i-З	(8.9)
	l = mlgl0
	где mi — масса 1 м нижней секции УБТ, кг/м. Если бурение ведется роторным способом при небольшом перепаде давления без гидромониторного эффекта, то величину p^S0 допускает­ся не учитывать. Значения F^ (для колонн УБТ 146x178 и 178x203) и G^ (для ко- Таблица 8.15 Геометрические характеристики утяжеленных бурильных труб
	Диаметр, мм Жесткость /------ цЩ наружный внутренний El, кНм2 Цел q 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 ПО 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- 146x178 мм; б- 178x203 мм
	лонн УБТ 146x178x203 и 178x203x229) определяются из рис. 8.1 [на оси ординат указаны критические нагрузки в безразмерных величинах П = PKp/y(EI)lq ] и рис. 8.2 в зависимости от величин Lu A,i и Х3, вычисляемых соответственно по формулам
	(8.10)
	h = h/l,                                                          (8.11) где l\, /3- длина нижней и третьей секции УБТ, м. По заданным значениям Х\ = 1\1Ц и Х3 = hlly определяют к, а следо­вательно, Ркр = faji/убт (см. рис. 8.2). Для одноразмерной колонны УБТ Рщ может быть также вычислена по формуле (8.7). При этом величину F^ получают из рис. 8.1 для A,i = 1, если диаметр УБТ равен диаметру нижней секции двухразмерной
	239

	конструкции УБТ, и для			О для труб верхней секции (меньшего
	диаметра). а , 0,2 0,4 0,6 0,8 А? 0,34
	0,2 0,4 0,6 0,8 Л-,
	Рис. 8.2. Зависимость величины к от отношения длин секций УБТ: а - 146x178x203 мм; б- 178x203x229 мм Если й?убг нижней секции меньше 203 мм, то для ограничения про­гибов и площади контакта УБТ со стенками скважины при Ря > Р^ 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 dy^, на которые они устанавливаются, в зависимости от диаметра долота D.
	Таблица 8.16				244,5-250,8 269,9	230 255	159; 178 178; 203
	Диаметр долота, мм	Наибольший размер опо­ры, мм	Диаметр УБТ, мм		Таблица 8.17
					Диаметр УБТ, мм Расстояние а (в м) при и, с"1 0,8 1.5 2,0 2,5 108-114 120 20,0 22,0 16,0 16,5 13,5 14,0 12,0 13,0
	139,7-146,0 149,2-151,0 158,7-165,1 187,3-190,5 212,7-215,9	133 143 153 181 203	95; 108 108; 114; 120 114; 120; 133 120; 133; 146 146; 159
	240

	133 146 159	23,5 17,5 15,0 25,0 18,5 16,0 31,0 21,5 18,5	13,5 14,5 17,0	178 203	33,0 36,0	23,5 27,0	21,0 23,0	19,0 20,5
	Число опор на длине УБТ определяется по формуле Ип.о = (/,--/о)/а-1,                                                 (8.12) где 1\ — длина г-й секции УБТ, м; /0 — длина компоновки для борьбы с искривлением (для i > 1 величина /о не учитывается). В табл. 8.17 приведены рекомендуемые расстояния между проме­жуточными опорами а при различных п. Условия прочности соединений УБТ:
	(8.13) Мю = £//е/57,3,                                                      (8.14) где Мю — изгибающий момент, кНм;/— стрела прогиба, м, f=(l,05D-dy)/2;                                            (8.15) 4 — интенсивность искривления ствола, градус/10 м; D и dy — диаметры соответственно долота и наружный УБТ, м; /п — длина полуволны,
					(8.16)
	ю = 2пп — угловая скорость вращения бурильной колонны, с1; и — в с l; q — вес 1 м труб, кН/м. Допускаемый изгибающий момент, кНм. [Мяз\=Мщ/к3,                                                         (8.17) где Мпр — предельный переменный изгибающий момент, кНм; к3 = 1,4 — коэффициент запаса прочности. По формулам (8.13) и (8.14) можно также вычислить допускаемую частоту вращения УБТ, наибольшие значения /е и/ В табл. 8.18 приведены значения М^, установленные по данным стендовых испытаний ВНИИБТ. Пример 8.3. Рассчитать одноразмерную колонну УБТ с dy= 178 мм и d, = = 80 мм Таблица 8.18
	Предел текучести, а„ Диаметр УБТ, мм МПа 120 133 146 178 203 229 254 273 640 440 8,5 11,8 16,0 13,6 25,9 23,5 40,0 32,8 57,0 81,0 98,0
	241

	для бурения скважины в нормальных условиях долотом диаметром D = = 215,9 мм, если Рл = 200 кН; р6.р = 1100 кг/м5; п = 1 с"1. Решение. Для одноразмерной конструкции УБТ определим по формуле (8.5), приняв к= 1,15, а из табл. 8.14 и 8.15 к, = 0,860 nq = 153 кН/м, 1,15 • 200 /у= --------------= 175м. 0,860 • 1,53 Из табл. 8.15 ^Elq = 2 8,53 кН, а из табл. 8.14 fe = 0,904, тогда по формуле (8.6) без учета перепада давления р$ Рщ = 1,900,904-28,53 = 49,0 кН. Поскольку dy < 203 мм, а Рщ < Рю 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 1ц = 0 составляет и„0 = 174/33 — 1 = 4,3, т.е. предусматриваются 4 опоры. Для определения прочности резьбо­вых соединений вычислим ю = 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 9920-6,3 /„= —\\--------------= 20м. 6,3 || 10 -1,53 Стрела прогиба по формуле (8.15) /= (1,05-0,2159 - 0,178)/2 = 0,024 м. Изгибающий момент по формуле (8.13) Мю = 3,142-9920-0,024/(2-202) = 2,93 кН. Для УБТ с ат = 440 МПа (см. табл. 8.18) отношение Мщ/Мт = 23,5/2,93 = = 8,02, что превышает коэффициент запаса прочности, равный 1,4—1,5. Вывод: УБТ с от = 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): ElfK2 tfa=—г----,                                                      (8.18)
	242

	где Е - модуль упругости материала бурильных труб, для стали Е = 21011 Па, для алюминиевых сплавов Е = 8-Ю10 Па; /— осевой момент инерции сечения по телу трубы, м4, I=JL(D*-d*h 64 Dnd — наружный и внутренний диаметры трубы соответственно, м;/— стрела прогиба,/= (Z)CKB — D3)/2, м; Д„ — диаметр скважины, Z)CKB =1,1 Da, м; Da — диаметр долота, м; D3 — диаметр замка, м; L — длина полу­волны, м; Wm — осевой момент сопротивления высаженного конца тру­бы в основной плоскости резьбы (в опасном сечении резьбы — по поя­ску или по сварному шву), м3,
	32 D,	(8.19)
	Z)H к, DB к — наружный и внутренний диаметры высаженного конца, м. Длина полуволны (м) определяется для сечения непосредственно надУБТ:
		(8.20)
	где ю - угловая скорость вращения бурильных труб, с х;т\- масса 1 м труб, кг/м. II. Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость: л = (а_1)вр/аа,                                                       (8.21) где (a_i)z) - предел выносливости материала труб, МПа (табл. 8.19); (3 - Таблица 8.19 Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, МПа
	Диа­метр, мм Трубы с резьбой треугольного профиля Трубы со стабилизи­рующими поясками ТБВК Трубы с прива­ренными замка­ми ТБВП Легкосплавные бурильные тру­бы ЛБТ д К Е д К Е д к Д16Т 1953, К-48 73 89 102 114 127 140 147 75 75 70 70 65 60 60 60 80 80 140 140 140 120 ПО ПО 100 100 150 120 120 ПО ПО 100 100 100 90 90 90 50-56 43-52 36-46 40
	243

	коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы, (3 = 0,6 для стали марки Д, (3 = 0,55 для алюминиевого сплава Д16. Рассмотрим расчет. Одноразмерная бурильная колонна. 1. Задаются длиной первой (нижней) секции бурильных труб и оп­ределяют напряжения, Па
	С7р =-------------------—-^-------------,                                   (8.22) где к - коэффициент, к = 1,15; Q6t - вес бурильных труб данной сек­ции, Н; буй - вес утяжеленных бурильных труб, Н; рр, рм - плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м3; ро — перепад давления на долоте, Па; FK — площадь сечения ка­нала трубы, м2; FTp — площадь сечения трубы, м2. 2. Определяются касательные напряжения (Па) для труб данной секции: Т=——,                                                              (8.23) где Мкр — крутящий момент, Нм, N + N
	ю                                                             (8.24) NB — мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт; Na — мощность на вращение долота, кВт; Wp — полярный момент сопротив­ления, м3,
		(8.25)
	D,d — наружный и внутренний диаметры труб, м. Мощность на холостое вращение бурильной колонны (кВт) опре­деляется по формуле [8] NB= 13,5Ю-8^ dfn^-D^y^                                    (8.26) где L — длина колонны, м; й?„ — наружный диаметр бурильных труб, м; п — частота вращения, об/мин; ур — удельный вес раствора, Н/м3. Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле ЛГД = С-1 <T7'7nD lA Bl'3,                                                         (8.27) 244

	где С — коэффициент, зависящий от крепости породы, для мягких по­род С = 2,6; для средних пород С = 2,3; для крепких пород С = 1,85; Da - диаметр долота, м; Рд - осевая нагрузка, Н. 3. Рассчитывается коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений:
	+ 4т2	(8.28)
	где ат — предел текучести материала бурильных труб, МПа. Допустимые значения: п = 1,4 для вертикальных скважин в нор­мальных условиях; п = 1,45 — при бурении в осложненных условиях. Если величина п не отвечает требованиям, то изменяют длину сек­ции или применяют трубы с большей прочностью. Затем необходимо задаться длиной труб второй секции с большей прочностью и выпол­нить аналогичный расчет. Основные характеристики бурильных труб приведены в табл. 8.20. Таблица 8.20 Геометрические характеристики бурильных труб
	Услов­ный Тол­щина стенки, мм Площадь попе­речного сече­ния, см2 Осевой момент инерции попереч­ного се­чения трубы, см4 Осевой момент со­противления, см3 Приведенная масса 1 м трубы (в кг) в соответствии с длиной трубы, м диа­метр, мм трубы канала гладкой части трубы высаженно­го конца в основной плоскости резьбы 6 8 11,5
	Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и навинченными замками
	60 7 11,7 16,8 42,3 14,0 16,0 10,8 10,4 10,0 9 14,5 14,0 49,1 16,3 17,2 12,9 12,5 12,2 73 7 14,5 27,3 79,9 21,8 26,9 14,3 13,6 12,9 9 18,0 23,7 94,4 25,8 30,8 17,1 16,4 15,7 11 21,4 20,4 89 7 18,0 44,2 152,7 34,3 45,8 17,5 16,7 16,0 9 22,6 39,6 183,2 41,2 54,1 21,1 20,3 19,5 11 26,9 35,2 209,1 47,0 56,0 24,3 23,5 22,8 102 7 20,8 60,3 234,0 46,1 62,1 21,8 20,5 19,3 8 23,5 57,5 259,5 51,1 68,0 23,9 23,0 21,4 9 26,2 54,9 283,3 55,8 73,1 25,7 24,4 23,2 10 28,8 52,3 305,4 60,1 77,3 27,6 26,4 25,2 114 7 23,6 79,0 341,0 59,7 92,7 24,2 22,9 21,6 8 26,7 75,9 379,5 66,4 100,0 26,7 25,3 24,0 9 29,8 72,8 415,7 72,7 106,2 29,0 27,6 26,4 10 32,8 69,8 449,7 78,7 111,5 31,4 30,0 28,7 11 35,7 66,9 481,6 84,3 113,8 33,5 32,2 31,0
	245

	Продолжение табл. 8.20
	Площадь попе-пвчттотт) сече- Осевой Осевой момент со- Приведенная масса 1 м трубы (в кг) в Услов­ный Тол- ния, см2 момент инерции противления, см3 соответствии с длиной трубы, м диа- 1цина стенки, попереч- высаженно- метр, мм ного се- гладкой го конца в мм трубы канала чения части основной 6 8 11,5 трубы, см4 трубы плоскости резьбы 127 7 26,4 100,2 476,6 75,0 119,2 26,6 25,2 23,9 8 29,9 96,7 531,8 83,7 129,4 29,3 27,9 26,6 9 33,4 93,3 584,1 92,0 138,4 32,0 30,6 29,3 10 36,8 89,9 633,5 99,8 146,2 34,6 33,3 32,0 140 8 33,1 120,1 720,3 103,1 169,0 35,1 32,9 30,9 9 36,9 116,3 792,8 113,5 181,5 38,0 35,8 33,8 10 40,7 112,5 861,9 123,4 192,6 40,0 38,8 36,8 11 44,5 108,8 927,6 132,8 206,8 43,9 41,8 39,8 168 9 45,0 177,3 92,0 170,3 138,4 46,0 43,4 41,1 10 49,7 172,6 99,8 185,9 146,2 49,6 47,1 44,7
	Бурильные трубы с приваренными по высаженной части бурильными замками
	73 7 14,5 27,3 79,9 21,8 - - 13,8 13,0 8 16,3 25,5 87,6 24,0 - - 15,1 14,4 89 7 18,0 44,2 152,7 34,3 - - 16,7 15,9 8 20,4 41,2 168,6 37,9 - - 18,9 18,2 114 9 29,8 72,8 415,7 72,7 - - 27,5 26,2 10 32,8 69,8 449,7 78,7 - - 29,8 28,5 127 9 33,4 93,3 584,1 92,0 - - 31,5 29,8 10 36,8 89,9 633,5 99,8 - - 43,0 32,4
	Пример 8.4. Рассчитать на прочность бурильную колонну для роторного бурения и следующих условий: L = 3500 м; диаметр обсадной колонны, в которой работают бу­рильные трубы — 244,5 мм; п = 180 об/мин, тогда
	71л 3,14-18 0		-=18,84 с"1;
	ю=—=- зо
		30
	д,;д,;ур                      ;у                       ;ро                 ;у6 м; Qyfr = 1,6-105 Н. Условия - осложненные; породы - средние. Решение. 1. По табл. 8.13 выбираем бурильные трубы диаметром 127 мм. Прини­маем бурильные трубы с высаженными внутрь концами и толщиной стенки 9 мм (ТБВК-127) группы прочности К. 2. Рассчитываем бурильные трубы на выносливость. Для выбранного типа бурильных труб осевой момент инерции сечения трубы по табл. 8.20 составляет^ 584,1 см4,или/= 584,1 Ю"8 м4, по табл. 8.2 т, = = 26,2 кг/м. Тогда
	3,14 2,0 ■ К)" • 584,1 • ЮЬ ■ 18,842 L = -------4---------------------------------------= 10,08 м. 18,84 У                     26,2 Если длина одной бурильной трубы составляет 12,1 м, то принимаем L = 12,4 м.
	246

	Стрела прогиба /= (190,5 -161,9)/2 = 14,3 -10~3 м. Осевой момент сопротивления находим по табл. 8.20: Wm= 138,4 см3 = 138,4-10^ м; Тогда по формуле (8.18) определяем переменные напряжения изгиба: 2,0 - К)" - 584,1 -10~8 -14,3 -10~3 - (3,14)2                   , а =--------------------------------------------------------= 7,73 -10 Па = 7,73 МПа. (12,4) • 138,4 • 10 Для данного материала бурильных труб (о_])д = 100 МПа. По формуле (8.21) нахо­дим 100 - 0,6 п = -----------= 7,76; 7,73 п > 1,9, что допустимо. 3. Рассчитываем выбранный тип бурильных труб на статическую прочность. Принимаем длину первой секции труб равной 2500 м. Тогда е6.т = 2500-293 = 732 500 Н. По формуле (8.22): J               6                л( 13000^            6                 _4 U510,733-106+1,6-105 ) 1------------+7-10 -93,3-10 78500 ск =-------------------------------------i----------------'----------------------------= 2,76-10 Па = 276 МПа. 5                                                 33,4-10"4 Мощность на вращение бурильной колонны по формуле (8.26) N,= 13,5-10"8-2500-0,1272-1801'5-0,19°'5-13 000 = 73,4кВт. Мощность на вращение долота находим по формуле (8.27): Nn = 2,3-10"7'7-180-0,19°'4-(1,4-105)1'3 = 20,2 кВт. Крутящий момент определяем по формуле (8.24): Мир = 73,4 -103 + 20,2 - 103/l8,84 = 4,96 -103 Н-м. Определяем полярный момент сопротивления сечения труб при кручении по фор­муле (8.25): 4 '
	W = 0,2 0,127"	1	0,109 0,1244		з з
				= 0,19-10 м .
	Находим касательные напряжения для труб данной секции по формуле (8.23): 4,96 -103                   6 т =------------- = 25,8-10 Па = 25,8 МПа. 0,19 10 247

	По табл. 8.8 предел текучести материала труб ат = 490 МПа (для группы прочности стали К). Коэффициент запаса прочности по формуле (8.28): 490
	/            2                2 V(276,0) +4(25,8)
	что допустимо, так как 1,74 > 1,45. Задаемся длиной труб второй секции той же группы прочности К, но с толщиной стенки 10 мм, что будет составлять 700 м. Тогда
	где Li - длина труб второй секции, la = 700 м; Ь\ - длина труб первой секции (считая снизу), м; q2 и q\ — вес 1 м труб второй и первой секций соответственно (принимается по табл. 8.20). Имеем 2б.т = 700-320 + 2500-293 = 242 200 + 732 500 = 974 700 Н; 6                 5 f 13 000 ^             6                   4 1,15(0,975 • 10 + 1,6 10)1------------ +710 • 89,9 • 10 78 500                                                             . о =----------------------------------^---------------•*■---------------------------= 3,18 10 Па = 318МШ; 36,7 • 10"
	n = 13,5 -10~8 - 3200 - 0,1272 - ш''5 - 0,19°'5 -13 000 = 94кВт.
	= 20,2 кВт; м» 94- 103 + 20,2 ю3 6,06 -10: !н- м ; 18,84 , = 0,2-1 ( 0,1074 = 0,2 - ю-3 м3. Wt 0,1274 Следовательно, = 500/ - зо,з2 = 1,54,
	что допустимо, так как 1,54 > 1,45. Третью секцию бурильных труб предусматриваем диаметром 127 мм с толщиной стенки 10 мм, но группы прочности Е, чтобы достичь глубины спуска всей бурильной колонны 3500 м. В этом случае вес бурильной колонны (Н) составит
	где Lj, - длина бурильных труб третьей секции, L3 = 3550 - 3200 = 300 м. 248

	Таблица 8.21
	Показатели Но 1 мера секций сни 2 зу вверх 3 Толщина стенки трубы, мм 9 10 10 Группа прочности материала К К Е труб Интервал расположения, м 850-3350 150-850 0-150 Длина секции, м 2500 700 300-50 = 150 м* Вес 1 м трубы, Н/м 293 320 320 Вес секции, МН 0,733 0,975 1,071
	* Lyfr = 150 м по условию примера. Примечание. Общий вес бурильной колонны (с учетом веса УБТ) 2,206 МН.
	Тогда 2б.т = 300-320 + 700-320 + 2500-293 = 96 000 + 242 200 + 732 500 = 1 070 700 Н,
	6              5            13 000              6                4 1,15(1,07-10 +1,6-10)- 1---------- +7-10 -89,9-10 78 500
	а =■ р	= 3,39 10 Па = 339
		36,7 -
	МПа,
	N,= 13,5-10-8-3500-0,1272-180)1'5-0,19°'5-13 000= 102 кВт, Nx = 20,2 кВт,
	102 -103 + 20,2 -103
	= 6,49 -10 Н-м,
	18,84
	Wp = 0,2-10~3 м3, как и в предыдущем случае,
	6,49 -10
	= 32,4-10 Па = 32,4 МПа.
	0,2 -10 Следовательно, щ = 55о/д/з392 + 4 - 32,42 = 1,59, что допустимо, так как 1,54 > 1,45. Параметры разработанной и рассчитанной бурильной колонны сводим в табл. 8.21.
	249

	8.4. 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 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 допускае­мой длины колонны с учетом веса турбобура, утяжеленных бурильных труб и давления промывочной жидкости. Расчет проводится в приведенной ниже последовательности. 1. Выбирается диаметр бурильных труб по табл. 8.9. 2.   Определяется допускаемая глубина спуска колонны и труб с одинаковой толщиной стенки и одной группой прочности материала:
	i _ 'доп	Qp -k(Q^ + G)[\-
	1-
	Ч     Рм (8.29) где Qp — допускаемая растягивающая нагрузка для труб нижней сек­ции, МН,
	(8.30,
	п            п
	<ут - предел текучести материала труб, МПа; F^ - площадь сечения труб, м2; п — коэффициент запаса прочности, п = 1,3 для нормальных условий, п = 1,35 для осложненных условий; Qnp — предельная нагруз­ка, МН; к — коэффициент, к = 1,15; G — вес забойного двигателя, МН; Рт - перепад давления в турбобуре, МПа; q6T - вес 1 м бурильных труб, МН; FK — площадь сечения канала труб, м2. Остальные обозначения те же, что и в формуле (8.22). Значения F^, FK, q6T, <тт берутся из табл. 8.20. Общая длина колонны: £ = /доп + /убг,                                                         (8.31) где /убг — длина утяжеленных труб, м. 250

	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:
	ч-г
	251

	где Qpm, Qpm-i - допустимые растягивающие нагрузки каждой последующей и предыдущей секций соответст­венно, МН; да.™ ~ вес 1 м труб последующей секции, МН. Для удобства должна быть выбрана и проверена расчетом такая колонна, которая будет состоять из наименьшего числа секций одного диаметра труб, от­личающихся толщиной стенки и группой прочности ма­териала . Необходимо стремиться применять бурильные трубы с меньшим значением предела текучести, как менее де­фицитные и меньшей стоимости. Пример 8.5. Рассчитать одноразмерную бурильную колонну при турбинном бурении для следующих исходных данных: глубина - 35 0 0 м; условия бурения - нормальные; G = 0,026 МН; рр = 1300 кг/м3; Оуот = 0,117 МН; 1убт = 75 м; диаметр предыдущей обсадной колонны - 245 мм; ря + рт = 6,0 МПа. Решение. 1. Выбираем по табл. 8.9 диаметр бурильных труб - 127 мм. Принимаем бурильные трубы типа В, с толщиной стенки 9 мм (8 = 9 мм), группа прочности М. 2. Допускаемая растягивающая нагрузка по формуле (8.30): 750 • 33,4 • 1(Г4 0р(9м) = -----------= 1,93 МН. 1,3 3. Допускаемая глубина спуска труб группы прочности М (§=9мм) ( 1300 ^                    _4 1,93-1,15 (0,117+ 0,026) 1-------- -6-93,3-10 I 7850 j '-=---------------fWl--------=5990 м 1,15 - 0,000305 1--------- ^ 7850 J Как видно, допускаемая глубина спуска труб из материала группы прочности М (8 = 9 мм) намного больше глубины скважины. Очевидно, что трубы с такой группой прочности выбраны нерацио­нально. Необходимо использовать трубы с меньшим пределом теку­чести. Задачу решим в следующей последовательности. 1. Выбираем трубы группы прочности Д (8 = 9 мм). 2. Допускаемая растягивающая нагрузка 380 - 0,00334 Ор(9д) = ----------= 0,98 МН. 1,3 3. Допускаемая глубина спуска
	251

	1300 _4 0,98 - 1,15(0,117 + 0,026) 1------ - 6 • 93,3 • 10 [ 7850 ) -----;—(^л----=2713 м 10 • 1,15 • 0,305 1------ [ 7850 ) 4.  Выбираем вторую секцию: берем трубы той же группы прочно­сти Д, но с 8 = 10 мм. 5. Допускаемая растягивающая нагрузка Ор(юд) =380-0,0036/1,3 = 1,07 II . 6. Длина второй секции по формуле 1,7 - 0,98 1,15 ■ 33,1 -10 1------- ^ 7850 J 1.   Длина колонны L = 1доп(9д) + -Ьцод) + 1увт = 2713 + 290,3 + 75 = 3078,3 м, что меньше глубины скважины (3078,3 < 3500). Следовательно, необходимо выбрать третью секцию. Берем трубы группы прочности К, 8 = 10 мм. 8. Допускаемая растягивающая нагрузка Ор(юк) = 500-0,0036/1,3 = 1,4111 . 9. Длина третьей секции 1,41 -1,07 '«и») =----------S------= 1072м- 1,15-33,1 10 0,834 Принимаем длину третьей секции 13 = 3500 - (1до„(9д) + -Ьцод) + 1,ат) = 3500 - 3078,3 = 421, 7 м. Результаты расчетов сводим в табл. 8.22. Пример 8.6. Диаметр промежуточной колонны 178 мм. Из табл. 8.9 выбираем диаметр бурильных труб - 89 мм (внутренний диаметр 71 мм). Выбираем долото диаметром 151 мм. Из табл. 8.8 подбира­ем группу прочности материала труб - К с ат = 4 90 МПа. Толщина стенки трубы 8=9 мм. Проектная глубина скважины 3460 м. Решение. 1. Определим площадь сечения бурильной трубы: %{d2 -d1) 3,14(0,0892-0,0712) , г FTP = --5----'— = -?—^------------ = 2,26 ■ 10~3 м2. 4                                 4 2.  Определим допускаемую растягивающую нагрузку при л = 1,3: Qp = 490-2,26-10~3/l,3=0,87il. 252

	3. Определим допускаемую глубину спуска по формуле (8.29), где к - коэффициент, учитывающий трение о стенки скважины, ме­стные прихваты, затяжки, сопротивление движению раствора, к = 1,15; рР и ри - плотность раствора и метала труб: рр = 1100 кг/м3; ри = 7850 кг/м3; рд - перепад давления на долоте, для гидромониторных долот рд = 0,5-1,5 МПа; перепад давления на тур­бобуре рт = = 1,7+8,8 МПа; FK - площадь проходного отверстия долота Ц,р (принимается равным половине внутреннего диаметра замка Ц,.з) , FK = 7С1)„р/4, DBp = 1/2DB,3; ЧЬ.т.89 = 1/ 95-Ю"4 МН. Длину УБТ (м) находим из выражения
	1,25(Р -GT)		.33)
	где GT - вес турбобура, МН; Рд для 151 мм долота равна 160 кН (максимальная). Выбираем Ря = 2/з-Р„аХ = 160 000-2/з = 107 000 Н. Из табл. 8.23 89 мм бурильным трубам соответствуют УБТ двух размеров: 121 и 108 мм. Из табл. 8.9 дубтцгц = 635 Н при длине б м, сметное» = 579 Н при длине 8 м. Турбобур выбираем ТС4А-127, G, = 10 900 Н = 0,0109 МН; 1Т = Таблица 8.22
	Показатели Номера секций снизу вверх 1 2 3 Толщина стенки трубы, мм 9 10 10 Группа прочности материала д д к труб Интервал расположения сек- 712-33 425 421,7-712 0-421,7 ции, м Длина секции, м 2713 290, 3 421, 7 Вес 1 м трубы, Н/м 305 331 331 Вес секции, МН 0, 827 0, 096 0, 140
	Примечание. Общий вес бурильной колонны 1,180 МН.
	Таблица	!.23
	Диаметр долота, мм Пока ^а'х'ел^! 244,5 269, 9 295,3 349,3 393, 7 393, 7 Диаметр УБТ, мм 299 299 203 273 273 273 254 254 254 254 178 229 229 229 229 229 203 203 203 203 203 178 178 178 178 178 Диаметр бурильных 140 140 140 140 140 140 труб, мм 253 Диаметр обсадный 194 219 245 273 299 324 колонны, под кото- рую ведется буре- ние, мм

	Диаметр долота, мм Показатели 165,1- 151-139,7 158, 7 190, 5 215, 9 215, 9 Диаметр УБТ, мм 121 133 159 178 178 108 121 146 159 159 Диаметр бурильных 89 102 114 127 127 труб, мм Диаметр обсадный 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)
	j6r(108)	= 240 м (сжатая часть);
		579 1 -	1100 7850
	(Зувтаов) = 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-12 7 р, = 5 МПа. Диаметр проходного отверстия долота Dnp = 1/2-0,038 = 0,019 м2 3,14 ■ 0,0192                   _4 2 (см. из табл. 8.20), тогда FK = -------------------= 2,8-10 м . 4 Подставляя численные значения, получаем
	( Л                 4 0,87 -1,15(0,1386 - 0,019) 1------ - (1 + 5)2,8 ■ 10 [ 7850 ) 1 =---------------------^—7-----^------------= 3606,8 м. 1,15 1,95 10 1----- { 7850 ) 4. Определим общую длину бурильной колонны: Ьо.к = 1доп + 1т + 1уб,(Ю8) = 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 2 95,3 мм. Необходимо, чтобы жесткость наддо-лотного 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 2 99 мм. Утяжеленные трубы максимального диаметра располагаются над долотом и образуют жесткую наддо-лотную 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 -256билизатор

	Калибратор - элемент компоновки, предназначенный для калибрования ствола скважины (по диаметру доло­та) и улучшения работы долота за счет уменьшения поперечных колебаний компоновки в нижней призабой-ной 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 центрато- ра. 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 центра- торов:
	\
	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 - четырехплашечныи со съемными рабочими гра­нями; л - 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 породораз-рушающего инструмента.
	258

		Рис. 8.6. Калибраторы не- вращающиеся: 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 породоразру-шающего 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: 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)                                         259

		D	t.
	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)
		/1 1 1
	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
	(8.34) для турбинного бурения ,                                                        (8.35)
	где Рд - нагрузка на долото, МН; дубт - 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 11 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 наддо­лотного участка компо­новки li, м ........................ 8,7 9,1 9,7 11,0 12,0 13,3 14,6 15,9 16,6 18,2 После определения длины жесткой наддолотной час­ти необходимо найти длину (м) сжатой части УБТ, входящих в компоновку: (8.36) где дУбт1, Оубтг ~ вес 1 м УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей соответственно, МН. При бурении забойными двигателями в числителе формулы (8.36) вычисляется GT (вес турбобура). После определения длины сжатой части УБТ необхо­димо найти осевую критическую нагрузку, МН:
	262

	Таблица 8.24 Основные параметры УБТ
	Теоре- Критическая Наруж- Внут- Диаметр ти- нагрузка Условное ный ренний проточ- ческая (без учета обозначе- диа- Резьба диа- ки под масса гидравличе- ние трубы метр, мм метр, мм эле­ватор, мм 1 м трубы, кг ской нагруз­ки) D.a = 2^EJg,KH УБТ-95 95 3-76 32 - 49, 0 11, 6 УБТ-10 8 108 3-88 38 - 63, 0 16, 3 УБТ-14 6 146 3-121 75 - 97, 0 32, 0 УБТ-15 9 159 3-133 80 - 116, 0 40, 5 УБТ-17 8 178 3-147 80 - 156, 0 57, 8 УБТ-2 0 3 203 3-171 100 - 192, 0 78, 6 УБТС-12 0 120 3-101 64 102 63, 5 18, 5 УБТС-133 133 3-108 64 115 83, 0 25, 6 УБТС-14 6 146 3-121 68 136 103, 0 33, 5 УБТС-17 8 178 3-147 80 168 156, 0 57, 8 УБТС-2 0 3 203 3-161 80 190 214, 6 85, 6 УБТС-219 219 3-171 110 190 221, 0 95.4 УБТС-22 9 229 3-171 90 195 273, 4 118,2 УБТС-2 4 5 245 3-2 01 135 220 258, 0 121, 5 УБТС-254 254 3-2 01 1001 220 336, 1 155, 8 УБТС-2 7 3 273 3-2 01 100 220 397.1 192, 1 УБТС-2 9 9 299 3-2 01 100 245 489,5 249, 8
	(8.37) 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. 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
	/3=0,25Рд/<7убт3,	(8.38)
	для турбинного бурения
	263

	/3=0,25(Рд-С)/?убт3,                                                       (8.39) где <3убтз ~ вес 1 м УБТ в растянутой части, МН. Если в растянутой части будут находиться не­сколько секций УБТ разных диаметров, то вес этих УБТ (0,25Рд) необходимо равномерно распределить ме­жду всеми секциями в растянутой части. В итоге длина отвесной компоновки (м) будет со­ставлять : для роторного бурения
	для турбинного бурения (£>- - G ) - \q6kb 0,2 5(0.. -G) L =\+—-----Т^1+ ---i. .                              (8.41)
	Пример 8.7. Рассчитать длину отвесной компоновки при следую­щих условиях: диаметр обсадной колонны, под которую будет вес­тись бурение, составляет 245 м; бурение роторное; диаметр доло­та - 295,3 мм; нагрузка на долото - Рд = = 0,3 МН. Решение. 1. По табл. 8.23 находим, что для бурения под обсадную колонну диаметром 245 мм долотом диаметром 295,3 мм КНБК должна состоять из четырех секций УБТ (в мм): 254 (жесткая наддолотная часть), 229 (сжатая часть), 203 и 178 (растянутые части). 2. Оптимальная длина жесткой наддолотной части 1г = 15,9 мм. 3.  Длина компоновки по формуле (8.40) и с учетом изложенных выше требований 0,30-15,9 0,00336 0,25 0,3 0,25 0,3 L = 15,9 +---------------------------+------------+------------= 15,9 + 90,5 + 34,9 + 48,1 = 189,4 0,00273                0,00215 0,00156
	4. По табл. 8.24 находим, что для УБТС-229 (сжатая часть) Ркр = 118,2 кН = = 0,118 МН. Следовательно Ря > Рщ. (0,30 > 0,118), поэтому в интервалах, склонных к интенсивному искривлению ствола скважины, необходимо осевую нагрузку снижать до 0,118 МН, чтобы Ря = Рщ,. Пример 8.8. Рассчитать длину отвесной компоновки при следую­щих условиях: бурение турбинное; диаметр долота - 151 мм; на­грузка на долото - 160 кН (0,16 МН). Решение. 1. По табл. 8.23 находим, что для бурения до­лотом 151 мм необходимо взять две секции УБТ диаметром 121 мм и 108 мм. 2. Длину жесткой наддолотной части выбираем по данным на стр. 261. Она равна 9,1 м. В качестве жесткой наддолотной части 264

	используем турбобур ТС4А-127, так как его длина больше 9,1 м (1Т = 12,7 м; G = 0,0109 МН) . 3. Определим длину сжатой секции по формуле (8.36): 1,25(0,160 - 0,0109) 0,19285 12=------------------------ =----------= 25,9 м. 0,00744             0,00744 4.   Определим длину растянутой части УБТ диаметром 108 мм: 1,25 • 0,163 0,04075 I =-------------=---------= 6,5 м. 0,00630 0,00630 5.   Длина отвесной компоновки Ьобщ = 12,7 + 25,9 + 6,5 = 45,1 м. 8.5.3. РАСЧЕТ ЖЕСТКИХ КОМПОНОВОК Наиболее 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. 8.23, 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 компонов- ки находится из решения дифференциально­го уравнения, позволяющего определить угол поворо­та нижнего конца компоновки под действием осевого 265

	-500 -+50 -400 -350 -300 -250 'zoo -150
	-100
	-50
	Рис. 8.10. Номограмма для определения оптимальной длины жесткой наддолотной части компоновки низа бурильной колонны 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: "общ         "пер          "пр / где 9пер - угол, образующийся за счет зазора между опорно-центрирующими элементами и стенкой скважины; 9пр ~ угол, обусловленный потерей прямолинейной формы наддолотной части компоновки. Оптимальную длину жесткой наддолотной части сле­дует находить по номограмме (рис. 8.10) в приведен­ной ниже последовательности. 1. Находят значение изгибающего момента в нижней части компоновки (в верхней части жесткой наддолот­ной части) в зависимости от диаметра УБТ по табл. 8.25.
	266

	Зависимость коэффициента момента i от нагрузки на долото Рд и критической нагрузки Ркр следующая.
	Нагрузка на долото, Рд............Ркр Коэффициент момента i ......... 0,87	1,2Ркр        1,4-Ркр 1,6Ркр         1,8?^, 0,96           1, 03             1,1
	1, 15 Значение критической нагрузки для различных УБТ находят по табл. 8.24. Затем находят отношение Рд/Ркр и определяют из этого отношения нагрузку на долото Рд = iPKp. 2. По номограмме (см. рис. 8.10) оптимальную длину жесткой наддолотной части компоновки находят следующим образом: зная М1 и Е11 по формуле
	(8.42)
	определяют параметр т (левая часть номограммы). Затем на правой части номограммы находят точку пересечения соответствующей шкалы М1 и кривой d (зазор между опорно-центрирующим элементом и стен­кой скважины), полученную точку пересечения сносят на нулевую шкалу М1; эту точку соединяют с точкой на шкале Рд (осевая нагрузка на долото). Точку пе­ресечения этой прямой со шкалой значений параметра т = = 6-Ю"3 сносят по горизонтали до пересечения со шкалой т, соответствующей найденному ранее значению параметра т. Найденная точка пересечения путем ин­терполирования между кривыми линиями значений шкалы 11г даст искомую величину оптимальной длины жесткой наддолотной части компоновки - 11.
	Т а б Л И Ц с а 8.25 Коэф- Изгибающий момент на нижнем конце бурильной колонны фици- (тс-м) ент при наружном диаметре УБТ/диаметре долота, мм мо- 146 178 178 203 203 203 229 229 254 мента 190 190 214 214 269 295 269 295 295 0, 87 0, 03 0, 014 0,054 0 ,018 0,110 0,154 0 ,100 0, 166 0, 137 4 9 4 8 4 9 4 3 0, 96 0, 033 0, 015 0, 060 0 , 020 0, 122 0, 170 0 , HI 0, 183 0, 151 0 8 6 4 2 4 3 6 4 1, 03 0, 035 0,017 0, 065 0 , 021 0,131 0, 182 0 , 119 0, 197 0, 162 5 8 1 8 С 0 6 1, 10 0, 037 0, 018 0, 069 0 , 023 0, 140 0, 195 0 , 127 0, 210 0, 173 9 40 3 2 6 4 6 1, 15 0, 039 0,019 0, 072 0 ,024 0,146 0,204 0 , 133 0, 220 0, 181 7 60 4 4 1 4 0 ^67

	Зазор d определяют из следующих данных.
	Соотношение диаметров долота и центратора Диаметр долота, мм			394
	295 216 Диаметр центратора, мм .......................... 206 180	190 155	161 380	280
	3. Определяют число промежуточных опор в сжатой части компоновки:
	(8.43)
	о
	где G± - вес жесткой наддолотной части компоновки; qy6i2 ~ вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки; 10 -расстояние между опорно-центрирующими элементами (табл. 8.26). 4. Определяют суммарную длину компоновки низа бурильной колонны по формуле (8.20). Такова последовательность расчета компоновки для роторного и турбинного бурения. Пример 8.9. Рассчитать компоновку нижней части бурильной ко­лонны для бурения под обсадную колонну диаметром 219 мм; способ бурения - роторный: л = 120 об/мин; нагрузка на долото диамет­ром 269, 9 мм Рд = 0,21 МН. Решение. 1. По табл. 8.23 находим, что для обеспечения необходимой жесткости компоновка нижней части бурильной колонны должна состоять из УБТ трех ступеней диаметрами 229, 203 и 178
	Таблица 8.26 Расстояние между опорами (м) при частоте враще- Диаметр УБТ, ния УБТ об/мин 50 90 120 150 108-114 20, 0 16, 0 13, 5 12, 0 121 22, 0 16,5 14, 0 13, 0 133 23,5 17,5 15, 0 13,5 146 25, 0 18, 5 16, 0 14, 5 159 31, 0 21, 5 18, 5 17, 0 178 33, 0 23,5 21, 0 19, 0 203 36, 0 27, 0 23, 0 20,5
	2. Для жесткой наддолотной части компоновки (УБТ диаметром 229 мм) выбираем УБТС-229, для которых по табл. 8.24 Рщ. = 118,2 кН = 0,118 МН. Находим отношение Рд/Рщ. = 0,21/0,118 = 1,8, откуда Рд = 1, ЪРщ,- Этому значению Р„ соответствует (см. выше) коэффициент момен­та i = 1,15.
	268

	3.  При i = 1,15 для УБТ диаметром 229 мм и долота диаметром 269,9 мм по табл. 8.25 находим, что изгибающий момент на нижнем конце компоновки М1 = = 0,1334 тс-м. 4.  Находим, что при М1 = 0,1334 тс-м и жесткости сечения УБТ-229 3 14 El = 2,1 ■ 107 -^— (22,94 - 9,04) = 2,76 ■ К)" Н-см2, 64
	j 0,1334 _3 параметр т = ---= I-------- = 6,9 • 10 . \ EI V 2,76 -10 Далее по номограмме (см. рис. 8.10) откладываем Мг = 0,1334 тс-м при d = =0,01 мм (точка 1) , сносим точку 1 на нулевую шкалу Mi (точка 2) , далее точку 2 соединяем с точкой 3 (Рд = 0,21 МН) , получаем на шкале т точку 4, которую сносим по гори­зонтали до пересечения с т = 6, 9-Ю"3 (точка 5) ; по точке 5 нахо­дим, что оптимальная длина жесткой наддолотной части 11 = 9,4 м. 5.  Находим число промежуточных опор в сжатой части компонов­ки по формуле (8.43): 0,21 - 9,4 ■ 0,00273 t =-------------------- 1 = 2,76. 0,00215-23 Принимаем t = 3. Предварительно для расчета по этой формуле нашли значение 10 = 23 (по табл. 8.26) . 6.  Находим суммарную длину компоновки, беря в основу формулу (8.40) : 0,21 - 9,4 ■ 0,00273 0,25 ■ 0,21 1 = 9,4 +------------------+----------= 9,4 + 85,6 + 33,7 = 128,7 м. 0,00215                0,00156 Следовательно, суммарная длина компоновки низа бурильной ко­лонны для заданных условий будет равна 128,7 м. Далее необходимо выбрать опорно-центрирующие элементы в соответствии с подразд. 8.5.1 и привести схему КНБК с указа­нием ее основных размеров. 8.5.4. УПРОЩЕННЫЙ ВАРИАНТ РАСЧЕТА ЖЕСТКОЙ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ УБТ для турбинного бурения выбираются исходя из ре­комендаций, изложенных в разд. 8.5. Число секций УБТ для плавного перехода к бурильным трубам необ­ходимо выбирать по табл. 8.23. Если нагрузка на долото больше критической (Рд > Ркр), то для ограничения прогибов и площади контак­та УБТ со стенками скважины рекомендуется устанав­ливать промежуточные опоры профильного сечения (квадратные, спиральные и т.п.). 269

	Основные параметры УБТ и расстояния между проме­жуточными опорами приведены в табл. 8.27. Значения критической нагрузки Ркр для УБТ прини­маются в соответствии с данными, приведенными в табл. 8.24. Расстояние между промежуточными опорами для тур­бинного бурения принимается при частоте вращения 50 мин"1. Роль жесткой наддолотной части КНБК в этом слу­чае выполняет маховик или в случае его отсут­ствия корпус турбобура. Промежуточные опоры должны устанавливаться в первой, непосредственно над турбобуром, секции УБТ. Количество опор в этом случае определяется из выражения:
	.44)
	где 1Убт1 ~ длина УБТ первой секции; а - расстояние между промежуточными опорами. Диаметр бурильных труб выбирается в соответствии
	Т а б л и ц а 8.27 Расстояние а, м, при частоте Диаметр УБТ, мм вращения Масса 1 м колонны, об/мин VRT vn наружный внутрен­ний У о 1 f КГ 50 90 120 150 73 35 25,3 17,5 13, 0 11,3 10, 1 89 51 32, 8 19, 7 14, 7 12, 7 11, 4 95 32 49, 3 19, 5 14, 5 12, 6 11,2 108 56 52, 6 21,4 16, 0 13, 8 12,4 114 45 67, 6 21,5 16, 0 13, 9 12,4 121 64 63, 5 22, 7 16, 9 14, 6 13, 1 133 64 83, 8 23, 6 17, 7 15,2 13, 6 140 68 102, 9 24, 7 18,4 15, 9 14,2 146 74 97, 7 24, 9 18,5 16, 0 14,4 159 80 116, 4 31, 5 23, 5 20, 3 18, 2 178 80 155, 9 33, 0 24, 6 21, 3 19, 1 178 90 145, 9 33,4 24, 9 21,5 19,3 203 80 214, 9 34, 9 26, 0 22,5 20, 1 203 100 192, 4 35, 5 26, 5 22, 9 20, 5 219 112 218, 4 37, 0 27, 6 23, 9 21, 4 229 90 273, 4 37, 0 27, 6 23, 9 21,4 245 135 257, 7 39,5 29,4 25,5 22, 8 254 100 336, 1 39, 0 29, 1 25,2 22, 5 273 100 397, 8 40, 3 30, 0 26, 0 23, 2 299 100 489,5 41, 9 31,3 27, 1 24,2
	Примечания. 1. В компоновке УБТ диаметром более 203 мм про­межуточные опоры можно не устанавливать. 2. Расстояние между опорами может быть увеличено не более чем на 10 %.

	Таблица	5.28
	Диаметр обсадной Диаметр бурильной колонны, мм, при бурении колонны, мм забойными двигателями роторным способом 114 60 (64) 127 - 60 (64) 140 - 73 146 - 73 168 - 73 178 89; 102; (90); (103) 89; 102; (90); (103) 194 102; (103); 114 102; (103); 114 219 114; 127 (129) 102; (103); 114 245 127; 140; (129); (147) 114; 127 (129) 273 14 0; (147) 127; 140; (129) ; (147) 299 140; (147) 140; (147) 324 140; (147) 140; (147) 340 14 0; (147) 14 0; (147) 377 14 0; (147) 14 0; (147) 406 140; (147) 140; (147) >406 168; (170)
	Примечание. Цифры в скобках - размеры бурильных труб старых сортаментов.
	с данными, приведенными в табл. 8.28. Пример 8.10. Выполнить расчет КНБК для следующих условий: интервал бурения 500-2000 м под эксплуатационную колонну диа­метром 168 мм. Диаметр обсадной колонны перед бурением данного интервала (кондуктор) 245 мм, способ бурения турбинный, турбо­бур двухсекционный, вес G = 25000 Н = 0, 025-Ю"3 МН, длина 14 м, диаметр долота Пд = 215,9 мм, осевая нагрузка Рд = 79 кН = = 0,079 МН. Решение. 1. Выбираем тип и диаметр, а также число сту­пеней УБТ. В соответствии с табл. 8.23 для бурения 215,9-мм до­лотом в предыдущей обсадной колонне диаметром 245 мм под обсад­ную колонну диаметром 168 мм компоновка должна включать в себя две ступени УБТ диаметром 178 и 159 мм. В соответствии с табл. 8.27 вес 1 м УБТ диаметром 178 мм со­ставляет 1559 Н = = 1,559-Ю"3 МН, а 1164 Н = 1, 164-Ю"3 МН. При­нимаем тип УБТС-2. 2.  Диаметр бурильных труб по той же табл. 8.23 составляет 127 мм. 3.  Поскольку мы выбрали двухступенчатую КНБК, сжатую часть размещаем в УБТ диаметром 178 мм (первая секция) непосредствен­но выше турбобуров. В этом случае длина сжатой части УБТ:
	- G) 1,0(0,079 - 0,025 -10~3)
	= 50'6м-
	*j6rl	1,559 • 10
	4. Находим длину второй секции, расположенной в растянутой части КНБК и составленной из УБТ диаметром 159 мм:
	271

	0,25Р 0,25 • 0,079 ----- =------Т = 16'96м-
	5.   Определяем общую длину КНБК: Ькнбк = I* + li + 1г = 14,00 + 50, 60 + 16, 96 = 81,56 м. 6.    Общий вес КНБК Ок„бк = G + lyuriqy&ri + iy6,2qyur2 = 0, 025-Ю"3 + 50, 6-Ю"3 + 16, 96-1164-10"3 = 98, 7-Ю"3 МН. 7.  Определяем число промежуточных опор, расположенных в сжа­той части КНБК, составленной из УБТ диаметром 178 мм и длиной 50,6 м, так как по табл. 8.24 Ркр = 57,6 кН = 0, 0576-Ю"3 МН. Так как Рд > Ркр (0, 079-Ю"3 > 0, 0576-Ю"3), следовательно, не­обходимо устанавливать промежуточные опоры. В соответствии с табл. 8.27 расстояние между опорами состав­ляет а = 33,0 м (для частоты вращения л = 50 мин"1) . Тогда число опор t = 50,6/33 ~ 2. Следовательно, для указанных выше условий необходимо приме­нять КНБК, в состав которой входят следующие элементы: долото диаметром 215,9 мм; турбобур длиной 14 м, весом 0,025-Ю"3 МН; 1-я секция УБТ (сжатая часть) длиной 50,6 м, весом 78,9-Ю"3 МН; 2-я секция УБТ (растянутая часть) длиной 16,9 м, весом 19, 7-Ю"3МН. Общая длина КНБК - 81,56 м, общий вес КНБК - 98, 7-Ю"3 МН.
	272