Схематизация бурильной колонны
3.1. Бурильная колонна (БК) состоит из компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК) и колонны бурильных труб (КБТ).
3.2. КНБК включает в себя в общем случае долото, забойный двигатель, элемент формирования ствола вертикальной скважины (калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, короткие утяжеленные трубы – маховики) или элементы,обеспечивающие бурение наклонной скважины заданного профиля (кроме перечисленных выше – отклоняющие устройства, немагнитные трубы, немагнитные УБТ, телеметрические системы, утолщенные бурильные трубы), секции УБТ, основное назначение которых заключается в создании осевой нагрузки на долото.
3.3. КБТ состоит из секций бурильных труб (БТ), идентичных по поминальным характеристикам (типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру замкового соединения).
3.4. Последовательное расположение секций бурильных труб одного наружного диаметра образуют ступени бурильной колонны. Диаметры и длины ступеней бурильной колонны определяются исходя из двух условий: достижения оптимальных гидравлических соотношений труб в скважине и обеспечения прочности БК.
3.5. В общем случае в произвольном поперечном сечении колонны бурильных труб могут действовать растягивающая – Qр или сжимающая – Qс нагрузки, крутящий –Мк и изгибающий –Ми (вследствие потери устойчивости при кривизне скважины) моменты, внутреннее Рв и наружное Рн давление бурового раствора.
Способы определения указанных нагрузок приводятся ниже. Необходимые для расчета геометрические, прочностные и массовые (весовые) характеристики отечественных и некоторых зарубежных (по стандартам АНИ) типов бурильных труб, замковых соединений и УБТ, а также механические свойства материалов приведены в приложении 2-26. Все характеристики импортных труб приведены за исключением специально оговоренных случаев, из стандартов АНИ.
РАСЧЕТ КОМПОНОВКИ УБТ
4.1. Целью расчета является определение параметров компоновки УБТ (индекс «О»), обеспечивающих заданную нагрузку на долото и необходимую жесткость при изгибе в процессе бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин.
4.2. Компоновка УБТ является составной частью КНБК, включающей в общем случае кроме долота, забойного двигателя и УБТ элементы формирования профиля скважины. Комплектование наддолотной части КНБК из указанные элементов выполняется согласно инструкциям [1,2] или справочного пособия [3].
4.3. Исходные данные для расчета компоновки УБТ следующие: способ бурения, тип и диаметр долота, масса и длина элементов КНБК (кроме УБТ), осевая нагрузка на долото, диаметр 1-ой на УБТ секции бурильных труб, диаметр и толщина стенки обсадной колонны, под которую ведется бурение, парк УБТ (трубы из которых может быть произведен выбор состава компоновки).
4.4. В общем случае компоновка УБТ состоит из нескольких ступеней с диаметрическими уменьшающимися по направлению от долота к колонне бурильных труб. Первая (основная) ступень главным образом предназначена для создания основной части нагрузки на долото и должна удовлетворить требованиям по гидравлике (создание минимальных гидравлических потерь) п.4.5 и жесткости на изгиб п. 4.6. Последующие ступени обеспечивают плавный переход по жесткости от основной ступени УБТ к колонне бурильных труб п. 4.7.
4.5. Наружный диаметр основной ступени D должен соответствовать диаметру долота Dд (или диаметру расширителя) (табл. 1), наружному диаметру и толщине стенки обсадной колонны, под которую ведется бурение п. 4..6.
Примечание: можно пользоваться также следующими приближенными соотношениями, полученными на основе данных табл. 1:
- для долот диаметром Dд£295,3 мм выбираются УБТ с диаметрами, ближайшими значениям 0,85 Dд для нормальных условий бурения и 0,75 Dд для осложненных условий бурения;
- для долот диаметром Dд>295,3 мм выбираются УБТ с диаметрами, ближайшими соответственно значениями 0,75 Dд и 0,65 Dд.
При бурении скважин в осложненных условиях долотами диаметром больше 269,9 мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего по отношению к указанным в табл. 1 диаметра.
При бурении забойными двигателями диаметр основной ступени УБТ не должен превышать диаметра турбобура (электродвигателя).
Таблица 1
Соотношения диаметров долот и УБТ
| Долота, мм | УБТ, мм | |
| отечественные | импортные | |
| 120,6 | ||
| 109,7; 145 | 114; 120 | 120,6 104,8 |
| 120; 133 108; 114 | 120,6; 127,0 104,8 | |
| 165,1 | 133; 146 | 127,0 120,6 |
| 190,5 | 158,9 152,4 | |
| 215,9 | 171,5; 177,8 158,8; 165,1; 171,5 | |
| 244,5 | 196,8; 203,2 184,2; 196,8 | |
| 269,9 | 219; 229 | 209,6; 228,6 203,2; 209,6 |
| 295,3; 320 | 229; 245; 254 219; 229 | 228,6; 241,3; 247,6 228,6 |
| 349,2 | 245; 254 229; 245 | 247,6; 254,0 228,6; 241,3 |
| 393,7 и больше | 273; 299 254; 273 | 279,4 254,0 |
Примечание. В таблице приведены рекомендуемые соотношения диаметров долот и УБТ для нормальных (верхняя строчка) и осложненных (нижняя строчка) условий бурения.
4.6 Выбираем из табл. 1 или указанных в примечании п.4.5 соотношений УБТ 1-ой ступени, который должен удовлетворять требованию минимальной жесткости, а именно: во всех случаях жесткость на изгиб основной ступени УБТ (индекс 01) должна быть не меньше жесткости обсадной колонны (ОК) под которую ведется бурение, т.е.
(EI)01 ³ (EI)ок , (1)
где Е – модуль упругости материала трубы, МПа (кгс/мм2);
I – осевой момент инерции сечения трубы, мм4.
При Е01=Еок
, (2)
где D01, d01 – наружный и внутренний диаметры 1-ой (основной)
ступени УБТ, мм;
Dок, dок – наружный диаметр и толщина стенки ОК, мм.
4.7. Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам компоновка УБТ в общем случае выполняется ступенчатой, при этом количество при переходах к БТ и переходах между ступенями выполнялись условия
где D1 – наружный диаметр 1-ой секции бурильных труб, мм.
4.8. Длина дополнительной (переходной) ступени УБТ l02 может равняться длине свечи или длине одной трубы.
4.9. Длину 1-ой (основной) ступени в м., для вертикального и наклонно-направленного участков вычисляется по формуле:
, (3)
где qoi(i=1,2) – приведенный вес 1 м длины i-ой секции УБТ, Н (кгс);
a - угол наклона профиля скважины на участке расположения КНБК. Для вертикальных участков a=0, град;
Kд - коэффициент нагрузки на долото. При роторном способе бурения Kд=4/3= 1,333. При бурении скважин забойными двигателями следует принимать Кд = 1,175;
Qд – необходимая нагрузка на долото, Н (кгс);
rж – плотность (удельный вес) бурового раствора, кг/м3 (г/см3);
r0 – плотность (удельный вес) металла УБТ, кг/м3 (г/см3);
Qзд – вес забойного двигателя, Н (кгс);
QS - суммарный вес всех элементов КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, Н (кгс);
loi (i =1,2) – длина i – ой ступени УБТ, м.
4.10. При роторном способе бурения с частотой вращения колонны n³85 рекомендуется применять только УБТС.
4.11. Вес всей компоновки УБТ и ее общая длина определяется:
(4)
где n – общее число ступеней УБТ.
4.12. Если нагрузка на долото
, (5)
то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения (например, квадратные, спиральные). Наибольшие поперечные размеры промежуточных опор для некоторых размеров долот приведены в табл. 2.
Таблица 2
Соотношения размеров долот и промежуточных опор
| Диаметр долота, мм | Наибольший поперечный размер опоры, мм | Диаметр долота, мм | Наибольший поперечный размер опоры, мм |
| 139,7; 145 165,1 190,5 | 215,9 244,5 169,9 |
Количество промежуточных опор
(6)
должно быть не меньше двух.
Необходимое расстояние между промежуточными опорами находят из зависимости
(7)
где К0 – коэффициент, зависящий от жесткости промежуточных опор и УБТ. Принимают К0=1,25 для УБТ диаметром D0£159 мм и К0=1,52 для УБТ D0>159 мм.
L0 –длина полуволны УБТ вращающейся колонны в нейтральном сечении определяется по формуле:
(8)
, (9)
(10)
где n – частота вращения колонны, об/мин;
I – осевой момент инерции сечения УБТ, см4;
q – приведенный вес 1 м УБТ, кг/м.
При этом значения и L0 получаются в м.
Рекомендуемые расстояния между промежуточными опорами на основной ступени УБТ при различных частотах вращения колонны труб приведены в табл. 3.
Таблица 3
Расстояние между промежуточными опорами а, м
| Диаметры УБТ, мм | Масса (вес) 1 м УБТ, кг (кгс) | Частота вращения колонны, об/мин | ||||
| наружный | внутрен-ний | |||||
| 25,3 32,8 49,3 52,6 67,6 63,5 83,8 102,9 97,7 116,4 155,9 145,4 214,6 192,4 218,4 273,4 257,7 336,1 397,8 489,5 | 17,5 19,7 19,5 21,4 21,5 22,7 23,6 24,7 24,9 31,5 33,0 33,4 34,9 35,5 37,0 37,0 39,5 39,0 40,3 41,9 | 13,0 14,7 14,5 16,0 16,0 16,9 17,6 18,4 18,5 23,5 24,6 24,9 26,0 26,5 27,6 27,6 29,4 29,1 30,0 31,3 | 11,3 12,7 12,6 13,8 13,9 14,6 15,2 15,9 16,0 20,3 21,3 21,5 22,5 22,9 23,9 23,9 25,5 25,2 26,0 27,1 | 10,1 11,4 11,2 12,4 12,4 13,1 13,6 14,2 14,4 18,2 19,1 19,3 20,1 20,5 21,4 21,4 22,8 22,5 23,2 24,2 |
Примечания. 1. В компоновки УБТ диаметром более 203 мм промежуточные опоры можно не устанавливать.
2. Расстояние между опорами может быть увеличено не более чем на 10%.
3. Расстояние между опорами при бурении забойными дви гателями принимается по табл. 3 для n = 50 об/мин.
Численные значения массы (СИ) и веса (техническая система единиц) совпадают.
4.13 Резьбовые соединения УБТ должны быть свинчены крутящими моментами (моментами затяжки) Мзт, значения которых приведены в приложении 1, рекомендуемые значения Мзт для каждого типоразмера трубы соответствуют:
- первое (меньшее) значение – условию достижения наибольшего предела выносливости соединения при квазистатическом характере изгиба и вращения УБТ. Напряжение затяжки sзт в опасном сечении ниппеля составляет при этом 0,3 – 0,4 от предела текучести материала sТ;
- второе (большее) значение – условию предотвращения раскрытия соединения и последующей поломки от вибрационных нагрузок, при этом =0,6 . Верхнее значение Мзт следует использовать только в условиях появления распределений соединений, при этом допускаемым для использования является весь диапазон Мзт от нижнего до верхнего значения. Коэффициенты трения, принятые в приложении 1, соответствуют смазкам принятым в приложении.
Примечания:
1. Коэффициенты трения в резьбе для отечественных замковых соединений составляют m= 0,10 - для смазки типа Р-416 с металлическим наполнителем и m= 0,13 для смазки УСсА с графитовым наполнителем.
2. Указанные замковые соединения имеют пределы текучести материала УБТ.
3. Замки импортных УБТ (по стандартам АНИ) имеют МПа.