Выбор бурильного инструмента

Выбор типа бурильных труб и др. элементов бурильной колонны (УБТ, СБТ, ЛБТ, центраторов и т.д.) производится в зависимости от глубины скважины, ее диаметра и способа бурения. Диаметр бурильных труб входящих в компоновку бурильной колонны и турбобура определяют по формулам

Д_т = 0,9×Д_д

Д_УБТ =(0,75¸0,85)×Д_д, м

Д_СБТ = (0,6¸0,66) ×Д_д, м

где Д_УБТ- диаметр утяжеленных бурильных труб, мм;

Д_СБТ - диаметр стальных бурильных труб, мм;

Д_д - диаметр долота, мм;

Д_т - диаметр турбобура, мм.

Данные о бурильных трубах приводятся в действующих ТУ и ГОСТах /3,11,12/. Диаметр бурильных труб определяется из условий рационального использования гидравлической мощности буровых насосов. Тип бурильных труб выбирается в зависимости от способа бурения. Для турбинного бурения как правило используются трубы с приваренными замками. Для роторного бурения предпочтительнее трубы с высаженными внутрь или наружу концами и навинченными замками, но иногда применяются и трубы с приваренными замками. В бурильной колонне, где преобладают напряжения растяжения, могут применяться и ЛБТ (алюминиевые бурильные трубы), но в щелочных и высокоминерализованных растворах они подвергаются коррозии. При бурении глубоких скважин может быть использована составная колонна из стальных и алюминиевых бурильных труб и труб различного диаметра (2-3 - размерная колонна). При проектировании состава бурильной колонны для бурения вертикальных скважин следует выбирать возможно более жесткую компоновку нижней, наддолотной ее части, чтобы устранить или свести к минимуму возможности искривления скважины. Для этого следует включить в состав компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК) 2-3 центрирующих элемента, указать их тип и места установки.

Расчет производится для интервала ……….под эксплуатационную колонну

Д_т = 0,9*…….. (для турбинного способа бурения, если выбран)

Принимаем по ГОСТу ……….мм

Д_УБТ =(0,75¸0,85)*….., м

Принимаем по ГОСТу ……….мм

Д_СБТ = (0,6¸0,66) *……, м

Принимаем по ГОСТу ……….мм

Записывается характеристика турбобуров (если выбран)

Таблица 7

Компоновка бурильной колонны

Условный номер КНБК	Элементы
	Типоразмер, шифр	ГОСТ, ОСТ на изготовление	Наружный диаметр, мм	Длина, м	вес, кН

Выбор буровой установки

Центральным звеном бурового комплекса является буровая установка. При выборе буровой установки необходимо учитывать ряд основных факторов: глубина бурения, допустимая нагрузка на крюке, электрофицированность района работ, цель бурения.

Согласно требованиям, изложенным выше буровая установка должна соответствовать ГОСТ 16293-82, при этом также должны выполняться следующие условия:

[Gкр] / Qбк > 0,6 ;

[Gкр] / Qоб > 0,9;

[Gкр] / Qпр > 1,

где Gкр – допустимая нагрузка на крюке, кН;

Qбк – максимальный вес бурильной колонны, кН;

Qоб –максимальный вес обсадной колонны, кН;

Qпр –параметр веса колонны при ликвидации прихвата, кН.

Вес кондуктора составит Q_ок= l_окq_ок

Вес бурильной колонны с УБТ Q_б.к+ Q_у = l_бq_б + l_уq_у ,

l_ок, l_б, l_у – длина соответственно обсадной колонны, бурильной колонны без УБТ и УБТ.

q_ок, q_б, q_у – соответственно вес 1 м обсадной трубы, СБТ, УБТ

Длина УБТ вычисляется по формуле

1,25* P_д

L_убт = ---------------------, м

q_убт*(1 – ρ_ж/ρ),

Рассчитывается для интервала под эксплуатационную колонну

1,25* ……

L_убт = --------------------- = .… м

……_*(1 – …../ρ),

Параметр веса колонны при ликвидации прихвата определяется по формуле:

Qпр = k ∙ Q_мах, тс,

где k– коэффициент увеличения веса колонны при ликвидации прихвата (k= 1,3);

Q_мах – наибольший вес одной из колонн, кН.

Вес эксплуатационной колонны составит

Q_оэ= …..*…… кН (подставить свои значения)

Вес бурильной колонны с УБТ

Q_б.к+ Q_у = …*… + …*…. ,

По результатам расчетов и принятых способов и видов бурения выбирается буровая установка …….

Характеристика буровой установки

……………………………………………

Расчет бурильной колонны на прочность.

Роторное бурение.

При роторном бурении на бурильную колонну действуют следующие основные усилия:

1) осевое усилие растяжения от собственного веса колонны (наибольшие растягивающие усилия проявляются у устья скважины);

2) осевое усилие сжатия, создаваемое частью веса колонны и действующее в ее нижней части;

3) изгибающий момент, возникающий в результате действия центробежных сил в процессе вращения колонны;

4) крутящий момент, необходимый для вращения колонны.

Схема расчета бурильной колонны на статическую прочность при роторном бурении сводится к определению коэффициента запаса прочности, который принимается равным 1,4 для неосложненных условий; для осложненных условий бурения - 1,5 – без учета потерь некоторой величины массы в жидкости.

Если в состав бурильной колонны не входят УБТ, то расчет на статическую прочность производят как для верхней, так и для нижней частей бурильной колоны.

Если в нижней части бурильной колонны включены УБТ, то расчет на статическую прочность производят только для верхней части бурильной колонны.

Расчет бурильной колонны на статическую прочность для роторного способа бурения

Проверяем на статическую прочность верхнюю часть бурильной колонны. Для этого определяем максимальное нормальное напряжение, возникающее в бурильных трубах у устья скважины. Это напряжение равно _Ϭу = _Ϭр, так как у устья скважины, вследствие выпрямляющего действия собственного веса колонны бурильных труб изгиб будет отсутствовать.

L₁(ρ- ρ_ж)

_Ϭу= _Ϭр= -------------- , где

L₁ – длина колонны без УБТ; ρ_ж, ρ – плотность жидкости и материала бурильных труб.

L₁ = L – l_убт ,

L – длина всей бурильной колонны; l_убт – длина УБТ.

2.Определяем касательное напряжение кручения, возникающее по всей длине колонны труб

τ_кр = M_кр/W_кр,

M_кр – наибольший крутящий момент, кгс∙м; W_кр – полярный момент сопротивления труб (гладкой части), см³.

N

M_кр = 71620 ------ k_д,

n

N – мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны, кВт (л.с.)

n - скорость вращения бурильной колонны.

k_{д –} коэффициент динамичности, равный 1,5÷2.

π (d_н⁴ – d_в⁴)

W_кр, = -----------------

16d_н

d_н - наружный диаметр бурильных труб; d_в - внутренний диаметр бурильных труб, мм

3.Находим приведенное напряжение, возникающее в верхней части колонны бурильных труб _________

[_Ϭ]_в = √ _Ϭр² + 4τ_к²

Вычисляем коэффициент безопасности для нормальной работы бурильных труб

k = _Ϭт/ [_Ϭ]_в

_Ϭт = предел текучести, МПа (кгс/см²), (табличное значение).

Турбинное бурение.

При бурении гидравлическими забойными двигателями бурильная колонна неподвижна. По ней поступают промывочная жидкость к двигателю и долоту, и она воспринимает во время работы турбобура (в случае бурения турбинным способом) его реактивный момент. Так как бурильная колонна не подвижна и всегда, даже при небольшом искривлении ствола, лежит на стенке скважины, то реактивный момент воспринимается только нижней частью бурильной колонны и затухает по мере удаления к верху от турбобура вследствие трения колонны о стенки скважины. Таким образом, при бурении гидравлическими забойными двигателями число оборотов колонны бурильных труб равно 0 и ее можно считать практически разгруженной от действия вращающих моментов.

Расчет бурильных труб при бурении гидравлическими забойными двигателями (этот же расчет следует применять и при бурении электробурами) сводится к определению допустимой длины колонны с учетом массы двигателя, тяжелого низа и давления промывочной жидкости.

Для упрощения расчета бурильных колонн пренебрегают касательными напряжениями вследствие их малой величины и расчет сводится к определению допустимой длины колонны с учетом массы двигателя, тяжелого низа и давления промывочной жидкости.

По результатам расчета делается вывод о правильности выбора бурильной колонны.

Расчет бурильной колонны на статическую прочность для турбинного способа бурения

Q_доп – (Q_г.д. + Q_т.н.)(1 – ρ_ж/ρ) – рF

L_общ = ------------------------------------------- + L_{2 =} , м

q(1 – ρ_ж/ρ)

Q_доп – допустимая растягивающая нагрузка для тела бурильной трубы;

Q_г.д. – вес гидравлического забойного двигателя, кг;

Q_т.н - вес УБТ, кг;

ρ_ж – плотность промывочной жидкости, г/см³;

ρ – плотность материала бурильных труб, г/см³;

р – перепад давления в гидравлическом забойном двигателе и долоте, кгс/ см²;

F – площадь сечения проходного канала бурильной трубы, см²;

q – вес 1 м бурильной трубы с учетом веса замка и высаженных концов;

L₂ - длина УБТ.

Допускаемая растягивающая нагрузка на тело трубы равна

σ_тF₁

Q_доп = ----------- , кгс

n

σ_т – предел текучести при растяжении для данной марки стали, кгс/ см²;

π(D²_бт – d²_бт)

F₁ – площадь сечения бурильной трубы F₁ = ------------------, см²;

n – коэффициент запаса прочности, для бурения в неосложненных условиях n=1,3; в осложненных условиях n=1,4.