Расчет жестких компоновок низа бурильной колонны
Наиболее эффективный метод предупреждения естественного искривления скважин и формирования качественного ствола - применение жестких КНБК (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, 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.
В качестве критерия оптимальности длины жесткой наддолотной части КНБК принимается минимум общего угла поворота нижнего конца компоновки:
θобщ=θпер+θпр
где θпер - угол, образующийся за счет зазора между опорно-центрирующими элементами и стенкой скважины; θпр - угол, обусловленный потерей прямолинейной формы наддолотной части компоновки.
Оптимальную длину жесткой наддолотной части следует находить по номограмме (рис. 13.2) в приведенной ниже последовательности.
- находят значение изгибающего момента в нижней части компоновки (в верхней
части жесткой наддолотной части) в зависимости от диаметра УБТ.
Зависимость коэффициента момента i от нагрузки на долото Рд и критической нагрузки Pкр следующая.
Нагрузка на долото, Рд
Ркр
1,2Ркр
1,4Ркр
1,6Ркр
1,8Ркр
Коэффициент момента I
0,87
0,96
1,03
1,1
1,15
Затем находят отношение Pд/Ркр, и определяют из этого отношения нагрузку на долото Pд=iPкр - по номограмме (см. рис. 13.2) оптимальную длину жесткой
наддолотной части компоновки находят следующим образом:
зная М1 и EI1 по формуле
m = √M1 / EJ1, (13.9)
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 m=6·10-3 сносят по горизонтали до пересечения со шкалой m. Найденная точка пересечения путем интерполирования между кривыми линиями значений шкалы l1, даст искомую величину оптимальной длины жесткой наддолотной части компоновки - l1.
Зазор d определяют из следующих данных.
Соотношение диаметров долота и центратора
Диаметр долота, мм
394
295
216
190
161
Диаметр цементратора, мм
380
280
206
180
155
- определяют число промежуточных опор в сжатой части компоновки:
(13.10)
где G1 - вес жесткой наддолотной части компоновки; qубт2 - вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки; l0 - расстояние между опорно-центрирующими элементами (табл. 13.1); - определяют суммарную длину компоновки низа бурильной колонны по формуле (13.7).
Рис. 13.2. Номограмма для определения оптимальной длины жесткой наддолотной части компоновки ним бурильной колонны
Таблица 13.1
|
Диаметр УБТ, мм |
Расстояние между опорами (м) при частоте вращения УБТ, мин-1 | |||
|
50 |
90 |
120 |
150 | |
|
108-114 |
20,0 |
16,0 |
13,5 |
12,0 |
|
121 |
22,2 |
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 |
