Выбор комплекта УБТ

Правильный выбор комплекта УБТ для конкретных геологотехнических условий бурения позволяет улучшить показатели работы породоразрушающего инструмента, снизить интенсивность искривления скважины и аварийность работ, связанных с повреждением бурильной колонны.

При проектировании технологии бурения геологоразведочных скважин твердосплавными коронками большого диаметра (93-152 мм), требующими создания большой осевой нагрузки (более 15 кН) и при бескерновом бурении, а также в геологических условиях, способствующих искривлению ствола скважины, между колонковым снарядом и бурильными трубами необходимо предусмотреть УБТ.

Ориентировочно длина УБТ (в м) определяется (с обязательным учетом фактора плавучести) из выражения

             (9.3)

где 1,25 - коэффициент запаса, учитывающий необходимость превышения на 25% веса УБТ от заданной нагрузки на коронку; m_у - масса 1 м УБТ; ρ - плотность циркулирующего агента, кг/м3; ρ_м - плотность материала труб, кг/м1; θ - зенитный угол, градус.

Длина УБТ, определенная по формуле (9.3) уточняется в соответствии со стандартной длиной. При выборе наружного диаметра УБТ необходимо учитывать следующее. При бурении в интервалах неустойчивых горных пород диаметр УБТ выбирается на размер меньше диаметра колонковой трубы, с тем, чтобы обеспечить возможность обуривания труб при возникновении аварии. В остальных случаях можно применять УБТ одного диаметра с колонковым снарядом.

Диаметр нижней (первой) секции УБТ при глубоком бурении на нефть, газ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. В нормальных условиях бурения рекомендуется принимать следующие соотношения между диаметрами УБТ и долот (d_y/D):

диаметр долота, мм	≤295,3	≥295,3
соотношение dy/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.9.5.

Для осложненных условий бурения долотами D>250,8 мм допуска ется выбирать 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. d_убт≤d_з.дв.

Таблица 9.5. Диаметры нижней секции УБТ и долот, мм

Долото	УБТ (нижняя секция)	Долото	УБТ (нижняя секция)
139,7-146,0	114; 120/108	269,9	219;229/178;203
149,2-158,7	120; 133/108; 114	295,3-311,1	229;245/203 219
161,0-171,4	133; 146/120; 133	320,0	245/229
187,3-200,0	165/146	349,2	254/229
212,7-228,6	178/165	≥374,6	273/254
244,5-250,8	203/178	-
Примечание. В числитиле — диаметр УБТ для нормальных условий, в знаменателе — для осложнённых.

Для обеспечения условия EJ_у≥EY_o.к (где EJ_у - жесткость наддолотного участка УБТ, EY_o.к  - жесткость обсадной колонны, под которую ведется бурение в табл.9.6 приводятся сочетания диаметров обсадных труб и минимально допускаемых диаметров УБТ.

Таблица 9.6 Диаметры обсадных труб и минимально допускаемые диаметры УБТ, мм

Обсадная труба	УБТ	Обсадная труба	УБТ, мм
114,3 127 139,7; 146,1 168.3 177.8; 193.7 219,1 244.5	108 120 146 165 178 178 203	244,5 273,1 298.5 323,9; 339,7 351 377 ≥406	203 219 229 229; 254 254 254 273

Соотношение диаметров бурильных труб d_б.т, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ d_убт должно быть следующим: d_б.т/d_убт≥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.

Обычно число секций многоразмерной конструкции УБТ n_c≤3.

Общая длина УБТ для одно-, двух- и трехразмерных конструкций в зависимости от р_д и ρ_б.р определяется из уравнения.

            (9.4)

где Р_д - в кН; G_т - вес турбобура, кН; q₁,q₂, q₃ - вес 1 м соответственно первой, второй и третьей секции УБТ, кН/м; k₁ = 1-ρ_б.р/ρ_м - коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора, значения которого приведены в табл.9.7; в - угол отклонения УБТ от вертикали;

λ₁ = l₁/l;            (9.5)

l₁ - длина нижней части (первой) секции, создающей основную часть нагрузки.

Для определения l₁ следует вначале задаться отношением λ₁:

при нормальных условиях бурения.

l₁=(0,7÷0,8)l              (9.6)

при осложненных условиях

l₁=(0,4÷0.6)l                (9.7)

Если n_c=3, то l₁=λ₁l; l₂=l₃=(l-l₁)/2; если n_c=2, то  l₁=λ₁l; l₂=l-l₁
q₃=0; если n_c=1, то λ₁=l; q₂=q₃=0.

Для одноразмерной колонны длина УБТ определяется из выражения:

                         (9.8)

где k=1,15÷1,25.

Критические нагрузки (в кН) определяются по следующим формулам:

для одноразмерной колонны УБТ            (9.9)

для двухразмерной колонны УБТ         (9.10)

для трехразмерной колонны УБТ              (9.11)

Таблица 9.7. Коффициенты потери веса колонны УБТ в буровом растворе

ρб.р	k1	k2	k3	ρб.р	k1	k2	k3
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
140	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: Коффициенты потери веса определяют по формулам: k1=1-ρб.р/ρм; k2=k23; k3=3√k1

В приведенных формулах Еl,(Еl)₁ - жесткость труб соответственно одноразмерной и нижней секции колонны УБТ, кН·м2; q,q₁ - вес соответственно 1 м одноразмерной и нижней секции УБТ, кН·м; р₀ - перепад давления. Па; S₀ - площадь сечения выходного отверстия; F_кр, G_кр - критическая нагрузка в безразмерных единицах соответственно для двух- и трехразмерных колонн УБТ; k₁, k₂, k₃ - коэффициенты, учитывающие влияние потери веса колонны УБТ в буровом растворе.

В формуле (9.8) q₁ = m₁g10^-3 (9.12),  где m₁ - масса 1 м нижней секции УБТ, кг/м.

Если бурение предусмотрено вести роторным способом при небольшом перепаде давления без гидромониторного эффекта, то величину р₀S₀, допускается не учитывать.

Значения F_кp (для колонн УБТ 146x178 и 178x203) и G_кp (для колонн УБТ 146x178x203 и 178x203x229) определяются из рис.9.1 [на оси ординат указаны критические нагрузки в безразмерных величинах ] и рис.9.2 в зависимости от величин L₁, λ₁, и λ₃, вычисляемых соответственно по формулам.

λ₁=l₁/l_убт                  (9.13)
λ₃=l₃/l                (9.14)

где l₁, l₃  - длина нижней и третьей секции УБТ, м

Рис. 9.1. Зависимость критической нагрузки от длины секции УБТ: а - 146x178 мм; б - 178х203 мм

Рис. 9.2. Зависимость величины k от отношения длин секций УБТ: а - 146x178x203 мм; б - 178x203x229 мм

По заданным значениям λ₁=l₁/l_у и λ₃=l₃/l_у определяют k, а следовательно, Р_кр=kq₁l_убт (см.рис.9.2).

Для одноразмерной колонны Р_кр может быть также вычислена по формуле (9.10). При этом величину F_кр получают из рис 9.1 для λ₁-1, если диаметр УБТ равен диаметру нижней секции двухразмерной конструкции УБТ, и для λ₁=0 для труб верхней секции (меньшего диаметра).

Если d_убт, нижней секции меньше 203 мм, то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины при Р_д>Р_кр рекомендуется устанавливать на секциях УБТ промежуточные опоры профильного сечения (квадратные, спиральные и др.).

Число опор на длине УБТ определяется по формуле

n_п.о=(l_i-l₀)/a-1          (9.15)

Где l₁ - длина i-й секции УБТ, м; l0 - длина компоновки для борьбы ринлением ( для i>1 величина l₀ не учитывается).

Условия прочности соединений УБТ:

M_из=π₂EIƒ/2l²_п;       (9.16)

М_мз=ЕIi_θ/57,3            (9.17)

где М_из - изгибающий момент, кН·м; ƒ - стрела прогиба, м

ƒ = (l,05D-d_у)/2;              (9.18)

i_θ - интенсивность искривления ствола, градус/10 м; D и d_у - диаметры соответственно долота и наружный УБТ, м; l_n - длина полуволны, м

(9.19)

ω=2πn - угловая скорость вращения бурильной колонны, с^-1; n - в с^-1; q - вес 1 м труб, кН/м.

Допускаемый изгибающий момент, кН·м.

[M_из]=М_пр/k₃               (9.20)

где М_пр - предельный переменный изгибающий момент, кН·м; k₃ =l,4 - коэффициент запаса прочности.