Отношение диаметров долот и наибольших поперечных размеров промежуточных опор, мм

Расстояние «а»между промежуточными опорами может быть определено по табл. 4.

Таблица 13.4

Расстояние между промежуточными опорами «а», м

При бурении забойными двигателями это расстояние принимается по той же таблице при n = 50 об/мин.

Количество промежуточных опор m определяется по формуле

m = l₀₁ / а , (10)

Их количество должно быть не менее двух. Для УБТ диаметром более 203 мм промежуточные опоры можно не ставить.

Резьбовые соединения УБТ должны быть свинчены крутящими моментами, значения которых приведены в таблице 5. Меньшее значение момента соответствует условию достижения наибольшего предела выносливости соединения, а большее ‑ условию предотвращения раскрепления соединения в процессе бурения. Верхнее значение следует использовать только при появлении раскреплений. Допустимым является весь диапазон моментов свинчивания - от нижнего до верхнего значений.

Таблица 13.5

Рекомендуемые моменты свинчивания УБТ, кГс·м

Величина момента затяжки зависит также от коэффициента трения μ в резьбе, который принимается равным 0,1 при резьбовой смазке с металлическими наполнителями и 0,13 при графитовой смазке. Момент затяжки зависит, кроме того, от предела текучести материала из которого изготовлены УБТ (для стали группы прочности Д σ_т = 38 кГс/мм², группы прочности К σ_т = 45 кГс/мм²).

Общие положения проектирования колонны бурильных труб

Проектирование колонны бурильных труб заключается в выборе оптимального варианта из множества допустимых. За оптимальную КБТ принимается такая, для которой вес минимален и максимально используются трубы низких групп прочности.

В начале проектирования колонны в зависимости от способа и условий бурения производят выбор типа бурильных труб в соответствии с приоритетным перечнем, который выглядит следующим образом:

- трубы бурильные с высаженными внутрь концами (ТБВ);

- трубы бурильные с высаженными наружу концами (ТБН);

- трубы бурильные с приваренными замками (ТБПВ, ТБПН, ТБПК);

- трубы бурильные с высаженными внутрь концами и стабилизирующими поясами (ТБНК);

- легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ);

- импортные бурильные трубы.

Практика эксплуатации бурильных труб ТБВ и ТБН выявила их существенные недостатки. Резьбовые соединения муфты и ниппеля бурильного замка с бурильной трубой приводят, особенно при роторном способе бурения, к аварийным поломкам труб по высаженной части вследствие усталостных явлений, развивающихся при знакопеременных изгибающих напряжениях.

Эти резьбовые соединения недостаточно герметичны, и при больших внутренних избыточных давлениях в колонне возможен размыв резьб. Кроме того, в замках отсутствуют упорные выступы, ограничивающие глубину ввинчивания труб в замковые детали, в результате чего она зависит от приложенного крутящего момента. При завышенных крутящих моментах возможно значительное «докрепление» соединений с большими радиальными деформациями.

Трубы ТБВК и ТБНК не имеют отмеченных недостатков. Однако дополнительное упрочнение и герметизация резьбовых соединений путем снабжения их блокирующими и стабилизирующими поясками и внутренним упорным выступом усложняют конструкцию и увеличивают стоимость бурильной колонны.

Следует отметить, что в трубах ТБВ и ТБВК высадка внутрь приводит к уменьшению внутреннего диаметра, что значительно увеличивает гидравлические потери при циркуляции промывочной жидкости.

С учетом вышеприведенной краткой характеристики бурильных труб и условий работы бурильной колонны рекомендуется:

- для бурения неглубоких вертикальных скважин роторным способом использовать бурильные трубы типа ТБВ, ТВН, ТБВК, ТБПВ и ТБПК;

- для бурения глубоких скважин в осложненных условиях - трубы типа ТБВК, ТВНК, ТБПВ, ТБПН и ТБПК;

- для бурения вертикальных скважин с использованием забойных двигателей - трубы типа ТБН, ТБНК, ТБПВ и ТБПК;

- для бурения наклонно направленных скважин с использованием забойных двигателей - трубы типа ТБНК, ТВПВ и ТБПК.

Легкосплавные бурильные трубы по своим механическим свойствам несколько уступают стальным бурильным трубам группы прочности Д, но обладают и рядом преимуществ. Предельные глубины спуска бурильных колонн, составленных из ЛБТ, значительно превышают предельные глубины спуска стальных бурильных колонн. ЛБТ диамагнитны, что позволяет замерять зенитные и азимутальные углы скважины без подъема колонны. За счет меньшей шероховатости внутренней поверхности труб гидравлические сопротивления в ЛБТ примерно на 20% ниже по сравнению со стальными бурильными трубами аналогичного сечения.

Однако ЛБТ имеют и недостатки. Нельзя эксплуатировать бурильные колонны, включающие ЛБТ, при температурах выше 150°С, а при наличии в скважине промывочной жидкости с рН>10, недопустима также установка кислотных ванн.

Легкосплавные бурильные трубы рекомендуется применять при бурении скважин с использованием забойных двигателей.

После выбора типа бурильных труб в соответствии с табл. 2 принимают наименьший из всех рекомендуемых наружный диаметр бурильных труб для каждой секции.

Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию бурильных труб (диаметр которых был определен при расчете УБТ) длиной не менее 250‑300 м из труб возможно более низкой труппы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к колонне БТ). Причем для роторного способа бурения эти трубы должны обладать повышенным пределом выносливости (ТБВК, ТБПВ, ТБПК).

Для проектирования оптимальной конструкции колонны выбранные бурильные трубы располагают в такой последовательности:

- внутри группы БТ с одним диаметром - по возрастанию толщины стенки;

- внутри группы БТ с одной толщиной стенки - по возрастанию группы прочности материала;

- внутри каждой группы прочности БТ - по возрастанию наружного диаметра замкового соединения.

Таким образом, для расчета принимают трубу с наименьшей толщиной стенки и низшей группой прочности материала и проверяют ее на соответствие:

- расчетных запасов прочности по усталости (для операций с вращением бурильной колонны) нормативным значениям;

- допускаемых избыточных наружного и внутреннего давлений на тело трубы ожидаемым фактическим значениям давлений.

При несоответствии какому-либо требованию рассматривают такую же трубу, но следующей группы прочности материала и т. д. Затем рассматривают в таком же порядке трубы со следующей толщиной стенки.

Перебор продолжают до нахождения первой БТ, соответствующей всем требованиям.

Затем для каждой технологической операции определяют наибольшие допустимые длины секций выбранных диаметров. Полученные значения затем корректируются на основе расчетов фактически действующих эквивалентных напряжений, и сравнения их с допустимыми.

Если последовательность бурильных труб выбранного диаметра исчерпана и остались нескомплектованными ступени БК, производят переход на следующий (больший), разрешенный табл. 2, диаметр бурильных труб и повторяют процедуру проверки.

В завершение проектировочного расчета каждой бурильной колонны рассчитывают ее массу, моменты затяжки резьбовых соединений БТ, допустимую нагрузку на замковые соединения (расчет замков), наибольшую допускаемую глубину спуска колонны на клиньях. Все выходные результаты представляются в табличном виде (см. Примеры расчета).