Компоновка и расчет бурильной колонны. Виды и порядок расчета.

С учетом способа, условий и опыта бурения (на данной площади, соседних площадях или в аналогичных геологических условиях) вначале выбирается предварительная компоновка бурильной колонны, которая затем уточняется по результатам расчета.

Бурильная колонна может быть составлена из труб одного диаметра, толщины стенки и материала. но может быть скомбинирована из различных комплектов труб, отличающихся по диаметру, толщине стенки и материалу.

Наиболее прочные, герметичные и надежные как по конструктивному исполнению, так и по материалу, толщине стенки, точности изготовления и классу бурильные трубы следует использовать в глубоком (и сверхглубоком) бурении со сложными геологическими условиями, либо когда условия бурения неизвестны (малоизвестны), но ожидаются сложными по прогнозным данным. Такие условия чаще встречаются при бурении опорных, параметрических и поисковых скважин.

При роторном бурении наибольшее внимание обращается на прочность труб, а при

турбинном бурении – на герметичность резьбовых соединений. Наиболее прочные и герметичные трубы иногда целесообразно применять только на наиболее нагруженных участках колонны, поскольку использование дорогостоящих труб на всех участках колонны без учета условий ее работы было бы неэкономично.

Трубы из менее прочных материалов, с меньшей толщиной стенки, 2 класса, а также частично 3 класса могут успешно отрабатываться в сравнительно легких условиях: при эксплуатационном бурении на глубину до 2000-2500 м в неосложненных условиях.

Наименее прочные трубы, 3 класса применяются обычно при эксплуатационном бурении в неосложненных условиях на глубину 1500-2000 м в зависимости от их фактического состояния. В очень редких случаях (на отдаленных буровых, отсутствии дорог, труднодоступных районах и трудности доставки обсадных труб) бурильные колонны могут быть использованы в качестве обсадных.

Размеры бурильных труб, УБТ и др. выбираются из следующих условий.

Наиболее выгодное условие – минимум гидравлических потерь в циркуляционной системе, - имеющее место при равенстве потерь в трубах и за ними, достигается при , где - наружный диаметр бурильных труб, диаметр скважины и долота. Однако, в целях снижения веса бурильной колонны это соотношение на практике нередко снижают до 0, 65¸ 0, 60, а иногда и меньше. Так, с 215, 9 мм долотом обычно используют 127 мм, но иногда - и 114 мм трубы, что соответствует условию .

Диаметр УБТ рекомендуется выбирать из соотношений:

Необходимо, чтобы , где - диаметр забойного двигателя;

Если , следует принимать ступенчатый утяжеленный низ, добиваясь условия и , где и - диаметр УБТ в верхней и нижней секциях.

Меньшие значения и принимаются при опасности прихвата бурильной колонны. (обвалы пород, толстая рыхлая липкая корка и др., поглощениях и пластовых проявлениях). Найденные значения и округляются до ближайшего стандартного размера.

При роторном бурении в нижней части колонны необходимо использовать УБТС.

Длину утяжеленного низа при этом определяют из условия, чтобы вся нагрузка на долото G_д с учетом возможных перегрузок создавалась весом УБТ

(6.20)

где - длина верхней секции УБТ, которую достаточно взять равной длине одной свечи (или одной трубы);

q_он и q_ов - расчетный вес единицы длины УБТ нижней и верхней секции;

- коэффициент запаса, который достаточно взять равным 1, 03…1, 05;

- коэффициент потери веса труб в жидкости;

К_a- коэффициент, учитывающий трение труб о стенки скважины;

α - зенитный угол в интервале расположения УБТ;

- коэффициент трения при вращении.

Если на разных участках ствола скважины и разные, то при расчете берется та пара их значений, которая дает большее значение .

Если большое значение вызвано большим зенитным углом α, то следует подумать над возможностью размещения УБТ на участке скважины с малым α (или на вертикальном) на возможно ближайщем расстоянии от долота. Значение этого вопроса возрастает в связи с увеличением бурения в последние годы количества скважин с горизонтальными ответвлениями. Но в этом случае бурильные трубы на участке между УБТ и долотом будут работать в очень тяжелых условиях. Поэтому на этом участке необходимо применять трубы с максимально возможной продольной жесткостью (максимально-возможного диаметра и толщины стенки), предусмотрев также установку необходимого количества опорно-центрирующих элементов необходимого типо-размера в расчетных точках с тем, чтобы свести к минимуму стрелу прогиба труб.

Очень важным моментом при компоновке колонны является выбор компоновки нижнего направляющего участка колонны (КНБК). Под КНБК понимается участок низа колонны, расположенный непосредственно над долотом и оснащенный такими элементами и устройствами, которые позволяют направлять ствол скважины строго по проектному профилю и создавать необходимую нагрузку на долото, обеспечивать получение качественного, без резких изгибов и уступов, ствола и свободную проходимость наиболее жесткого элемента колонны (забойного двигателя) и что особенно важно, - беспрепятственный спуск обсадной колонны в скважину. В состав КНБК с этой целью включают УБТ (1-го, 2-х или 3-х размеров по диаметру и длине), несколько центраторов, располагаемых на расчетных расстояниях, а при необходимости – отклоняющие устройства, калибраторы, стабилизаторы, амортизаторы расширители и др.При бурении с забойными двигателями в КНБК выключается также забойный двигатель. Диаметр УБТ, входящий в КНБК, выбирается из условия, чтобы их жесткость была не меньше жесткости обсадной колонны, т.е. . Для выполнения этого условия в практике бурения иногда используют сверхутяжеленные бурильные трубы (СУБТ).