Технология бурения нефтяных и газовых скважин

 

 
 
 

8. КОМПОНОВКА И РАСЧЕТ  БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

8.1. ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА  КОМПОНОВКИ БУРИЛЬНОЙ  КОЛОННЫ

             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. При роторном бурении бурильную колонну составляют только из стальных труб (так как ЛБТ неудовлетворительно работают в условиях повышенной динамичности, при больших крутящих моментах).

  При бурении с забойными двигателями  колонна также может быть составлена только из стальных труб. Но чаще применяют  комбинированную колонну: из ЛБТ  в верхней части и из стальных труб — в нижней. Длину стальных труб определяют расчетным путем.

  Наиболее  прочные (по материалу, толщине стенки, точности изготовления) герметичные трубы класса 1 следует использовать в глубоком (и сверхглубоком) бурении со сложными геологическими условиями, либо когда условия бурения неизвестны или 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, а при бурении с ГЗД — на герметичность и гидравлические характеристики труб. Иногда наиболее прочные и герметичные трубы бывает целесообразно использовать только на наиболее нагруженных участках колонны.

  Трубы из менее прочных материалов, с  меньшей толщиной стенки, класса 2, а также частично класса 3 могут отрабатываться в сравнительно легких условиях: в эксплуатационном бурении на глубину до 2000 — 2500 м в неосложненных условиях. Наименее прочные трубы класса 3 применяются обычно при эксплуатационном бурении в неосложненных условиях на глубину 1500 — 2000 м в зависимости от их фактического состояния.

 

  

Таблица  .14 Рекомендуемые соотношения диаметров долот и бурильных труб 

  Размеры бурильных труб рекомендуется выбирать согласно табл. 6.14.

  Если  £>! < 0,75D₀, где D\ и D₀ — соответственно наружный диаметр СБТ и УБТ, то следует принимать ступенчатый утяжеленный низ. При этом также должны выполняться условия D_x > 0,75D_{0 в} и D_0b> 0,75D_{0 н}, где D₀ „ и D_{0 н} ^— диаметр УБТ в верхней и нижней секциях соответственно. Найденные значения диаметров округляются до ближайших стандартных размеров, приведенных в табл. 6.14. При существующих соотношениях диаметров СБТ и УБТ утяжеленный низ нередко получается двухступенчатым. В этом случае длину верхней ступени достаточно взять равной длине одной свечи или одной трубы. При роторном бурении следует использовать УБТС.

  

  Длину утяжеленного низа L₀ определяют из условия, чтобы вся нагрузка на долото G_A создавалась весом УБТ и их верхняя часть находилась в растянутом состоянии: 

(29)где К₃ — коэффициент запаса по нагрузке, который рекомендуется брать равным 1,33 [2]; К_а — коэффициент, учитывающий зенитный угол и трение труб о стенки скважины,

(30)

а — средний  зенитный угол в интервале расположения УБТ;

f_вр — коэффициент трения при вращении, который можно принять равным 0,8/; / — коэффициент трения при осевом перемещении; q₀ — расчетный вес (в воздухе) единицы длины УБТ. Коэффициент К_р определяется по (6.1).

Найденная по (6.29) длина корректируется с таким расчетом, чтобы получилось целое число УБТ. Округление длины в меньшую сторону допустимо до 5 % от суммарной длины УБТ. Если из расчетного количества УБТ нельзя составить целое число свечей, то длина самой верхней свечи доводится до номинальной (24 — 25 м) добавлением СБТ.

 

  Если  на разных участках ствола скважины G_A и а разные, то при расчете берется та пара их значений, которая дает большее значение 1₀. Если большое значение 1₀ вызвано большим зенитным углом а, то следует подумать над возможностью размещения УБТ на участке скважины с малым а (или на вертикальном) на ближайшем расстоянии от долота. Значение этого вопроса возрастает в связи с увеличением в последние годы числа скважин с горизонтальными окончаниями. В этом случае бурильные трубы на участке между УБТ и долотом будут работать в тяжелых условиях. Поэтому в этом интервале необходимо предусмотреть установку необходимого числа опорно-центрирующих элементов соответствующего типоразмера в расчетных точках с тем, чтобы свести к минимуму стрелу прогиба труб. В последующем необходимо следить за тем, чтобы УБТ все время оставались в расчетном интервале, регулируя это положение УБТ при СПО.

  Очень важным при составлении компоновки колонны является выбор компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Под КНБК понимается участок низа колонны, расположенный непосредственно над долотом и оснащенный такими элементами и устройствами, которые позволяют направлять ствол скважины по проектному профилю и создавать необходимую нагрузку на долото, обеспечивать получение качественного, без резких изгибов и уступов, ствола скважины, свободное прохождение наиболее жесткого элемента колонны — ЗД и что особенно важно, — беспрепятственный спуск обсадной колонны в скважину. В состав КНБК с этой целью включают УБТ нескольких размеров по диаметру и длине, несколько центраторов, располагаемых на расчетных расстояниях, а при необходимости — отклоняющие устройства, калибраторы, стабилизаторы и др. Диаметр УБТ, входящий в состав КНБК, выбирается из условия, чтобы их жесткость была не меньше жесткости обсадной колонны, т.е. E-J₀ > E-J_OK.

При бурении  с ЗД последний является составным  элементом КНБК.

  Если  бурильная колонна одноступенчатая (не считая УБТ), то длина ее определяется как разность протяженности ствола скважины (длины по стволу) и длины КНБК.

  

  При бурении с забойными двигателями  бурильные трубы работают в менее  тяжелых условиях. Это позволяет  часть нагрузки на долото создавать весом СБТ. Диаметры УБТ выбираются как и при роторном бурении, а длина их определяется по формуле

(31) где К₃ — коэффициент запаса по нагрузке, принимается равным 1,2; К₇ — коэффициент (сохранения устойчивости труб), обычно принимается равным 0,9; О_кр3 — критическая нагрузка 3-го порядка для бурильных труб; вычисляется по (6.19); д — ускорение свободного падения; М_зд — масса забойного двигателя.

  Длина колонны из ЛБТ определяется как  разность длины ствола скважины за вычетом длины колонны СБТ  и КНБК (вместе с ЗД). 
 

 

8.2. ПРОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ  БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

             При проверочных  расчетах определяют результирующие напряжения а_рез в опасных (наиболее нагруженных) сечениях бурильной колонны, которые сопоставляют с допускаемым [а]. Основное условие прочности записывается в виде

(32)

Результирующее  напряжение вычисляется по формуле

(33)

где а_н — сумма всех нормальных напряжений, направленных вдоль оси труб и действующих в проверяемом сечении; т — касательные напряжения.

  В сумму ст_н входят растягивающие напряжения, обусловленные собственным весом труб в среде жидкости с учетом сил трения и гидравлической нагрузкой на трубы. Если проверяемое сечение подвергается изгибу, то в сумму <т_н входят и напряжения изгиба.

  Допускаемые напряжения определяются делением предела  текучести материала труб о_т на нормативный коэффициент запаса [К_зп]

(34)

  Наибольшие растягивающие напряжения в колонне возникают при подъеме ее с промывкой и вращением. Их местоположение зависит от профиля скважины и компоновки колонны. При одноразмерной колонне растягивающие напряжения а_р всегда максимальны в первой сверху трубе. При многоразмерной колонне со ступенчатым уменьшением диаметра (или толщины стенки) сверху вниз они могут иметь место также в верхнем сечении любой из ступеней.

  Расчеты производят, соблюдая последовательность. Помещают бурильную колонну в скважину и выделяют характерные точки — точки перехода с одного участка профиля к другому и с одного участка компоновки колонны к другому. В результате участки между двумя соседними точками будут характеризоваться одинаковыми диаметром и толщиной стенки труб и материалом, одинаковыми радиусами искривления. Далее, двигаясь снизу вверх, вычисляют осевые усилия в начале каждого характерного участка F_H при известных значениях его в конце F_K. Вычисления производят по одной из формул (6.11), (6.13) или (6.14) в зависимости от типа участка. Первой характерной точкой является точка перехода от УБТ к СБТ. Осевое усилие от КНБК (включающее забойный двигатель — при бурении с забойными двигателями) принимают как сосредоточенную силу и прикладывают к первой характерной точке. Его величину вычисляют по формуле

(35)

где К_р вычисляется по (6.1); К_а — по (6.12) при верхнем знаке и значении а, соответствующем середине утяжеленного низа; д₀ — вес 1 м УБТ (в воздухе); 1₀ — длина утяжеленного низа; М_зд — масса забойного двигателя (при роторном бурении равна нулю); д — ускорение свободного падения.

  Самым последним вычисляется осевое усилие на устье F_Hl, а предпоследним будет осевое усилие F_Kl. Далее вычисляются растягивающие напряжения от действия собственного веса колонны с учетом сил трения и облегчения ее в жидкости и гидравлической нагрузки на трубы:

на устье

(36)

в точке зарезки  наклонного ствола

(37)

Здесь S — площадь сечения труб по телу.

Гидравлическая  нагрузка определяется по формуле

(38)

где So — площадь проходного сечения труб; Лр — перепад давления в бурильной колонне.

  Упрощенно принимают: при роторном бурении  Ар — сумма потерь давления в УБТ и долоте, а при бурении с забойными двигателями Ар — сумма потерь давления в УБТ, забойном двигателе и долоте.

  Определяются  напряжения поперечного изгиба а_п по (6.16) в точке зарезки наклонного участка. Далее вычисляются суммарные растягивающие (нормальные) напряжения:

на устье

(39)

в точке зарезки  наклонного ствола

(40)

  При многоразмерной колонне определяются нормальные напряжения в других наиболее нагруженных сечениях, и за расчетное напряжение принимается наибольшее из них.

  Касательные напряжения вычисляются по (6.26). При  бурении с забойными двигателями определяется лишь крутящий момент Мгр на вращение колонны (при ненагруженном долоте). Весьма приближенно его можно найти по (23) или (25).

  

  Для вертикальной скважины М^ может быть оценен по формуле

(41)

где G_BH — полный вес бурильной колонны; Ц — наружный диаметр ;-го участка бурильной колонны (элементов компоновки колонны — труб, УБТ, забойного двигателя) длиной /,;

к — число участков колонны определенного диаметра; I — длина всей бурильной колонны.

  Формула (41) записана для максимально-возможного (для «вертикальной» скважины) зенитного угла, равного 3°.