
- •1 Загальні поняття про будівництво свердловин
- •1.1 Коротка історія розвитку буріння свердловин
- •1.2 Способи буріння глибоких свердловин
- •1.4 Класифікація свердловин за призначенням
- •1.5 Описання процесів ударного та обертового буріння
- •1.5.1 Ударне буріння
- •1.5.2 Обертальне буріння
- •1.5.3. Ударно-обертальне буріння
- •2 Бурові установки та обладнання
- •2.1 Складові елементи бурових установок
- •2.2 Основні параметри бурових установок
- •2.3 Наземні споруди і бурове обладнання
- •2.4 Принцип вибору бурової установки
- •3 Породоруйнуючий інструмент для буріння свердловин
- •3.1 Призначення та класифікація породоруйнуючого інструменту
- •3.2 Бурові долота для буріння свердловин суцільним вибоєм
- •3.2.1 Лопатеві долота
- •3.2.2 Шарошкові долота
- •3.2.3 Алмазні долота
- •3.2.4 Твердосплавні долота
- •«Исм» типу м
- •3.3 Бурові долота для буріння з відбором керна
- •3.4 Бурові долота спеціального призначення
- •3.5 Техніко-економічні показники роботи бурових доліт
- •4 Вибійні двигуни
- •4.2 Турбобури
- •4.3 Гвинтові вибійні двигуни
- •4.4 Електробури
- •5 Бурильна колона
- •5.1 Призначення та складові елементи бурильної колони
- •5.2 Конструктивні особливості елементів бурильної колони
- •5.2.1 Бурильні труби та з’єднувальні муфти
- •Висадженій назовні частині ніпеля і муфти бурильного замка спеціальної конструкції (типу тбпв)
- •5.2.2 Бурильні замки
- •З висадженими кінцями типів 1 і 2
- •5.2.3 Обважнені бурильні труби
- •5.2.4 Ведучі бурильні труби
- •5.2.5 Перевідники
- •5.3 Технологічне оснащення бурильної колони
- •Калібратори
- •6 Режим буріння та його параметри
- •6.1 Поняття про режим буріння та його параметри
- •6.2 Вплив параметрів режиму буріння на механічну швидкість проходки
- •Долото на механічну швидкість проходки
- •Проходки
- •Промивальної рідини на механічну швидкість проходки
- •6.3 Основи методики проектування параметрів режиму буріння
- •7 Промивання свердловин та бурові промивальні рідини
- •7.1 Функції бурових промивальних рідин
- •7.2 Класифікація бурових промивальних рідин
- •7.3 Основні властивості та параметри промивальних рідин, методи їх контролю
- •7.4 Основні види промивальних рідин на водній основі, сфера їх застосування
- •7.4.1 Вода
- •7.4.2 Рідини з диспергованою твердою фазою
- •7.4.3 Суспензії з конденсованою твердою фазою
- •7.4.4 Полімерні недиспергуючі рідини
- •7.4.5 Нафтоемульсійні рідини
- •7.5 Промивальні рідини на вуглеводневій основі
- •7.6 Аеровані промивальні рідини
- •7.7 Газоподібні агенти
- •7.8 Хімічні реагенти для оброблення бурових промивальних рідин на водній основі
- •7.9 Приготування бурових промивальних рідин
- •7.10 Очищення бурових промивальних рідин
- •8 Ускладнення в процесі буріння свердловин
- •8.1 Причини та класифікація ускладнень
- •8.2 Поглинання промивальних рідин або тампонажних розчинів
- •8.3 Флюїдопроявлення
- •8.4 Порушення цілісності стінок свердловини
- •8.5 Прихоплювання колони труб
- •9 Буріння свердловин в заданому напрямку
- •9.1 Основні поняття про викривлення свердловин
- •9.2 Причини самовільного викривлення свердловин та їх наслідки
- •9.3 Мета і способи буріння похилонаправлених свердловин
- •Клиновидним відхилювачем
- •9.4 Профілі похилих свердловин
- •9.5 Види буріння похилих свердловин
- •10 Кріплення свердловин
- •10.2 Поняття про конструкцію свердловини та її елементи
- •Конструкції свердловини
- •10.3 Принципи проектування конструкцій свердловини
- •10.4 Обсадні труби та їх з’єднання
- •10.5 Умови роботи обсадних колон у свердловині
- •10.6 Принципи розрахунку обсадних колон на міцність
- •10.6.1 Визначення зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків
- •Внутрішнього (б) надлишкових тисків
- •Надлишкових тисків
- •10.6.2 Визначення міцнісних характеристик обсадних труб
- •10.6.3 Встановлення коефіцієнтів запасу міцності
- •10.6.4 Підбір труб із встановленими коефіцієнтами запасу міцності
- •10.7 Оснащення низу обсадних колон
- •11 Цементування свердловин
- •11.1 Мета та способи цементування свердловин
- •11.2 Тампонажні матеріали, їх класифікація
- •11.3 Властивості тампонажного порошку, розчину та каменю
- •11.3.1 Властивості сухого тампонажного порошку
- •Визначення об’ємної (насипної) маси
- •11.3.2 Властивості тампонажного розчину
- •АзНді для визначення розтічності тампонажних розчинів
- •Визначення термінів схоплення тампонажного розчину
- •11.3.3 Властивості тампонажного каменю
- •11.4 Обладнання для цементування свердловин
- •12 Розкриття, випробування та освоєння продуктивних горизонтів
- •12.1 Вплив промивальної рідини на колекторські властивості продуктивного пласта
- •12.2 Способи первинного розкриття продуктивних
- •Продуктивних горизонтів
- •12.3 Завдання та способи випробування перспективних горизонтів
- •12.4 Принципова схема і основи технології випробування пласта пластовипробувачем
- •12.5 Інтерпретація результатів випробування з допомогою пластовипробувача
- •12.6 Вторине розкриття продуктивного пласта перфорацією
- •Кумулятивного заряду
- •12.7 Способи та основи технології освоєння свердловин
- •Перелік рекомендованих джерел
10.6.4 Підбір труб із встановленими коефіцієнтами запасу міцності
Підбір труб здійснюється «знизу-вверх», використовуючи графоаналітичний метод. Першу (нижню) секцію труб підбирають з умови міцності від дії зовнішнього надлишкового тиску, тобто
.
(10.23)
Відповідно до величини pз кр, підбирають труби, які задовільняють умову (10.23).
Довжину першої секції, як правило, приймають рівною товщині продуктивного горизонту
l1 = H1 - H2, (10.24)
де l1 - довжина першої секції, м;
H1=H - глибина спуску колони, м;
H2 - глибина покрівлі продуктивного горизонту, м.
Вага секції (G1) визначається за формулою
,
(10.25)
де q1 - приведена вага 1 п.м. колони, Н/м.
За епюром (рисунок
10.7 а) визначають величину зовнішнього
надлишкового тиску pзн2
на верхній межі першої секції (на глибині
H2) і підбирають труби для
другої секції з умови (10.23), прийнявши
= 1,0.
Визначають значення
для труб другої секції із врахуванням
розтягувальних навантажень від ваги
першої секції (двоосьового навантаження)
, (10.26)
де pз кр2 - критичний тиск без врахування розтягу, Па;
G1 - осьова розтягувальна сила від ваги першої секції труб, Н;
Gт2 - розтягувальна сила, при якій напруження в тілі труби досягають границі текучості, Н.
Для одержаного
значення
за епюром (рисунок 10.7 а) визначають
уточнену глибину спуску другої секції
і уточнену довжину першої секції та її
вагу
.
(10.27)
Після цього перевіряють труби першої секції на внутрішній надлишковий тиск:
, (10.28)
де pв кр1 - внутрішній критичний тиск для першої секції;
pвн1 - внутрішній надлишковий тиск на глибині H'2, знайдений за епюром (рисунок 10.7 б).
Труби першої секції перевіряють також на міцність від розтягуючої сили:
,
(10.29)
де
- вага нижчележачих секцій труб, Н;
Gзр1 - зрушуюче навантаження для труб першої секції з трикутною різьбою, Н.
Для визначення довжини другої секції необхідно підібрати труби для третьої секції з меншою, порівняно з другою секцією, міцністю (pз кр3 < p з кр2 ). За епюром (рисунок 10.7 а) визначають допустиму глибину спуску цих труб H3. Визначають довжину другої секції із умови одноосьового навантаження, її вагу, а також сумарну вагу двох секцій
.
(10.30)
Визначають величину
для труб третьої секції за формулою
(10.26) для умови двоосьового навантаження
з врахуванням впливу розтягувального
навантаження від ваги першої та другої
секцій (G1-2).
Для знайденого
значення
за епюром (рисунок 10.7 а) визначають
уточнену глибину спуску третьої секції
,
уточнену довжину другої секції
,
її вагу
і сумарну вагу двох секцій (
).
Перевіряють труби другої секції на внутрішній надлишковий тиск та на розтяг за формулами (10.28) і (10.29). Якщо ці дві умови виконуються, то аналогічно продовжують підбір наступних секцій труб з умови міцності від дії зовнішнього надлишкового тиску.
Якщо не виконується умова (10.28), то довжину даної секції уточнюють з умови міцності на внутрішній тиск. Для цього визначають допустимий внутрішній тиск для труб даної секції pв кр / n2 і за епюром внутрішнього надлишкового тиску (рисунок 10.7 б) встановлюють верхню межу секції. Визначають довжину даної секції, її вагу, а також сумарну вагу колони (Gi) і перевіряють умову (10.29). Довжини наступних секцій визначають з умови міцності на внутрішній тиск з перевіркою умови (10.29).
Якщо не виконується умова (10.29), то довжину даної секції уточнюють з умови розрахунку на розтяг:
, (10.31)
де [G]i - допустиме розтягуюче навантаження для труб даної секції, Н.
Для труб з різьбою трикутного профілю
. (10.32)
Для труб з різьбою трапецієвидного профілю
, (10.33)
де
- мінімальне значення розтягуючого
навантаження, вибране з трьох величин
(Gт, Gр,
Gвир), Н;
Gi-1 - сумарна вага секцій, розміщених нижче, Н.
Дану секцію називають розмежовуючою, і довжини наступних секцій (розміщених вище) вибирають з умови міцності на розтяг із міцніших труб:
(10.34)
Підібрані секції перевіряють на внутрішній надлишковий тиск за формулою (10.28).
Підбір секцій труб проводять до того часу, поки сумарна довжина всіх підібраних секцій не стане рівною довжині обсадної колони.