- •Предисловие.
- •1. Типизация геологических условий и выбор породоразрушающего инструмента.
- •Классификация горных пород (по л.А. Шрейнеру)
- •Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения
- •Основные параметры лопастных долот
- •Типоразмеры алмазных долот и долот, оснащенных синтетическими алмазами
- •Параметры керноприемных турбобуров (турбодолот) со съемным и несъемным керноприемниками.
- •2. Проектирование конструкции скважины.
- •2.1. Общие положения.
- •Перечень исходных данных, поступающих от заказчика и необходимых при обосновании и расчете конструкции скважины
- •2.2. Обоснование конструкции скважины в интервале продуктивного пласта.
- •2.3. Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска.
- •2.4. Соглосование диаметров обсадных колонн и долот.
- •Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн
- •Минимальная допустимая разность диаметров ствола cкважины и муфты обсадной колонны по [ 27 ]
- •Размеры (в мм) безмуфтовых раструбных обсадных труб типа тбо
- •Размеры (в мм) безмуфтовых обсадных труб типа ог1м
- •3. Выбор способа бурения
- •Основные технические характеристики турбобуров и колонковых турбодолот
- •Основные параметры винтовых забойных двигателей
- •Основные характеристики электробуров
- •4. Выбор бурового оборудования1
- •Основная характеристика установок эксплуатационного и глубокого разведочного бурения (гост 16293-82)
- •Основные технические характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ
- •Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения
- •Технические характеристики буровых установок
- •Под промежуточную колонну
- •Основные параметры буровых насосов
- •Основные параметры компрессоров
- •Техническая характеристика роторов
- •Основные параметры вышек буровых установок
- •Основные параметры кронблоков, талевых блоков, крюков и крюкоблоков
- •Основные параметры вертлюгов
- •Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок
- •Основные технические характеристики превенторов
- •5. Выбор и расчет бурильной колонны.
- •5.1. Выбор элементов бурильной колонны
- •Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб
- •Размеры бурильных труб с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками
- •Размеры, масса и жесткость бурильных труб с приваренными соединительными концами с высадкой наружу тбпв
- •Примечание. Длина труб 12,4 и 8,5 м.
- •Характеристика легкосплавных бурильных труб, изготовляемых из сплава д16т, и замков к ним
- •Основные размеры и масса замков для сбт
- •Размеры замков (ниппелей и муфт) для приварки к трубам
- •Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения
- •Основные размеры и масса убт
- •5.2. Выбор параметров убт
- •Диаметры, мм, нижней убт и долот
- •Диаметры обсадных труб и минимально допустимые диаметры убт, мм
- •Рекомендуемые диаметры бурильной и обсадной колонны
- •Коэффициенты потери веса колонны убт в буровом растворе
- •Геометрические характеристики утяжеленных бурильных труб
- •5.3. Расчет бурильных труб при роторном бурении
- •Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, мПа
- •Геометрические характеристики буровых труб
- •5.4. Расчет бурильных труб при турбинном бурении
- •5.5. Выбор и расчет компоновок низа бурильной колонны (кнбк)
- •5.5.1. Опорно-центрирующие элементы компоновок
- •5.5.2. Расчет компоновок маятникового типа (отвесных)
- •Основные параметры убт
- •5.5.3. Расчет жестких компоновок
- •5.5.4. Упрощенный вариант расчета жесткой компоновки для турбинного бурения
- •6. Расчет параметров режима бурения
- •6.1. Роторное бурение
- •Допустимые осевые нагрузки при эксплуатации различных типов долот (по гост 20692-75)
- •Режимы эксплуатации долот
- •Нагрузку на колонковую бурильную головку ориентировочно можно определить по формуле
- •Рациональные диаметры долота, убт и бурильных труб, мм
- •6.2. Турбинное бурение
- •Основные параметры турбобуров (ту 26-02-367-71)
- •Суммарная площадь промывочных отверстий долот
- •Гидравлические потери в долотах
- •Гидравлические потери в бурильных трубах
- •Гидравлические потери в кольцевом пространстве
- •Гидравлические потери в замках
- •Список литературы
- •Oглавление
Размеры (в мм) безмуфтовых раструбных обсадных труб типа тбо
Наружный диаметр обсадной трубы |
Толщина стенки трубы |
Внутренний диаметр трубы |
Наружный диаметр высаженной части в раструбном конце |
127,0 |
9,2 10,7 |
108,6 105,6 |
136,0
|
139,7 |
9,2 10,5 |
121,3 118,7 |
149,7 |
146,1 |
8,5 9,5 10,7 |
129,1 127,1 124,7 |
156,0 |
168,3 |
8,9 10,6 12,1 |
150,5 147,1 144,1 |
178,0 |
177,8 |
9,2 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0 |
159,4 157,0 154,8 152,4 150,4 147,8 |
187,0 |
193,7 |
9,5 10,9 12,7 |
174,7 171,8 168,3 |
206,0 |
Таблица 2.7
Размеры (в мм) безмуфтовых обсадных труб типа ог1м
Наружный диаметр трубы |
Толщина стенки (условная) |
Внутренний диаметр (условный) |
Наружный диаметр трубы |
Толщина стенки (условная) |
Внутренний диаметр (условный) |
114,3 |
8 9 |
98,3 96,3 |
193,7
|
8 9 10 11 12 13 14 |
177,7 175,7 173,7 171,7 169,7 167,7 165,7 |
127,0 |
8 9 |
111,0 109,0 |
|||
139,7 |
8 9 10 11 |
123,7 121,7 119,7 117,7 |
|||
219,1
|
9 10 11 12 |
201,1 199,1 197,1 195,1 |
|||
146,1 |
8 9 10 11 |
130,1 128,1 126,1 124,1 |
|||
244,5 |
8 9 10 11 12 13 14 |
228,5 226,5 224,5 222,5 220,5 218,5 216,5 |
|||
168,3 |
8 9 10 11 12 |
152,3 150,3 148,3 146,3 144,3 |
|||
177,8 |
8 9 10 11 12 13 14 |
161,8 159,8 157,8 155,8 153,8 151,8 149,8 |
3. Выбор способа бурения
Основные требования к выбору способа бурения – необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважины, а также рекомендаций, приведенных в табл. 3.1.[7]
Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта; достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.
Целесообразность принятых решений по применению того или иного способа бурения пересматривается по мере совершенствования технологии и техники бурения.
В соответствии с данными табл. 3.1 роторный способ может быть использован в подавляющем большинстве случаев, а для бурения скважин глубиной до 3000-3500 м с промывкой водой и неутяжеленными буровыми растворами рекомендуется выбирать турбинный способ, как обеспечивающий более высокие показатели бурения по сравнению с роторным.
Основные технические характеристики ГЗД (в том числе турбодолот) и электробуров приведены в табл. 3.2, 3.3 и 3.4 [ 3 ].
Турбобуры с высокой частотой вращения (500 мин-1 и более) целесообразно применять на сравнительно малых глубинах и при использовании безопорных долот. Турбобуры с умеренной частотой вращения (200-400 мин-1) целесообразно использовать на средних и больших глубинах. Винтовой забойный двигатель целесообразно применять для бурения на средних и больших глубинах, когда на эксплуатационные затраты на 1 м проходки определяющее влияние оказывает проходка за рейс, а также для бурения долотами с герметизированными маслонаполненными опорами.
Комбинированный турбинно-роторный способ рекомендуется использовать при бурении скважин:
долотами с D ³ 349 мм в геологических условиях, способствующих искривлению скважин (выше средних глубин и с использованием специальной компоновки);
различными буровыми растворами (в том числе с применением растворов повышенной плотности или высокой вязкости).
Двухтурбинные агрегаты реактивно-турбинного бурения (РТБ) могут быть использованы при бурении верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра от 0,5 до 3 м (для вентиляции и вспомогательных целей) на шахтах и рудниках, а также под кондукторы сверхглубоких скважин.
Таблица 3.1
Исходная информация |
Способ бурения |
||
роторный |
ГЗД |
электробуром |
|
H, м: до 3000-3500 до 3500-4200 >4200 Тзаб, °С: >140 <140 Профиль ствола скважины: вертикальный наклонно направленный, горизонтальный Тип и размер долот: энергоемкие типа 2Л, 3Л, шаро-шечные типа М шарошечные типа МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, ТКЗ, К и ОК гидромониторные многолопастные твердосплавные истирающего действия алмазные и ИСМ шарошечные бурильные головки диаметром, мм <190,5 >190,5 Тип циркулирующего агента: буровой раствор плотностью, кг/м3 £1700-1800 ³1700-1800 степень аэрации: высокая низкая Газы, пена |
+ + +
+ +
+ -
+
+
+ -
-
+ +
+ +
+ + +
|
+ - -
+ -
+ +
-
+
- +
+
- -
+ -
- + -
|
+ + -
- +
+ +
-
+
- +
+
- +
+ +
+ + -
|
Примечание. Знакам "плюс" и "минус" соответствуют рекомендуемая и нерекомендуемая области применения. |
Таблица 3.2