- •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
Диаметры, мм, нижней убт и долот
Долото |
УБТ (нижняя секция) |
Долото |
УБТ (нижняя секция) |
139,7-146,0 149,2-158,7 161,0-171,4 187,3-200,0 212,7-228,6 244,5-250,8 |
114; 120 108 120; 133 108; 114 133; 146 120; 133 165 146 178 165 203 178 |
269,9 295,3-311,1 320,0 349,2 374,6 - |
219; 229 178; 203 229; 245 203; 219 245 229 254 229 273 254 - |
Примечание. В верхней строчке приведен диаметр УБТ для нормальных усло-вий, в нижней – для осложненных. |
Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.
Для обеспечения этого условия в табл. 5.12 приводятся сочетания диаметров обсадных труб и минимально допустимых диаметров УБТ.
Соотношение диаметров бурильных труб dб.т, расположенных над УБТ к диаметру УБТ dу должно быть следующим: dб.т /dу 0,7. Если это соотношение не соблюдается, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть не менее 0,8.
Рекомендуемые сочетания диаметров бурильных труб и диаметров обсадных колонн приведены в табл. 5.13.
Таблица 5.12
Диаметры обсадных труб и минимально допустимые диаметры убт, мм
Обсадная труба |
УБТ |
Обсадная труба |
УБТ |
114,3 127 139,7; 146,1 168,3 177,8; 193,7 219,1 244,5 |
108 120 146 165 178 178 203 |
244,5 273,1 298,5 323,9; 339,7 351 377 406 |
203 219 229 229; 254 254 254 273 |
Таблица 5.13.
Рекомендуемые диаметры бурильной и обсадной колонны
Обсадная колонна |
Бурильная колонна |
Обсадная колонна |
Бурильная колонна |
139,7; 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 |
73 89 (90) 89 (90); 102 (103) 102 (103); 114 114; 127 (128) |
244,5 273,1 298,5; 323,9 339,7; 377 406 и более |
114; 127 (129) 127 (129); 140 (147) 140 (147) 140 (147) 140 (147); 168 (170) |
Примечание. В скобках указаны диаметры труб из легких сплавов. |
Обычно число секций многоразмерной конструкции УБТ nc 3.
Общая длина УБТ для одно-, двух- и трехразмерных конструкций в зависимости от рд и б.р. определяется из уравнения
, (5.1)
где Рд в кН; Gт – вес турбобура, кН, q1, q2, q3 – вес 1 м соответственно первой, второй и третьей секции УБТ, кН/м; - коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора, значения которого приведены в табл. 5.14; - плотность бурового раствора, - плотность металла; - угол отклонения УБТ от вертикали;
1 = ℓ1/ℓ; (5.2)
ℓ1 – длина нижней части (первой) секции, создающей основную часть нагрузки.
Для определения ℓ1 следует вначале задаться отношением 1:
при нормальных условиях бурения
ℓ1 = (0,7 0,8)ℓубт; (5.3)
при осложненных условиях
ℓ1 = (0,4 0,6)ℓубт; (5.4)
Если nc = 3, то ℓ 1 = 1ℓубт; ℓ2 = ℓ3 = (ℓубт - ℓ1)/2; если nc = 2, то ℓ1 = 1ℓубт; ℓ2 = ℓубт - ℓ1; q3 = 0, если nc = 1, то 1= ℓубт; q2 = q3 = 0.
Пример 5.1. Определить параметры конструкции УБТС для бурения скважины роторным способом долотом D = 393,7 мм в осложненных условиях с Рд = 170 кН при n = 1,5 c-1; ρб.р = 1450 кг/м3; θ = 6.
Бурение ведется трубами dб.т = 140 мм под обсадную колонну dо.к = 298,5 мм.
Р е ш е н и е. По табл. 5.11 принимаем диаметр первой секции равным 254 мм. Поскольку dб.т/dубт = 0,55 < 0,7, то ℓубт должна быть многоразмерной. Примем трехразмерную конструкцию 254219178 мм. Для верхней секции удовлетворяется условие dб.т/dубт = 140/178 = 0,78 > 0,7. Приняв 1 = 0,5 и по данным табл. 5.1. q1 = 3,3; q2 = 2,16 и q3 = 1,42 кН/м по формуле (5.1)
Таблица 5.14