- •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
Коэффициенты потери веса колонны убт в буровом растворе
|
k1 |
k2 |
k3 |
|
k1 |
k2 |
k3 |
1000 1100 1200 1300 1400 1500 |
0,873 0,860 0,847 0,834 0,822 0,809 |
0,914 0,904 0,885 0,886 0,878 0,868 |
0,956 0,951 0,946 0,941 0,937 0,932 |
1600 1700 1800 1900 2000 2100 |
0,796 0,783 0,771 0,758 0,745 0,732 |
0,869 0,850 0,841 0,832 0,823 0,812 |
0,927 0,922 0,917 0,912 0,907 0,901 |
Примечание. Коэффициенты потери веса определяют по формулам: k1 = 1 - ρб.р/ρм; k2 = k ; k3 = . |
м
Длина каждой секции ℓ1 = 0,5 ∙ 136=68 м; с учетом фактической длины труб УБТС dу = 254 мм и ℓф = 6 м принимаем ℓ1 = 66 м; ℓ2 = ℓ3 = (136–66)/2= 35 м.
Для одноразмерной колонны длина УБТ определяется из выражения:
ℓу= , (5.5)
где k = 1,15 1,25.
Пример 5.2. Вычислить и сравнить длину УБТС2 dубт = 178 мм с учетом и без учета фактора плавучести, если известно, Рд = 150 кН, а б.р = 1400 кг/м3.
Решение. Примем k = 1,25. Для заданной Рд с учетом фактора плавучести [см. формулу (5.5)] при q1 = 1,53 кН/м (см. табл. 5.10)
ℓубт = ≈ 149 м
Без учета фактора плавучести
ℓу = 1,25 · 150/1,53 ≈ 122 м.
Следовательно, без учета фактора плавучести ℓубт уменьшится примерно на 18 %.
Критические нагрузки (в кН) для одно-, двух-, трехразмерных колонн УБТ определяются по следующим формулам:
Ркр= (1,90 3,35)k2 ; (5.6)
Ркр = Fкрk2 ; (5.7)
Ркр=Gкрk1q1ℓ-0,1PоSо; (5.8)
В приведенных формулах EI, (EI)1 – жесткость труб соответственно одноразмерной и нижней секции колонны УБТ, кН·м2; q, q1 – вес соответственно 1 м одноразмерной и нижней секции УБТ, кН·м; pо – перепад давления, Па; Sо – площадь сечения выходного отверстия; Fкр, Gкр – критическая нагрузка в безразмерных единицах соответственно для двух- и трехраз-мерных колонн УБТ; k1, k2, k3 – коэффициенты, учитывающие влияние потери веса колонны УБТ в буровом растворе, определяемые по данным табл. 5.14.
Значения EI, и приведены в табл. 5.15. В формуле (5.8)
q1 = m1g10-3, (5.9)
где m1 - масса 1 м нижней секции УБТ, кг/м.
Если бурение ведется роторным способом при небольшом перепаде давления без гидромониторного эффекта, то величину роSо допускается не учитывать.
Значения Fкр (для колонн УБТ 146×178 и 178×203) и Gкр (для колонн УБТ 146×178×203 и 178×203×229) определяются из рис. 5.1 [на оси ординат указаны критические нагрузки в безразмерных величинах П = Ркр/ )] и 5.2 в зависимости от величин L1, λ1 и λ3, вычисляемых соответственно по формулам
L1= ℓубтk3 , (5.10)
а – 146 × 178мм, б – 178 × 203мм.
λ1 = ℓ1/ℓубт,
λ3=ℓ3/ℓубт, (5.11)
Здесь ℓ1, ℓ3 длина нижней и третьей секции УБТ, м.
Таблица 5.15