- •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
5.5. Выбор и расчет компоновок низа бурильной колонны (кнбк)
Компоновка низа бурильной колонны является ее наиболее ответственной частью.
Утяжеленные бурильные трубы входят в состав КНБК и предназначены для повышения жесткости и увеличения массы нижней части бурильной колонны, за счет которой создают нагрузку на долото в процессе бурения.
При выборе диаметра УБТ исходят из того, что необходимо обеспечивать наибольшую жесткость сечения EI в данных условиях бурения.
Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины (долота) должно быть 0,75-0,85 для долот диаметром до 295,3 мм, и 0,65-0,75 – для долот диаметром более 295,3 мм. Необходимо, чтобы жесткость наддолотного участка УБТ была не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.
Количество секций УБТ назначается из условия плавного перехода от диаметра УБТ к диаметру бурильных труб. Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ к диаметру УБТ должно быть не менее 0,75. Отношение жесткостей двух рядом расположенных секций УБТ должно быть не менее 1,6-1,7. Исходя из этих соображений необходимо выбирать количество секций УБТ в зависимости от диаметра долота в соответствии с табл. 5.23.
Из табл. 5.23 видно, что, например, при бурении долотом диаметром 393,7 мм необходимо применять УБТ, состоящие из шести секций диаметром от 178 до 299 мм. Утяжеленные трубы максимального диаметра располагаются над долотом и образуют жесткую наддолотную часть.
Выделяют два основных типа компоновок – жесткие и отвесные. Основная задача при использовании жестких компоновок – получение минимальной интенсивности искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения. Это достигается за счет применения в составе компоновки УБТ максимально возможных наружного диаметра и жесткости, но и также рациональным размещением опорно-центрирующих элементов по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.
Жесткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих инструментов, препятствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жесткость. Жесткие компоновки рекомендуется применять при бурении в устойчивых горных породах. Схемы жестких компоновок показаны на рис. 5.3 (д-к)
Принцип действия отвесных компоновок основан на эффекте отвеса или маятниковом эффекте и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей длине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса возрастает с увеличением зенитного угла скважины. Отвесные компоновки применяются при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жесткой компоновки набран максимально допустимый зенитный угол. Схемы отвесных компоновок показаны на рис. 5.3 (а-г)
При бурении скважин необходимо своевременно осуществлять смену типов компоновок в зависимости от свойств горных пород, а также данных инклинометрии и кавернометрии.
5.5.1. Опорно-центрирующие элементы компоновок
К опорно-центрирующим элементам КНБК относятся: калибраторы, центраторы, стабилизаторы, маховики и расширители.
Центратор – элемент компоновки, предназначенный для центрирования бурильной колонны в месте установки центратора. Общий вид центраторов различных конструкций показан на рис.5.7.
Калибраторы включаются в состав компоновки между долотом и утяжеленными бурильными трубами и способствуют разработке стенок скважины до номинального диаметра. Это увеличение, а также более стабильная работа за счет снижения поперечных колебаний способствует повышению стойкости долот при бурении на 15-20 %. Центраторы в отличие от калибраторов способствуют только соосному размещению компоновки и оси скважины. Центраторы устанавливаются в сжатой части компоновки в местах предполагаемых изгибов утяжеленных бурильных труб и выполняют роль промежуточных опор.
Основные характерные признаки калибраторов и центраторов:
наличие прерывистого контакта с малыми интервалами со стенками скважины; длина их составляет один-два диаметра породоразрушающего инструмента.
Стабилизаторы – элементы компоновки, устанавливаемые над долотом и предназначенные для центрирования КНБК на участке длины стабилизатора и стабилизации направления скважины. Общий вид стабилизаторов показан на рис. 5.8. Основные характерные признаки стабилизаторов следующие:
наличие непрерывного контакта поверхности стабилизаторов со стенками скважины на значительном расстоянии;
длина их составляет 50-80 диаметров породоразрушающего инструмента.
Маховик – элемент КНБК, устанавливаемый под валом турбобура и служащий для увеличения вращающейся массы вала турбобура (см. рис. 5.8).
Расширитель - элемент КНБК, устанавливаемый в нижней части бурильной колонны и предназначенный для увеличения диаметра ствола скважины с меньшего диаметра на больший (рис. 5.9). Расширители устанавливаются над долотом и бывают шарошечные (см. рис. 5.9) и дисковые (см. рис. 5.9).
Рис.5.7. Центраторы:
а - металлический лопастный (тип ЦМ); б - резиновый каркасный (тип ЦРК); в - с обрезиненным стволом и металлической муфтой (тип ЦР); г - шарнирный (тип ЦШ); д - с плавающим валом турбобура (тип ЦВТ); е - межсекционный (тип ЦС).
Рис. 5.8. Стабилизаторы:
а - крестообразный роторный СКР (тип СК); б - УБТ квадратного сечения КУБТ (тип СК);
в - УБТ спирального сечения (тип СС); г - маховик М (тип СЦ)
Рис. 5.9. Расширители:
а – конструкции ГрозНИИ (тип РШ); б- дисковый (тип РД); в- шестишарошечный конструкции ВНИИБТ (тип РШ)