- •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
Геометрические характеристики утяжеленных бурильных труб
Диаметр, мм |
Жесткость EI, кН·м2 |
|
|
|
наружный |
внутренний |
|||
95 108 120 133 146 178 178 203 203 219 229 245 254 254 273 273 |
38 46 64 64 74 80 90 80 100 110 90 135 100 127 100 127 |
820 1360 2040 3108 4375 9920 9666 17075 16590 22202 27615 33717 43680 40225 56200 54550 |
12,12 13,29 14,74 15,57 16,59 18,65 18,95 20,11 20,66 21,74 21,76 23,71 23,66 24,03 24,17 24,75 |
5,59 7,70 9,39 12,83 15,89 28,53 26,91 42,22 38,85 46,96 58,32 59,98 78,07 69,69 96,20 89,08 |
Рис. 5.1. Зависимость критической нагрузки от длины секции УБТ.
По заданным значениям и определяют k, а следовательно
Ркр = kq1ℓубт (см. рис. 5.2).
Для одноразмерной колонны УБТ Ркр может быть также вычислена по формуле (5.7). При этом величину Fкр получают из рис.5.1 для λ1 = 1, если диаметр УБТ равен диаметру нижней секции двухразмерной конструкции УБТ, и для λ1 = 0 для труб верхней секции (меньшего диаметра).
Рис. 5.2. Зависимость величины k от отношения длин секций УБТ:
а – 146 × 178 × 203 мм, б – 178 × 203 × 229 мм.
Если dу нижней секции меньше 203 мм, то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины при Рд > Ркр рекомендуется устанавливать на секциях УБТ промежуточные опоры профильного сечения (квадратные, спиральные и др.). В табл. 5.16 приводятся наибольшие поперечные размеры промежуточных опор а и диаметры УБТ dубт (мм), на которые они устанавливаются, в зависимости от диаметра долота D.
Таблица 5.16
-
Диаметр долота, мм
Наибольший размер опоры, мм
Диаметр УБТ, мм
139,7-146,0
149,2-151,0
158,7-165,1
187,3-190,5
212,7-215,9
244,5-250,8
269,9
133
143
153
181
203
230
255
95; 108
108; 114; 120
114; 120; 133
120; 133; 146
146; 159
159; 178;
178; 203
Число опор на длине УБТ определяется по формуле:
nп.о= (ℓi - ℓ0)/а – 1, (5.12)
где ℓi – длина i-й секции УБТ, м; ℓо – длина компоновки для борьбы с искривлением (для i > 1 величина ℓ0 не учитывается.
Таблица 5.17
Диаметр УБТ, мм |
Расстояние а (в м) при n, с-1 |
|||
0,8 |
1,5 |
2,0 |
2,5 |
|
108-114 120 133 146 159 178 203 |
20,0 22,0 23,5 25,0 31,0 33,0 36,0 |
16,0 16,5 17,5 18,5 21,5 23,5 27,0 |
13,5 14,0 15,0 16,0 18,5 21,0 23,0 |
12,0 13,0 13,5 14,5 17,0 19,0 20,5 |
В табл. 5.17 приведены рекомендуемые расстояния между промежуточными опорами при различных n.
Условия прочности соединений УБТ:
Mиз=π2EIf/2ℓ ; (5.13)
Mиз=EIiθ/57,3; (5.14)
где Mиз - изгибающий момент, кН·м; f - стрела прогиба, м;
f=(1,05D–dу)/2; (5.15)
iθ – интенсивность искривления ствола, градус/10 м; D и dу – диаметры соответственно долота и наружный УБТ, м; ℓп –длина полуволны,
ℓп= ; (5.16)
ω = 2πn – угловая скорость вращения бурильной колонны; n – частота вращения, с-1;
q – вес 1 м труб, кН/м.
Допускаемый изгибающий момент в кН·м.
[Mиз]=Mпр/kз, (5.17)
где Mпр - предельный переменный изгибающий момент, кН·м; kз = 1,4 – коэффициент запаса прочности.
По формулам (5.13) и (5.14) можно также вычислить допускаемую частоту вращения УБТ, наибольшие значения iθ и f, зная мощность, затрачиваемую на вращение колонны.
В табл. 5.18 приведены значения Mкр, установленные по данным стендовых испытаний ВНИИБТ.
Таблица 5.18
Значения Mкр (в кН·м)
-
Предел текучести, σт, МПа
Диаметр УБТ, мм
1220
133
146
178
203
229
254
273
640
440
8,5
-
11,8
-
16,0
13,6
25,9
23,5
40,0
32,8
57,0
-
81,0
-
98,0
-
Пример 5.3. Рассчитать одноразмерную колонну УБТС2 с dубт = 178 мм, dв = 80 мм для бурения скважины в нормальных условиях долотом диаметром D = 215,9 мм, если Рд = 200 кН; ρб.р = 1100 кг/м3; n = 1 c-1.
Р е ш е н и е. Длину одноразмерной конструкции УБТ определим по формуле (5.5), приняв k = 1,15; из табл.5.14, k1=0,860; из табл.5.10 - q = 1,53 кН/м,
ℓубт = м.
Из табл. 5.15 кН, а из табл. 5.14 k2 = 0,904, тогда по формуле (5.6) без учета перепада давления ро
Ркр = 1,90 · 0,904 · 28,53 = 49,0 кН.
Поскольку dу < 203 мм, а Ркр < Рд, то согласно данным табл. 5.16 при D = 215,9 мм следует предусмотреть промежуточные опоры размером 203 мм с расстоянием между ними
а = 33 м (см. табл. 5.17). Число опор по формуле (5.12) при ℓо = 0, nп.о = 175/33 – 1 = 4,3, т.е. предусматриваются 4 опоры. Для определения прочности резьбовых соединений вычислим ω = 2·3,14·1 = 6,3 с-1 и определим длину полуволны, для чего подставим из табл. 5.15 значения EI = 9920 кН·м2 и q = 1,53 кН/м в выражение (5.16):
ℓп = м.
Стрела прогиба по формуле (5.15)
f = (1,05 · 0,2159 – 0,178)/2 = 0,024 м.
Изгибающий момент по формуле (5.13)
Mиз = 3,142 · 9920 · 0,024/2 ·202 = 2,94 кН.
Для УБТ с σт = 440 МПа (см. табл. 5.18) отношение Mпр/Mиз = 23,5/2,93 = 8,02, что превышает коэффициент запаса прочности, равный 1,4.
Вывод: УБТ с σт = 440 МПа могут быть использованы для заданных условий.