- •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
5.5.4. Упрощенный вариант расчета жесткой компоновки для турбинного бурения
УБТ для турбинного бурения выбираются исходя из рекомендаций, изложенных в разделе 5.5. Число секций УБТ для плавного перехода к бурильным трубам необходимо выбирать по табл. 5.23.
Если нагрузка на долото больше критической (Рд > Ркр), то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения (квадратные, спиральные и т.п.).
Основные параметры УБТ и величина расстояния между промежуточными опорами приведены в табл. 5.27.
Значения критической нагрузки Ркр для УБТ принимаются в соответствии с данными, приведенными в табл. 5.24.
Расстояние между промежуточными опорами для турбинного бурения принимается при частоте вращения 50 мин-1.
Роль жесткой наддолотной части КНБК в этом случае выполняет или маховик, или, в случае его отсутствия, корпус турбобура.
Промежуточные опоры должны устанавливаться в первой, непосредственно над турбобуром, секции УБТ. Количество опор в этом случае определяется из выражения:
, (5.44)
где ℓУБТ(1) – длина УБТ первой секции; а – расстояние между промежуточными опорами.
Диаметр бурильных труб выбирается в соответствии с данными, приведенными в табл. 5.28.
Пример.5.10. Выполнить расчет КНБК для следующих условий: интервал бурения 500-2000 м под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм, диаметр обсадной колонны перед бурением данного интервала (кондуктор) 245 мм, способ бурения турбинный, турбобур двухсекционный, вес G = 25000 Н = 0,025·10-3 МН, длина 14 м. Диаметр долота Dд = 215,9 мм,
осевая нагрузка Рд = 79 кН = 0,079 МН.
Р е ш е н и е. 1. Выбираем тип и диаметр, а также число ступеней УБТ. В соответствии с табл. 5.23 для бурения 215,9 мм долотом в предыдущей обсадной колонне диаметром 245 мм под обсадную колонну диаметром 168 мм компоновка должна включать в себя две ступени УБТ диаметром 178 и 159 мм.
В соответствии с табл. 5.27 вес 1 м УБТ диаметром 178 мм составляет 1559 Н = 1,559·10-3 МН, а вес 1 м УБТ диаметром 159 мм составляет 1164 Н = 1,164·10-3 МН. Принимаем тип УБТС-2.
2. Диаметр бурильных труб по той же табл. 5.23 составляет 102 мм.
3. Поскольку мы выбрали двухступенчатую КНБК, сжатую часть размещаем в УБТ диаметром 178 мм (первая секция) непосредственно выше турбобуров. В этом случае длина сжатой части УБТ (по формуле 5.35):
Таблица 5.27
Диаметр УБТ, мм |
Масса 1 м УБТ, кг |
Расстояние а, м при частоте вращения колонны, об/мин |
||||
наружный |
внутренний |
50 |
90 |
120 |
150 |
|
73 89 95 108 114 121 133 140 146 159 178 178 203 203 219 229 245 254 273 299 |
35 51 32 56 45 64 64 68 74 80 80 90 80 100 112 90 135 100 100 100 |
25,3 32,8 49,3 52,6 67,6 63,5 83,8 102,9 97,7 116,4 155,9 145,9 214,9 192,4 218,4 273,4 257,7 336,1 397,8 489,5 |
17,5 19,7 19,5 21,4 21,5 22,7 23,6 24,7 24,9 31,5 33,0 33,4 34,9 35,5 37,0 37,0 39,5 39,0 40,3 41,9 |
13,0 14,7 14,5 16,0 16,0 16,9 17,7 18,4 18,5 23,5 24,6 24,9 26,0 26,5 27,6 27,6 29,4 29,1 30,0 31,3 |
11,3 12,7 12,6 13,8 13,9 14,6 15,2 15,9 16,0 20,3 21,3 21,5 22,5 22,9 23,9 23,9 25,5 25,2 26,0 27,1 |
10,1 11,4 11,2 12,4 12,4 13,1 13,6 14,2 14,4 18,2 19,1 19,3 20,1 20,5 21,4 21,4 22,8 22,5 23,2 24,2 |
Примечание.1. В компоновке УБТ диаметром более 203 мм промежуточные опоры можно не устанавливать. 2. Расстояние между опорами может быть увеличено не более чем на 10 %. |
Таблица 5.28
Диаметр обсадной колонны, мм |
Диаметр бурильной колонны, мм, при бурении |
|
забойными двигателями |
роторный способ |
|
114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 299 324 340 377 406 >406 |
- - - - - 89; 102; (90); (103) 102; (103); 114 114; 127 (129) 127; 140; (129); (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 168; (170) |
60 (64) 60 (64) 73 73 73 89; 102; (90); (103) 102; (103); 114 102; (103); 114 114; 127 (129) 127; 140; (129); (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) |
Примечание. Цифры в скобках – размеры бурильных труб старых сортаментов. |
4. Находим длину второй секции, расположенной в растянутой части КНБК и составленной из УБТ диаметром 159 мм:
5. Определяем общую длину КНБК
LКНБК = ℓт + ℓ1 +ℓ2 = 14,00 + 43,3+ 16,97 = 74,27 м.
6. Общий вес КНБК
QКНБК = G + ℓУБТ (1) · qУБТ(1) + ℓУБТ (2) · qУБТ(2) = 0,025·10-3 + 43,3·10-3 + 16,96·1164·10-3 = = 87,27·10-3 МН.
7. Определяем число промежуточных опор, расположенных в сжатой части КНБК, составленной из УБТ диаметром 178 мм и длиной 43,3 м, так как по табл. 5.24 Ркр = 57,8 кН = =0,0578·10-3 МН.
Так как Рд > Ркр (0,079·10-3 > 0,0578·10-3), следовательно, необходимо устанавливать промежуточные опоры.
В соответствии с табл. 5.27. расстояние между опорами составляет а = 33,0 м (для частоты вращения n = 50 мин-1).
Тогда число опор составит:
Следовательно, для указанных выше условий необходимо применять КНБК, в состав которой входят следующие элементы:
долото диаметром 215,9 мм;
турбобур длина 14 м, весом 0,025·10-3 МН;
1-я секция УБТ (сжатая часть) – длиной 43,3 м, весом 67,5·10-3 МН;
2-я секция УБТ (растянутая часть) – длиной 16,97 м, весом 19,8·10-3МН;
Общая длина КНБК – 74,27 м, общий вес КНБК – 87,27·10-3 МН.