Материал: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007
Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
СОДЕРЖАНИЕ
Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения
Основные параметры лопастных долот
Типоразмеры алмазных долот и долот, оснащенных синтетическими алмазами
Основная характеристика установок эксплуатационного и
Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения
Основные параметры буровых насосов
Техническая характеристика роторов
Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок
Основные технические характеристики превенторов
Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб
В осложненных условиях: при бурении долотами D > 250,8 мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего диаметра с одновременной установкой опорно-центрирующих устройств. При бурении забойными двигателями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диаметра забойного двигателя, т.е. dуdз.дв.Таблица 5.11Диаметры, мм, нижней УБТ и долот
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 трубdб.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 5.12Диаметры обсадных труб и минимально допустимые диаметры УБТ, мм
| 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. | |||
| 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
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 буренияℓ1 = (0,7 0,8)ℓубт; (5.3) при осложненных условияхℓ1 = (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
| 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. | |||
; 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
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 = . | |||||||
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 мБез учета фактора плавучестиℓу = 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
Источник: https://files.student-it.ru/previewfile/271913