Файл: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007.doc

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 12.01.2024

Просмотров: 1511

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл 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

Таблица 3.1

Таблица 3.3

Таблица 4.1

Основная характеристика установок эксплуатационного и

Таблица 4.2

Основные технические характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ

Таблица 4.3

Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения

Таблица 4.6

Основные параметры буровых насосов

Таблица 4.9

Техническая характеристика роторов

Таблица 4.11

Таблица 4.12

Основные параметры вертлюгов

Таблица 4.13

Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок

Таблица 4.14

Основные технические характеристики превенторов

Таблица 5.1

Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб

Таблица 5.2

Таблица 5.3

примечание. Длина труб 12,4 и 8,5 м.

Таблица 5.4

; 2 = убт - 1; q3 = 0, если nc = 1, то 1= убт; 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 убт должна быть многоразмерной. Примем трехразмерную конструкцию 254219178 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 = .



м

Длина каждой секции 1 = 0,5 ∙ 136=68 м; с учетом фактической длины труб УБТС dу = 254 мм и ф = 6 м принимаем
1 = 66 м; 2 = 3 = (136–66)/2= 35 м.

Для одноразмерной колонны длина УБТ определяется из выражения:

у= , (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)

убт = ≈ 149 м

Без учета фактора плавучести

у = 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= убтk3 , (5.10)

а – 146 × 178мм, б – 178 × 203мм.

λ1 = 1/убт,

λ3=3/убт, (5.11)

Здесь 1, 3 длина нижней и третьей секции УБТ, м.

Таблица 5.15


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 = kq1убт (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= (i - 0)/а – 1, (5.12)

где i – длина i-й секции УБТ, м; о – длина компоновки для борьбы с искривлением (для i> 1 величина 0 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/2 ; (5.13)

Mиз=EIiθ/57,3; (5.14)

где Mиз - изгибающий момент, кН·м; f - стрела прогиба, м;

f=(1,05Ddу)/2; (5.15)

iθ – интенсивность искривления ствола, градус/10 м; D и dу – диаметры соответственно долота и наружный УБТ, м; п –длина полуволны,

п=