animateMainmenucolor
 
Малогабаритные буровые установки
 
 
Вездеходы Арго
 
 
Каталог предприятий
 
 
Сделай заказ
 
 
Наличие на складе
 
 
Буровые установки
 
 
Буровое оборудование
 
 
Буровой инструмент
 
 
Запчасти к буровым установкам
 
 
Технология бурения скважин
 
 
Расчеты в бурении
 
 
Горные породы
 
 
Природные ресурсы
 
 
Техника для содержания скважин
 
 
Бурильно-крановые машины
 
 
Буровые вышки
 
 
Насосное оборудование
 
 
Оборудование водопонижения
 
 
Нефтегазопромысловое оборудование
 
 
Нефтегазопромысловая спецтехника
 
 
Горнодобывающее оборудование
 
 
Геофизическое оборудование
 
 
Геологоразведка
 
 
Добыча золота
 
 
Словарь
 
 
Реклама
 
 
Инженерно-геологические изыскания
 
 
Инженерно-геодезические изыскания
 
 
Учебные заведения
 
 
Дополнительное оборудование
 
 
Фотографии
 
 
Заказать буровое оборудование, станок СКБ 4
 
 
Карта сайта
 
 
{продукция}
{компания}

КНБК жесткие

Расчет жестких компоновок низа бурильной колонны

Наиболее эффективный метод предупреждения естественного искривления скважин и формирования качественного ствола - применение жестких КНБК (компоновок нижней части бурильной колонны), которые должны применяться в устойчивых породах, когда диаметр скважины близок к диаметру долота.

Применение жестких компоновок с калибрующими элементами позволяет хорошо калибровать ствол скважины, устранять зависание инструмента и вести спуск обсадных колонн без осложнений.

В процессе разработки компоновок нижней части бурильной колонны исходят из следующих условий:

  • в компоновке должен быть жесткий наддолотный участок, диаметр этих УБТ является максимальным из всех секций, наличие этого участка обеспечивает предупреждение искривления скважины;
  • нагрузка на долото должна создаваться весом УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей компоновки, а для обеспечения прямолинейности оси УБТ в сжатой части компоновки необходимо устанавливать опорно-центрирующие элементы (центраторы) различных конструкций;
  • растянутая часть УБТ, входящих в состав КНБК, служит для плавного перехода жесткости сечений этих УБТ к жесткости сечения бурильной колонны.

В качестве критерия оптимальности длины жесткой наддолотной части КНБК принимается минимум общего угла поворота нижнего конца компоновки:

θобщперпр

где θпер - угол, образующийся за счет зазора между опорно-центрирующими элементами и стенкой скважины; θпр - угол, обусловленный потерей прямолинейной формы наддолотной части компоновки.

Оптимальную длину жесткой наддолотной части следует находить по номограмме (рис. 13.2) в приведенной ниже последовательности.

  • находят значение изгибающего момента в нижней части компоновки (в верхней части жесткой наддолотной части) в зависимости от диаметра УБТ.
    Зависимость коэффициента момента i от нагрузки на долото Рд и критической нагрузки Pкр следующая.
     

    Нагрузка на долото, Рд

    Ркр

    1,2Ркр

    1,4Ркр

    1,6Ркр

    1,8Ркр

    Коэффициент момента I

    0,87

    0,96

    1,03

    1,1

    1,15


    Затем находят отношение Pдкр, и определяют из этого отношения нагрузку на долото Pд=iPкр
  • по номограмме (см. рис. 13.2) оптимальную длину жесткой наддолотной части компоновки находят следующим образом:
    зная М1 и EI1 по формуле
                     m = √M1 / EJ1,               (13.9)
    определяют параметр т (левая часть номограммы).
    Затем на правой части номограммы находят точку пересечения соответствующей шкалы М1, и кривой d (зазор между опорно-центрирующим элементом и стенкой скважины), полученную точку пересечения сносят на нулевую шкалу М1 эту точку соединяют с точкой на шкале Рд (осевая нагрузка на долото). Точку пересечения этой прямой со шкалой значений параметра m=6·10-3 сносят по горизонтали до пересечения со шкалой m. Найденная точка пересечения путем интерполирования между кривыми линиями значений шкалы l1, даст искомую величину оптимальной длины жесткой наддолотной части компоновки - l1.
    Зазор d определяют из следующих данных.
    Соотношение диаметров долота и центратора
     

    Диаметр долота, мм

    394

    295

    216

    190

    161

    Диаметр цементратора, мм

    380

    280

    206

    180

    155

  • определяют число промежуточных опор в сжатой части компоновки:
               (13.10)
    где G1 - вес жесткой наддолотной части компоновки; qубт2 - вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки; l0 - расстояние между опорно-центрирующими элементами (табл. 13.1);
  • определяют суммарную длину компоновки низа бурильной колонны по формуле (13.7).

Рис. 13.2. Номограмма для определения оптимальной длины жесткой наддолотной части компоновки ним бурильной колонны

Таблица 13.1

Диаметр УБТ, мм

Расстояние между опорами (м) при частоте вращения УБТ, мин-1

50

90

120

150

108-114

20,0

16,0

13,5

12,0

121

22,2

16,5

14,0

13,0

133

23,5

17,5

15,0

13,5

146

25,0

18,5

16,0

14,5

159

31,0

21,5

18,5

17,0

178

33,0

23,5

21,0

19,0

203

36,0

27,0

23,0

20,5

Торговый дом АУМАС