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}

Выбор комплекта УБТ

Правильный выбор комплекта УБТ для конкретных геологотехнических условий бурения позволяет улучшить показатели работы породоразрушающего инструмента, снизить интенсивность искривления скважины и аварийность работ, связанных с повреждением бурильной колонны.

При проектировании технологии бурения геологоразведочных скважин твердосплавными коронками большого диаметра (93-152 мм), требующими создания большой осевой нагрузки (более 15 кН) и при бескерновом бурении, а также в геологических условиях, способствующих искривлению ствола скважины, между колонковым снарядом и бурильными трубами необходимо предусмотреть УБТ.

Ориентировочно длина УБТ (в м) определяется (с обязательным учетом фактора плавучести) из выражения

             (9.3)

где 1,25 - коэффициент запаса, учитывающий необходимость превышения на 25% веса УБТ от заданной нагрузки на коронку; mу - масса 1 м УБТ; ρ - плотность циркулирующего агента, кг/м3; ρм - плотность материала труб, кг/м1; θ - зенитный угол, градус.

Длина УБТ, определенная по формуле (9.3) уточняется в соответствии со стандартной длиной. При выборе наружного диаметра УБТ необходимо учитывать следующее. При бурении в интервалах неустойчивых горных пород диаметр УБТ выбирается на размер меньше диаметра колонковой трубы, с тем, чтобы обеспечить возможность обуривания труб при возникновении аварии. В остальных случаях можно применять УБТ одного диаметра с колонковым снарядом.

Диаметр нижней (первой) секции УБТ при глубоком бурении на нефть, газ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. В нормальных условиях бурения рекомендуется принимать следующие соотношения между диаметрами УБТ и долот (dy/D):

диаметр долота, мм

≤295,3

≥295,3

соотношение dy/D

0,80-0,85

0,70-0,80

Для осложненных условий это соотношение уменьшается. Сочетания рекомендуемых диаметров нижней секции УБТ и долот приведены в табл.9.5.

Для осложненных условий бурения долотами D>250,8 мм допуска ется выбирать 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. dубт≤dз.дв.

Таблица 9.5. Диаметры нижней секции УБТ и долот, мм

Долото

УБТ (нижняя
секция)

Долото

УБТ (нижняя
секция)

139,7-146,0

114; 120/108

269,9

219;229/178;203

149,2-158,7

120; 133/108; 114

295,3-311,1

229;245/203 219

161,0-171,4

133; 146/120; 133

320,0

245/229

187,3-200,0

165/146

349,2

254/229

212,7-228,6

178/165

≥374,6

273/254

244,5-250,8

203/178

-

 

Примечание. В числитиле — диаметр УБТ для нормальных условий, в знаменателе — для осложнённых.

Для обеспечения условия EJу≥EYo.к (где EJу - жесткость наддолотного участка УБТ, EYo.к  - жесткость обсадной колонны, под которую ведется бурение в табл.9.6 приводятся сочетания диаметров обсадных труб и минимально допускаемых диаметров УБТ.

Таблица 9.6 Диаметры обсадных труб и минимально допускаемые диаметры УБТ, мм

Обсадная
труба

УБТ

Обсадная
труба

УБТ, мм

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

Соотношение диаметров бурильных труб dб.т, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ dубт должно быть следующим: dб.т/dубт≥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.

Обычно число секций многоразмерной конструкции УБТ nc≤3.

Общая длина УБТ для одно-, двух- и трехразмерных конструкций в зависимости от рд и ρб.р определяется из уравнения.

            (9.4)

где Рд - в кН; Gт - вес турбобура, кН; q1,q2, q3 - вес 1 м соответственно первой, второй и третьей секции УБТ, кН/м; k1 = 1-ρб.рм - коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора, значения которого приведены в табл.9.7; в - угол отклонения УБТ от вертикали;

λ1 = l1/l;            (9.5)

l1 - длина нижней части (первой) секции, создающей основную часть нагрузки.

Для определения l1 следует вначале задаться отношением λ1:

при нормальных условиях бурения.

l1=(0,7÷0,8)l              (9.6)

при осложненных условиях

l1=(0,4÷0.6)l                (9.7)

Если nc=3, то l11l; l2=l3=(l-l1)/2; если nc=2, то  l11l; l2=l-l1
q3=0; если nc=1, то λ1=l; q2=q3=0.

Для одноразмерной колонны длина УБТ определяется из выражения:

                         (9.8)

где k=1,15÷1,25.

Критические нагрузки (в кН) определяются по следующим формулам:

для одноразмерной колонны УБТ            (9.9)

для двухразмерной колонны УБТ         (9.10)

для трехразмерной колонны УБТ              (9.11)

Таблица 9.7. Коффициенты потери веса колонны УБТ в буровом растворе

ρб.р

k1

k2

k3

ρб.р

k1

k2

k3

1000

0,873

0,914

0,956

1600

0,796

0,869

0,927

1100

0,860

0,904

0,951

1700

0,783

0,850

0,922

1200

0,847

0,885

0,946

1800

0,771

0,841

0,917

1300

0,834

0,886

0,941

1900

0,758

0,832

0,912

140

0,822

0,878

0,937

2000

0,745

0,823

0,907

1500

0,809

0,868

0,932

2100

0,732

0,812

0,901

Примечание: Коффициенты потери веса определяют по формулам: k1=1-ρб.рм; k2=k23; k3=3√k1

В приведенных формулах Еl,(Еl)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; р0 - перепад давления. Па; S0 - площадь сечения выходного отверстия; Fкр, Gкр - критическая нагрузка в безразмерных единицах соответственно для двух- и трехразмерных колонн УБТ; k1, k2, k3 - коэффициенты, учитывающие влияние потери веса колонны УБТ в буровом растворе.

В формуле (9.8) q1 = m1g10-3 (9.12),  где m1 - масса 1 м нижней секции УБТ, кг/м.

Если бурение предусмотрено вести роторным способом при небольшом перепаде давления без гидромониторного эффекта, то величину р0S0, допускается не учитывать.

Значения Fкp (для колонн УБТ 146x178 и 178x203) и Gкp (для колонн УБТ 146x178x203 и 178x203x229) определяются из рис.9.1 [на оси ординат указаны критические нагрузки в безразмерных величинах ] и рис.9.2 в зависимости от величин L1, λ1, и λ3, вычисляемых соответственно по формулам.

λ1=l1/lубт                  (9.13)
λ3=l3/l                (9.14)

где l1, l3  - длина нижней и третьей секции УБТ, м

Рис. 9.1. Зависимость критической нагрузки от длины секции УБТ: а - 146x178 мм; б - 178х203 мм

Рис. 9.2. Зависимость величины k от отношения длин секций УБТ: а - 146x178x203 мм; б - 178x203x229 мм

По заданным значениям λ1=l1/lу и λ3=l3/lу определяют k, а следовательно, Ркр=kq1lубт (см.рис.9.2).

Для одноразмерной колонны Ркр может быть также вычислена по формуле (9.10). При этом величину Fкр получают из рис 9.1 для λ1-1, если диаметр УБТ равен диаметру нижней секции двухразмерной конструкции УБТ, и для λ1=0 для труб верхней секции (меньшего диаметра).

Если dубт, нижней секции меньше 203 мм, то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины при Рдкр рекомендуется устанавливать на секциях УБТ промежуточные опоры профильного сечения (квадратные, спиральные и др.).

Число опор на длине УБТ определяется по формуле

nп.о=(li-l0)/a-1          (9.15)

Где l1 - длина i-й секции УБТ, м; l0 - длина компоновки для борьбы ринлением ( для i>1 величина l0 не учитывается).

Условия прочности соединений УБТ:

Mиз2EIƒ/2l2п;       (9.16)

Ммз=ЕIiθ/57,3            (9.17)

где Миз - изгибающий момент, кН·м; ƒ - стрела прогиба, м

ƒ = (l,05D-dу)/2;              (9.18)

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

(9.19)

ω=2πn - угловая скорость вращения бурильной колонны, с-1; n - в с-1; q - вес 1 м труб, кН/м.

Допускаемый изгибающий момент, кН·м.

[Mиз]=Мпр/k3               (9.20)

где Мпр - предельный переменный изгибающий момент, кН·м; k3 =l,4 - коэффициент запаса прочности.

Торговый дом АУМАС