Рекомендуемые соотношения диаметров долот и спускаемых обсадных колонн

Таблица № 1

Диаметр, мм	Диаметр, мм
обсадная колонна	долото	Обсадная колонна	Долото
114, 3	139, 7; 155, 6	244, 5*	295, 3; 311, 1
	155, 6; 158, 7; 161; 165, 1	273, 1	349, 2; 393, 7
139, 7	171, 4; 190, 5	298, 5	349, 2; 393, 7
139, 7*	155, 6; 158, 7; 161; 165, 1	323, 9	393, 7; 444, 5
146, 1	195, 5; 200; 215, 9	339, 7	393, 7; 444, 5
168, 3	215, 9		393, 7; 444, 5
168, 3*	195, 5; 200; 215, 9
177, 8	215, 9; 222, 3	406, 4
193, 7	244, 5; 250, 8	425, 5	490+расширитель 558, 8
219, 1	269, 9; 279, 4		490+расширитель 700
219, 1*	244, 5		490+расширитель 850
244, 5	295, 3; 311, 1

 

* - Безмуфтовые трубы

 

Рекомендуемые соотношения диаметров долот и УБТ

 

Таблица № 2

Диаметр, мм	Диаметр, мм
долота	УБТ*	Долота	УБТ*
120, 6	108 (89)	244, 5-250, 8	203 (178)
139, 7-152, 4	114 (108)	269, 9-279, 4	229 (203)
155, 6-158, 7	121-133 (114-121)	295, 3	245 (219)
161-171, 4	133-146 (121-133)		245 (229)
190, 5-200	159 (146)	349, 2	254 (229)
212, 7-222, 3	178 (159)	393, 7 и выше	299 (254; 273)

 

В скобках приведено значение диаметра УБТ для осложненных условий бурения,

без скобок - для нормальных условий бурения

 

Рекомендуемый зазор между стенками скважины

И муфтой обсадной колонны

 

Табл. № 3

Наружный диаметр обсадной колонны, мм	Допустимый зазор, мм
114, 3; 127	10 - 15
139, 7; 146, 1	15 - 20
168, 3; 177, 8; 193, 7	20 - 25
219, 1; 244, 5	25 - 30
273, 1; 298, 5	30 - 35
323, 9; 339, 7; 351	35 - 45
377; 406, 4; 425, 5	45 - 50
508; 762	50 - 55

 

Диаметр скважины определяется по формуле:

 

Дскв = Дм + D

 

где: Дскв - определяемый диаметр скважины, мм

Дм - диаметр муфты обсадной колонны, мм

D - зазормежду стенками скважины и муфтой обсадной колонны

 

 

Рекомендуемые соотношения диаметров УБТ и обсадной колонны,

Под которую ведется бурение

 

Табл. № 4

Диаметр, мм	Диаметр, мм
обсадной трубы	УБТ	обсадной трубы	УБТ
114, 3		244, 5
		273, 1
139, 7-146, 1	133, 146	298, 5
168, 3		323, 9-339, 7
177, 8-193, 7
219, 1		377 и выше

 

 

Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных труб и УБТ

 

Табл. № 5

Диаметр, мм	Диаметр, мм
бурильной трубы	УБТ	бурильной трубы	УБТ
			146, 178
	108, 120		178, 189
	120, 133		189, 203
			219, 229

 

Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно составлять не менее 0, 75. Если для рассматриваемого варианта оно меньше, чем 0, 75, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом диаметр наддолотного участка УБТ

(1-я секция УБТ) должен соответствовать табл. № 2

 

Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных труб

И обсадных колонн

 

Табл. № 6

Диаметр, мм	Диаметр, мм
обсадной трубы	бурильной трубы	обсадной трубы	бурильной трубы
114, 3		244, 5	114, 127, 140, 147
		273, 1	127, 140, 147
139, 7	60, 73	298, 5	140, 147, 168, 170
146, 1	60, 73	323, 9	140, 147, 168, 170
168, 3	60, 73, 89	339, 7	140, 147, 168, 170
177, 8	73, 89, 102		140, 147, 168, 170
193, 7	89, 102, 114	406, 4	140, 147,
219, 1	114, 127	и более	168, 170

 

 

Рекомендуемые соотношения диаметров долот

И забойных двигателей

 

Табл. № 7

Диаметр, мм	Диаметр, мм
Долота	забойного двигателя	долота	забойного двигателя
76-98, 4		120, 6-139, 7
76-98, 4		139, 7-158, 7
76-98, 4		139, 7-158, 7	124-120
101, 6-114, 3		139, 7-165, 1
101, 6-114, 3		171, 4-190, 5
101, 6-114, 3		171, 4-190, 5
120, 6-139, 7	104, 5	190, 5-200
120, 6-139, 7		200-215, 9
120, 6-139, 7		212, 7-222, 3
120, 6-139, 7		269, 9 и выше	210-240

 

КНБК для бурения вертикальных скважин

И вертикальных участков наклонно-направленных скважин

 

В зависимости от конкретных технико-технологических и геологических условий бурения используются следующие основные способы предупреждения искривления ствола скважины и соответствующие им технические средства:

1. Способ использование веса направляющего участка КНБК. Этот способ основан на принципе нижнего размещения центра тяжести (маятниковые КНБК). Наиболее простыми являются компоновки, состоящие из УБТ разных диаметров, не включающие центрирующие элементы. Если такие компоновки не обеспечивают вертикальность ствола скважины (минимальное искривление), то используют компоновки, включающие один или два центрирующих элемента. Применение упрощенных компоновок без центраторов может дать хорошие результаты при бурении в благоприятных геологических условиях. В осложненных условиях более рациональны компоновки, включающие один или два центратора. При бурении скважин диаметром более 295.3 мм в сложных геологических условиях для достижения максимальной вертикальности применяют агрегаты реактивно-турбинного бурения (РТБ), а для скважин диаметром менее 393.7 мм для достижения максимальной вертикальности хорошие результаты дает совмещение турбинного бурения с одновременным вращением ротором.

 

2. Способ предупреждения искривления скважины, заключающийся в миниминизации или устранении поперечной составляющей силы, возникающей на долоте при деформации компоновки, и совмещении оси долота с осью скважины путем установки опорно-центрирующих элементов (жесткие КНБК). Жесткие КНБК могут включать один, а в сложных геологических условиях - два центратора, расположенных на оптимальном расстоянии от долота и друг от друга.

 

3. Способ предупреждения искривления скважины, заключающийся в частичной или полной стабилизации направляющего участка КНБК, который основан на применении стабилизаторов или стабилизирующих устройств. К ним относятся стабилизатор трехопорный роторный (СТР), стабилизатор крестообразный роторный со сплошным центрированием (СКР), наддолотные стабилизирующие устройства (НСУ). СТР можно рекомендовать для бурения мягких устойчивых пород в осложненных геологических условиях. СКР можно рекомендовать для бурения мягких неустойчивых пород. В сложных геолого-технических условиях можно использовать КНБК, включающие утяжеленные бурильные трубы квадратного сечения (КУБТ).

4. Способ предупреждения искривления скважины, заключающийся в перераспределении осевой нагрузки между долотом и установленным над направляющим участком КНБК расширителем, а также в уменьшении воздействия изгибающего момента на направляющий участок со стороны расположенной выше части бурильной колонны.

Способ используется при бурении скважин в устойчивых горных породах с одновременным расширением ствола скважины до диаметров 295.3, 393.7, 490.5 мм, а базируется на применении ступенчатых КНБК, включающих многошарошечные расширители. Компоновки для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин представлены на рис. №№ 1-9, размеры КНБК в табл.№ 8-13

 

 

Основные данные по РТБ

Табл.№ 8

Обозначение агрегата	Dскв номи-нальный, мм	Диаметр, мм/число долот	Диаметр, мм/число турбо-буров	Расход жидкости на агрегат, л/с	Наиболь-ший поперечный размер, мм	Диаметр грузов утяжели-теля, мм
IРТБ 394	393, 7	190, 5/2	172/2	50-56
IРТБ 490		215, 9/2	195/2	60-70
IРТБ 590		269/2	195/2	60-70
IРТБ 640		295, 3/2	195/2	60-70
IIРТБ 760		349/2	240/2
IIРТБ 920		444, 5/2	240/2

Размеры КНБК, включающих НСУ конструкции ВНИИБТ

Табл. № 9

Типоразмер НСУ	Диаметр, мм	Длина корпуса КНБК с центратором, м
	долота	корпуса НСУ (наружный)
НСУ-127	138.1-151
НСУ-140	157.1-171.4
НСУ-168	185.7-190.5
НСУ-172	190.5-200
НСУ-194	211.1-222.3
НСУ-203	227-244.5
НСУ-219	243-250.8
НСУ-229	250.8-269.9
НСУ-245	267.5-269.9
НСУ-273	317.6-349.2
НСУ-299	346-381
НСУ-350	391.3-445

Выбор безопасной величины нагрузки и места установки центратора в маятниковой компоновке при бурении вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин

Табл. № 10

Влияние пород на искривление	Способ бурения	Диаметр долота, мм	Диаметр УБТ, мм	Нагрузка, кН	Расстояние от полноразмерного центратора до долота, м
Угол падения пластов 7 градусов
Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное	ротор ротор ротор ротор ротор ротор турбобур Æ 195 турбобур Æ 195 турбобур Æ 195 ротор ротор ротор турбобур Æ 240 турбобур Æ 240 турбобур Æ 240	190.5 190.5 190.5 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3		102.0 45.0 18.5	16.0-17.5 17.5-19.5 18.0-20.0 20.5-22.5 22.0-24.0 23.0-26.0 18.5-20.5 20.5-22.5 21.0-23.0 23.0-26.0 27.0-30.0 29.0-32.0 26.0-29.0 27.0-30.0 28.0-32.0
Угол падения пластов 15 градусов
Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное	ротор ротор ротор ротор ротор ротор турбобур Æ 195 турбобур Æ 195 турбобур Æ 195 ротор ротор ротор турбобур Æ 240 турбобур Æ 240 турбобур Æ 240	190.5 190.5 190.5 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3		36.0 14.0 5.4 70.5 28.0 10.7 80.0 31.0 12.3 С навеса	17.5-19.5 18.0-20.0 18.5-20.5 21.5-24.0 22.0-25.0 23.0-26.0 20.5-23.0 21.5-24.0 21.5-24.0 27.0-30.5 29.0-32.5 - 28.0-31.0 29.0-32.0 29.0-33.0
Угол падения пластов 45 градусов
Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное	ротор ротор ротор ротор ротор ротор турбобур Æ 195 турбобур Æ 195 турбобур Æ 195 ротор ротор ротор турбобур Æ 240 турбобур Æ 240 турбобур Æ 240	190.5 190.5 190.5 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3		15.4 6.0 2.9 30.0 11.5 4.8 33.5 12.7 5.4 - -	18.0-20.0 18.5-20.5 18.5-20.5 22.0-25.0 22.0-26.0 23.0-26.0 21.5-24.0 21.5-24.0 21.5-24.0 29.0-33.0 - - 28.0-32.0 29.0-33.0 30.0-33.0

Оптимальные расчетные размеры жестких КНБК с двумя центраторами для роторного способа бурения (для вертикальных скважин)

Обозначения: Dд - диаметр долота, мм; Dубт - диаметр УБТ, мм; Dп - диаметр первого от долота центратора, мм; Dв - диаметр второго центратора, мм; Pд - осевая нагрузка на долото, кН; Lопт - оптимальная длина направляющего участка компоновки, м; L1-расстояние от верхнего торца первого центратора до верхнего торца второго центратора, м; D1 - допустимый износ первого центратора по диаметру, мм;

D2 - допустимое отклонение диаметра второго центратора от расчетного значения

(" -" - уменьшение, " +" - увеличение), мм

 

 

Табл. № 11

Dд, мм	Dубт, мм	Dп, мм	Dв, мм	Lопт, м	L1, м	Pд, кН	D1, мм	D2, мм
190.5		190.5	190.5	4.0	16.0	100-150	-2	-4
190.5		190.5	186.0	4.0	14.0	100-150	-2	+4
190.5		190.5	183.0	4.0	12.0	100-150	-2	+4
215.9		215.9	215.9	3.8	14.0	150-200	-2	-4
215.9		215.9	211.0	4.4	16.0	150-200	-2	+4
244.5		244.5	239.0	5.2	18.0	200-250	-3	+4
244.5		244.5	240.0	5.5	18.0	200-250	-3	+4
244.5		244.5	234.5	5.5	16.0	200-250	-3	+4
269.9		269.9	262.0	5.5	19.0	250-300	-2	+4
269.9		269.9	259.0	5.1	8.0	250-300	-2	+2
269.9		269.9	264.0	5.1	20.0	250-300	-2	+3
295.3		295.3	263.0	4.4	12.0	300-350	-2	+3
295.3		295.3	295.0	4.8	21.0	300-350	-3	+4
295.3		295.3	295.3	5.0	20.0	300-350	-3	-5
295.3		295.3	288.0	5.0	18.0	300-350	-3	+4
295.3		295.3	295.3	5.3	20.0	300-350	-3	-5
295.3		295.3	288.0	5.3	17.0	300-350	-3	-4
295.3		295.3	293.0	5.0	18.0	300-350	-2	-5
295.3		295.3	287.0	5.0	12.0	300-350	-2	-4
311.1		311.1	286.0	5.1	11.0	300-350	-3	-5
311.1		311.1	293.0	5.1	21.0	300-350	-2	+3
311.1		311.1	299.0	5.4	9.0	300-350	-2	+3
311.1		311.1	290.0	5.4	15.0	300-350	-2	-4
311.1		311.1	301.0	5.6	9.0	300-350	-2	-2
311.1		311.1	297.0	5.6	15.0	300-350	-2	+3
320.0		320.0	288.0	4.6	13.0	350-400	-3	-5
320.0		320.0	295.0	4.6	21.0	350-400	-2	+3
320.0		320.0	302.0	4.9	11.0	350-400	-2	+2
320.0		320.0	316.0	4.9	23.0	350-400	-2	+3
320.0		320.0	310.0	5.1	9.0	350-400	-2	+3
349.2		349.2	323.0	4.9	13.0	350-400	-3	+3
349.2		349.2	332.0	4.9	25.0	350-400	-3	+4
349.2		349.2	333.0	5.1	11.0	350-400	-3	+3
349.2		349.2	349.2	5.1	25.0	350-400	-3	-4

Оптимальные расчетные размеры жестких КНБК с двумя центраторами для турбинного способа бурения (для вертикальных скважин)

Табл. №12

Dд, мм	D1, мм	D2, мм	Тип турбобура	Pд, кН	D1, мм	D2, мм
215.9	214.0	214.0	3ТСШ-195, 3ТСШ-195ТЛ 3ТСША-195ТЛ, А7ГТШ	100-150	-2	-4
244.4		235.0	3ТСШ-195, 3ТСШ-195ТЛ 3ТСША-195ТЛ, А7ГТШ	150-200	-3	-4
269.9	267.0	263.0	3ТСШ-240, А9-ГТШ	200-250	-3 -3	-5 -4
295.3	295.0	284.0	3ТСШ-240, А9-ГТШ	200-250	-3	-6

 

Примечание: Первый (от долота) центратор устанавливается между шпинделем и первой секцией турбобура, а второй - между второй и третьей секциями турбобура

 

 

⇐ Предыдущая1234Следующая ⇒

Поделиться: