Дані про породоруйнівний інструмент приведені в табл. 2.5.

Таблиця 2.5 – Породоруйнівний інструмент

Інтервал, м | Вид технологічної операції | Типорозмір шифр (долота, бурголовки, розширювача) | Діаметр насадки долота, мм

від

(верх) | до

(низ)

0

300

750

210

3850 | 300

750

2100

3850

4600 | буріння

буріння

буріння

буріння

відбір керну

розширка

буріння

відбір керна

розширка |

ІІІ-393,7М-ЦВ

6РШ-550ТЗ

ІІІ-393,7М-ГВ

ІІІ-393,7М-ГВ

ІІІ-393,7С-ГВ

ІІІ-295,3С-ГВ

ІІІ-295,3СЗ-ГВ-2

ІІІ-295,3СЗ ГНУ

К-212,7/80 СТ

ІІІ-295,3СТ-ЦВ

ІІІ-215,9С-ГВ-1

ІІІ-215,9СЗ-ГНУ-R51

ІІІ-215,9СЗ-ГАУ-Р53

К-212,7/80 СТ

К-212,7/80 ТКЗ

ІІІ-215,9СЗ-ГВ-1

ІІІ-215,9ТЗ-цВ-1 |

14

14

14

11

11

11

10

10

10

10

2.4. Бурильна колона

При проектуванні даного підрозділу, як приклад проведемо розрахунок бурильної колони для буріння під експлуатаційну колону.

Вихідні дані:

- профіль свердловини вертикальний

- діаметр обсадної колони, під

яку здійснюється буріння 0,146 м

- спосіб буріння роторний

- типорозмір долота ІІІ 215,9 СЗ-ГВ

- навантаження на долото, кН. 190

- частота обертання долота, об/хв. 70

- густина бурового розчину, кг/м3 1560

- умови буріння ускладнені

Провівши аналіз технічних можливостей даного бурового підприємства, досвід буріння свердловин на даній площі, а також техніко-економічні показники, віддаємо перевагу бурильним трубам з приварними з’єднувальними кінцями ТБПВ та збалансованими ОБТ.

Діаметри ОБТ та бурильних труб проектуємо відповідно до встановлених практикою буріння співвідношень та досвіду буріння на даній площі.

Дд – для доліт діаметром <0,295 м

Приймаємо ОБТ діаметром 178 мм

Приймаємо бурильні труби діаметром 127 мм. Компановку низу бурильної колони проектуємо враховуючи геологічний розріз, профіль ствола свердловини, можливі ускладнення.

Таким чином, КНБК будуть складати такі елементи: над долотом встановлюємо калібратор лопатевий, спіральний КЛСН 215,9, над калібратором встановлюємо чотири трубки ОБТС1-178. Вище встановлюємо ОБТ-176.

Виходячи із умови забезпечення необхідного навантаження на долото, довжину ОБТ-146 визначаємо за формулою:

(2.7)

де К=1,2ч1,25, приймаємо К=1,25

Gg – навантаження на долото, Н;

GКНБК – вага КНБК

(2.8)

де qОБТС-178 – вага 1 п.м. ОБТС-178, Н;

lКНБК – довжина КНБК,м

GКНБК=156032,5=50700 Н

сб.р. – густина бурового розчину, кг/м3

см – густина матеріалу труб, кг/м3

Приймаємо довжину lОБТС-178=174 м

Проектуємо групу міцності матеріалу, товщину стінки і довжину бурильних труб, які складають наддолотний комплект.

Переважно наддолотний комплект становлять бурильні труби із сталі групи міцності Д, максимальною для даного розміру труб товщиною стінки.

Бурильна колона сприймає комплекс навантажень, найбільш складний напружений стан виникає при роторному способі буріння, коли колона сприймає навантаження від дії власної ваги, крутного моменту, а також напружень згину та знакозмінних динамічних навантажень,, обумовлених характером роботи долота на вибої свердловини, а також інерційністю та пружністю бурильної колони.

Для того, щоб вибрати раціональну конструкцію бурильної колони вище наддолотного комплекту необхідно провести розрахунок бурильної колони на статичну міцність та витривалість.

Для цього спочатку необхідно вирахувати діючі осьові сили та крутний момент

; (2.9)

де Мg – момент на обертання долота, Нм;

М0 – момент сили опору долота, Нм;

М0 = 1500Dд=15000,2159=323,8 Нм;

Мn – питомий момент Нм/кН.;

(2.10)

де А – коефіцієнт, який залежить від механічних властивостей гірських порід, для порід типу “С” А=3;

в – коефіцієнт, який залежить від швидкості обертання долота, при

n<420 об/хв. в =150;

n>420 об/хв. в =200;

К1 – коефіцієнт, величина якого залежить від діаметру долота, для Dд=215,9 мм К=0.28;

n – частота обертання, об/хв.;

Результуючі напруження внаслідок дії осьових сил і крутного моменту можна знайти за четвертою теорією міцності:

(2.11)

де уос – осьові напруження

(2.12)

де - сумарна вага попередніх секцій, Н;

в – коефіцієнт, який враховує виштовхуючи силу і силу тертя

(2.13)

при б<15 К2=1, при б?15 К2=1,1;

lі – довжина обраної секції, м

qі – вага 1пм труби, Н/м

ДРг – гідравлічні втрати в долоті та ОБТ, Н

(2.14)

де (2.15)

де Q – витрати бурового розчину, м3/с

l – довжина ОБТ, м

d – мінімальний внутрішній діаметр ОБТ, м;

л – коефіцієнт втрат, гідравлічних л=0,025

(2.16)

де Vн=100 м/с, для того, щоб забезпечити гідромоніторний ефект;

м=0,95 – коефіцієнт витрати насадок для гідромоніторних доліт.

ф – напруження кручення

(2.17)

де - крутний момент на обертання секції, нм

де

;

dі – зовнішній діаметр і-ї секції, м;

(2.18)

де dві – внутрішній діаметр і-ї секції, м;

а – коефіцієнт запасу міцності, а=1,45 22

Підставивши в вираз ( ) замість уос та ф їх значення, розв’язавши рівність ( ) відносно lі одержимо:

(2.19)

де ;

, (2.20)

де ут – границя текучості матеріалу труб, МПа

(2.21)

Знайдена величина lі визначає допустиму довжину і-ї секції бурильної колони, згідно розрахунку на статичну міцність.

Нижче приводимо перевірочний розрахунок на витривалість. Розрахунок на витривалість слід вести в слідую чому порядку.

Знаходимо осьові напруження, розтягу чи стиску:

(2.22)

Визначаємо момент інерції:

(2.23)

Знаходимо напруження кручення:

(2.24)

Визначаємо довжину півхвилі згину бурильної колони від одночасної дії осьових, відцентрових і крутних сил:

; (2.25)

де Z – віддаль від нейтрального перерізу до верхнього кінця секції, м

, (2.26)

де

Знаходимо напруження згину:

, (2.27)

де f – стріла прогину, м

(2.28)

Визначаємо коефіцієнт запасу міцності для нормальних напружень:

, (2.29)

де - границя витривалості бурильних труб, МПа.

Визначаємо коефіцієнт запасу міцності для дотичних напружень

, (2.30)

Визначаємо узагальнюючий коефіцієнт запасу міцності:

(2.31)

Розрахунок довжин секцій бурильної колони проводимо до тих пір, коли їх сума не буде рівною, або дещо менша глибини свердловини.

Нижче в даному підрозділі дипломного проекту приведена програма для розрахунку бурильної колони з допомогою ПЕОМ (див. додаток А).

Результати розрахунку бурильної колони зведені в табл. 2.6.

Таблиця 2.6 – Результати розрахунку бурильної колони для буріння

під експлуатаційну колону

Номер секції | Типорозмір елементів бурильної колони | Група міцності матеріалу | Вага й п.м. труби Н/м | Товщина стінки, мм | Довжина секції, м | Вага секції, Gі, Н | Крутний момент обертання секції, Нм | Інтервал детановлення секції, м | Наростаючі | Коефіцієнти запасу міцності

,

м | ,

м | ,

м | аn | aу | aф | n

1.

2.

3.

4.

5.

6. | ІІІ 215,9

КНБК

ОБТС1-178

ОБТ-146

наддолотний

комплект

ТБПВ-127

ТБПВ-127

ТБПВ-127

ТБПВ-127 |

Д

Д

Д

Д

Д

Д |

1560

976

418

322

418

418 |

49

39

12,7

9,2

12,7

12,7 |

32,5

174

250

1000

1900

1243,5 |

50700

169824

104500

322000

794200

519783 | 2864,36

67,9941

244,908

266,25

1065,015

2023,53

1324,35 |

4600-4567,5

4567,5-4393,5

4393,5-4143,5

4143,5-3143,5

3143,5-1243,5

1243,5-0 |

32,5

206,5

456,5

145,5

3356,5

4600 |

50700

220524

325024

647024

1441224

1961007 |

2932,36

3177,26

3443,52

4508,5

6532,06

7856,4 |

1,45

1,45

1,45

1,45

1,45

1,45 |

21,5

11,3

4,3

1,9

1,7

1,5 |

79,4

40,1

15,1

9,1

11,5

11,5 |

20,72

10,81

4,52

1,93

1,76

1,55

Таблиця 2.7 – Конструкція бурильної колони для