2.3. Породоруйнуючий інструмент.

Аналізуючи геологічний розріз для буріння свердловини з механічними та абразивними властивостями гірських порід вибираємо долота для буріння по інтервалах.

Ефективне руйнування гірських порід при бурінні трьохшарошковими долотами, згідно проведених досліджень, може мати місце, тоді, коли навантаження на зубки долота буде перевищувати твердість розбурюваних порід у вибійних умовах.

Керуючись методиками, а також посиланням на гірничо-геологічні умови буріння і механічні властивості порід, а також враховуючи спроектовану конструкцію свердловини підбираємо долота, які подані в таблиці 2.3.

Таблиця 2.3 – Долота для буріння проектної свердловини.

Найменування доліт | Інтервал роботи, м | Потрібна кількість, шт.

ІІІ-395,7-М-ЦГВ | 0-30 | 1

ІІІ-393,7-М-ЦГВ | 30-250 | 1

ІІІ-295,3 МС-ГВ-2 | 250-2000 | 18

ІІІ-295,3 Т-ЦВ-3 | 1

ІІІ-295,3 С-ГНУ | 11

ІІІ-215,9 С-ГН-У | 2000-2940 | 14

ІІІ-215,9 СЗ-ГАУ | 16

2.4. Бурильна колона.

Проектування бурильної колони проводимо в такій послідовності.

1. Підбираємо типи ОБТ та БТ, враховуючи глибину свердловини, спосіб буріння, перевагу надаємо ОБТ з гладкою поверхнею групи міцності Д і Е, але, як відомо за рахунок термічної обробки, що обумовлює недостатню міцність і недостатню зносостійкість різьбових з’єднань, а також за рахунок допусків на викривлення та овальність, прості обважнені труби можуть призвести до ряду небажаних ускладнень. Тому використовуємо ОБТС, що позбавлені вад, які мають ОБТ.

Серед бурильних труб, перевагу надаємо трубам з привареними замками. Особливістю БТ цього типу є наявність рівнопрохідного каналу по довжині труби, що обумовлює мінімальні гідравлічні опори при русі рідини.

2. Вибираємо діаметри ОБТС та БТ використовуючи практичний досвід ведення робіт по будівництву свердловини на даній площі.

(2.5)

(2.6)

де dОБТ, dБТ відповідно діаметр ОБТ та бурильних труб.

згідно існуючого стандарту діаметр ОБТС – 178мм

=0,178(0,750,8)=0,1340,142м

Згідно існуючого стандарту діаметр БТ – 127мм, що зумовлено досвідом ведення робіт по будівництву свердловин на Малодівицькій площі.

Враховуючи специфіку геологічного профілю (кут падіння порід – 00) і досвід буріння попередніх всердловин КНБК компонуємо з наступних елементів: КЛСН-215,9, встановлюється над долотом, ОБТС-Ш 178-12м, після ОБТС встановлюємо ще один КЛСН-215,9, стабілізатор, і далі ОБТ різнорозхмірного діаметру.

Визначимо необхідну довжину ОБТ за формулою:

(2.7)

де lОБТ – довжина ОБТ, м;

k – кофіцієнт резерву, k=1,2-1,25;

GКНБК – вага КНБК, Н;

qПР – густина промивальної рідини, кг/м3;

qМ – густина металу (сталі), кг/м3;

gОБТ – вага 1м ОБТ, Н/м;

Gдол – осьове навантаження на долото, Н;

м

Звідси приймаємо довжину ОБТС2-178-7 січок довжиною lобт=168м.

Для наддолотного комплекту беремо труби діаметром 127мм з максимальною товщиною стінки і групи міцності „Д” довжиною 250м.

Розрахунковим навантаженням на бурильну колону при роторному способі буріння є осьові розтягуючі навантаження, дотичні напруження та зминаючі навантаження в клиновому захоплювачі.

Величина розтягуючого зусилля у верхньому січенні розглядуваної секції бурильної колони визначають за формулою:

(2.8)

де К – коефіцієнт, який враховує сили опору, К=1,15

qОБТ, lОБТ – відповідно маса 1м ОБТ в повітрі і довжина.

qі – вага нижче розташованої секції, Н/м.

ДР – перепад тиску на долоті, МПа;

Fi – площа прохідного отвору, ОБТ.

(2.9)

(2.10)

де QH – продуктивність насоса, м3/с,

f – площа насадки, м2;

dH – діаметр насадки, м

n – кількість насадок

(2.11)

де dОБТвн – внутрішній діаметр ОБТ, м.

Дотичні напруженням відкривання знаходять за формулою:

(2.12)

(2.13)

(2.14)

(2.15)

(2.16)

(2.17)

де – момент необхідний для обертання долота

б – коефіцієнт, який враховує умови обертання бурильної колони.

щ – швидкість обертання долота, с-1

Dс – діаметр свердловини, м.

Умовою міцності для вертикальних свердловин згідно IV теорії міцності є умова:

(2.18)

(2.19)

де [] – допустиме напруження в тілі труби, МПа

Fi – площа поперечного січення тіла труби, м2

Wki – полярний момент опору поперечного січення труби, м3

Gті – осьове навантаження, яке відповідає матеріалу труби.

Підставивши рівняння (2.21) і (2.22) і (2.23) у (2.20) і розв’язавши останнє відносно li отримаємо:

(2.20)

(2.21)

(2.22)

(2.23)

Розрахунок бурильної колони на витривалість.

Розрахунок на втомну міцність виконується тільки для роторного способу буріння. Він є перевірочним. Розрахунок починаємо виконувати для січення перепаду колони ОБТ до комплекту бурильних труб. Це січення приймається за нульове. При розрахунку на витривалість враховуємо динамічне напруження від згину бурильної колони, яке знаходиться заформулою:

(2.24)

(2.25)

(2.26)

(2.27)

де – осьовий момент інерції січення тіла труби, м4;

Еі – модуль Юнга, для сталі Е=2,11011 Па;

уа – амплітуда змінних напружень, Па;

Li – довжина півхвиль зігнутої колони, м;

Wi – осьовий момент опору небезпечного січення труби, м3;

ум – постійне середнє напруження, Па;

Dз – діаметр замка труби, м;

fi – відстань від площини, яка розділяє стиснуту і розтягнуту частини колони до розташованого січення, м;

g – прискорення вільного падіння м2/с.

Бурильна колона знаходиться під дією як змінних напружень згину так і постійних напружень розтягу. Коефіцієнт запасу міцності приймається менше 1,5 і розраховується за формулою:

(2.28)

де у-1 – межа витривалості труби при симетричному згину за даними випробування, Па;

у – межа міцності, Па;

ур – напруження розтягу, Па.

Розрахунок довжини секції.

Наддолотний комплект довжиною 250м труб ТБПВ – 127х10 встановлюємо над ОБТ з метою підвищення втомної міцності.

Знайдемо величину розтягуючого зусилля.

Спочатку знайдемо перепад тиску в долоті:

м2

=6,84106Па

кН

Знайдемо момент для обертання долота:

Нм

Нм/н

Нм

Момент для обертання бурильної колони:

Нм

Визначимо довжину секції бурильних труб які будемо встановлювати вище наддолотного комплекту ТБПВ-127х9 D.

м

м

Приймаємо li=1584м

Наступні розрахунки проводмо на ЕОМ. Додаток Б.

Розрахунок бурильної колони на витривалість. Додаток В.

Розрахунок гідравлічних втрат.

Метою розрахунку гідравлічних втрат є визначення загальної втрати гідравлічної енергії на промивання свердловини. Виходячи з розрахованих гідравлічних втрат вибираємо насосну установку і тип гідравлічної обв’язки.

В циркуляційній системі гідравлічні втрати складаються з втрат у

- обв’язці свердловини;

- бурильних та обважнених бурильних трубах;

- у долоті;

Гідравлічні втрати в