Ь:=0.99-10~2 з таблиці 2.7

Мпит := а0/— + О.Лод2 МПІ1Т = 0.016 (2.25)

ЧЮД ) М0:=и-Вд М0 = 571.5- (2.26)

Мд := МПИТ-0Д + М0 Мд = 3.543хЮ3 (2.27)

О 7 "^ Мхообт '*= Ь-рпр'Юд ^ОБТ^обт мхообт = 233-87 (2'28)

Мкр := Мд + Мхообт Мкр = 3.776 х 103 (2 29)

де

Мпит- питомий момент на одиницю навантаження

Довжина секції визначається з формули 2,15. Але спершу знайдемо значення комплексів необхідних для спрощення розрахунків: Вихідні дані для розрахунку:

di:=0-114 5:=10-ю"3 с1г:=с1в ат:=380-106 п := 1.45 q6T-='252 dBi:=di-2-5 dBi = 0.094 (2.30)

48-dj 3 РЗП ar=————!—— ai = 1.309x!0J l-Jlj

(di2 + dBi2)

де

dj- діаметр даної колони БТ,м

dBj- внутрішній діаметр даної колони БТ,м

8 - товщина стінки БТ,м

dr - гідравлічний радіус в ОБТ,м

Визначаємо реологічні параметри та швидкість руху промивальної рідини. Вихідні дані:

о — З

Подача промивальної рідини,м /с Q := 31.3-10

Швидкість виходу промивальної рідини для забезпечення гідромоніторного

ефекту,м/с VH := 80

Коефіцієнт витрати для гідромоніторних насадок ин := 0.95

т0:=8.5.10~3.рпр-7 т0-2.86 (2.32) ЧШІ:=0.033.1<Г3.рПр-0.022 Лпл = 0-°»6 (2-33)

v06T:=~ vo6T= 8.619 (2.34) ті-dB

2 = Рпр-VH = 3 9Q7 х 106 (2 35)

Д 2-ин

Не^РпР'ТИг Не = 5.788 хЮ4 (2.36)

2 Лпл

Знаходимо критичне значення числа Рейнольдса і порівнюємо його з розрахунковим

ReKp := 2100 + 7.3-Не0-58 ReKp - 6.323 х 103 (2>37)

Pnp>vo6T'dr „ А лп, 4 (2'38) Re:=—н————— Re = 4.176x10

Лпл

Значення Re>Re кр ,це означає , що режим руху турбулентний. Знаходимо значення коефіцієнта гідравлічного опору А. :—

4 Шорсткість труб, А := 3-10

( А 10°V'25 о^ Ь .= „.1.1.46.- + —— Х = 0.031 (23^ \^ иг Ічсу

1 v 2

АР0бт:= ^ —— -Рпр'^1- ДРобт= 5.128 х 106 (2.40) аг г 2

Ог-~(лРд + ЛРобт)А2 Ог = 3.281х 104 (2.41)

bi := Go6J 1 - ^I + Gr b, = 2.601 x І05 (2.42) V PM>/

де

т|пл -пластична вязкість Па с

TO -динамічне напруження зсуву, Па

v06T -швидкість руху промивальної рідини в ОБТ,м/с

АР -гідравлічні втрати в долоті ,Па

ДР06Т -гідравлічні втрати в ОБТ, Па

Gr - гідравлічне навантаження,Н

Не - критерій Хедстрема

Г І2

стт ті / о 9\ 11 (2 43} с:= _.-.df-dBf с = 7.332 х 10И U/fJj _ n 4 х '_

s:= i_^P|q6T s = 214.762 (2.44) V РмУ

О 7 er-b-рпр-сод еі =41.559 (2'45)

Визначаєм довжину першої секції бурильних труб 1Р м

^ -(brs+-ai-erMKp)+>/c-(s2 + a1-ef) -аг(ьге! - s-MKp)" І * 9 9

s" + а |-е |" (2.46)

1; = 428.283

де

al, bl, c, el , s - комплекси для спрощення розрахунку.

Оскільки рекомендується довжину наддолотного комплекту проектувати в межах 200-300 м то приймаємо 1 = 250 м.

Аналогічно проводимо розрахунок наступних секцій до тих пір поки сумарна довжина не буде рівною глибині свердловини. Подальший розрахунок бурильної колони для буріння під

експлуатаційну,проміжну колони, і кондуктор проводим за допомогою програми на мові BASIC.Результати розрахунків подано в таблиці 2.8.Схема конструкції колони наведена на малюнку 2.3

Розрахунок бурильної колони на витривалість проведемодля перерізу над долотом. Вихідні дані для розрахунку:

Навантаження на долото Сд= 1.9х 10 Н

Діаметр ОБТ сІовт^О-^б м

Внутрішній діаметр ОБТ с!в = 0.068 м

Діаметр свердловини Од = 0.1905 м

11 2 Модуль Юнга Е = 2.1 х 10 Н/м

Діаметр різьби в основній площині для ОБТС 146 d3N1 := 0.117м

Віддаль від нейтрального перерізу до місця,

де шукається довжина півхвилі згину z := l0gT z = 264 м

Межа витривалості при симетричному циклі навантажень

для труб групи міцності Д а \ := 100-10 Па

о

Межа текучості матеріалу труб ат = 3.8 х 10 Па

Коефіцієнт кавернозності k := 1.1

Знаходимо довжину стріли прогину(формула 2.15),момент інерції (2.10) та момент

опору при згині :

I3r:=^-(d3M4-dB4) Ізг=8.149х1(Г6

^dj-V х- 4 (147)

Jl o^-j І л 32 d3M

°Д -d0BT

1 := k'———2——— f = °-024

7 , 2sT

тс g I 2 4-Ь-1зг-о)д

ln '.= ——* —* —Z + Z~ + —————————— І _ 7 АОЛ

" 0)д , 2 ^ J qo6T.g ) In - 7-624

2 тс -E-I3r-f

сзг:=—;——— а,г = 5.105 х 1C7

1 -W *п W3r

розглядуваний переріз знаходиться в стиснутому стані тому аос визначається за формулою:

71 / 2 2\ Fl:= ^-\dOBT ~dB j

Од

aoc:=J- aoc= 1.449 х'ІО7 (2'48)

WKP1 := 2'W3r WKpl = 2.786 x 10~4 (2.49)

Оскільки висота долота є незначною в порівнянні з довжиною колони діриймемо lj := О

Мкрі :-MKp-fb-pnp-cofl07.doBT2-h Мкр1 - 3.776 х 103

Мкп1 7

,кр:=^- ,кр=,.356х,0

тт:=^ тт = 2.194х 108 V3

_ TT

пт;~ Г~ пт = 16-185

ткр

GT-0 І

na := ——————=——— nc = 1.823 ат-азг + а_гаос

Узагальнений коефіцієнт запасу міцності(формула2.24):

па-пт

п:= .

2 , 2 V"a +пт

п=1.811

Умова міцності виконується п>1.5 .Подальший розрахунок на витривалість робимо за допомогою програми наведеної в додатку, результати заносимо в таблицю 2.10

Таблиця 2.8 - Підсумкова таблиця розрахунку бурильної колони

№ Довжина секції ,м |

Діаметр труби,м м |

Товщина стінки ,мм |

Група міцно-сті |

Вага ,кН |

Крутиний момент кНм

Буріння під експлуатаційну колону

1 |

250 |

114 |

10.0 |

д |

323.74 |

3.91

2 |

2250 |

114 |

9,0 |

д |

838.03 |

5.13

3 |

370 |

114 |

10.0 |

д |

931,32 |

5.33

4 |

826 |

114 |

9,0 |

Е |

1251,32 |

6.08

Буріння під проміжну колону

1 |

250 |

140 |

12,0 |

д |

119,47 |

5.02

2 |

2442 |

140 |

10,0 |

д |

1181,10 |

7,85

Буріння під кондуктор

1 |

170 |

140 |

10,0 |

д |

98,44 |

6,04

2.6 Вибійні двигуни

Вибір типорозміру вибійного двигуна пов'язаний