Вибираємо компоновку низу бурильної колони та довжину ОБТ.*

Проводим розрахунок бурильної колони.

Підбір типу та діаметрів бурильних труб і ОБТ проводимо з врахуванням діаметра долота , способу буріння та геологічних умов спорудження свердловини та наявного асортименту труб .

Важливим критерієм при виборі бурильних труб та ОБТ є також досвід буріння в даному районі та зручність експлуатації колони , а також рекомендовані співвідношення між діаметрами доліт , ОБТ , та бурильних труб (Таблиця 2.5). Таблиця 2.5 - Рекомендовані співвідношення між діаметрами ОБТ і БТ

Діаметр долота , мм |

Зовнішній діаметр , мм

ОБТ |

БТ

112. ..132 |

95 |

73

132. ..190,5 |

106 |

89. ..114

190,5... 2 15,9 |

146. ..178 |

114. ..127

215. ..244,5 |

178 |

127. ..140

244,5... 269,9 |

203. ..229 |

140. ..168

295,3 |

254. ..273 |

140. ..168

>349,2 |

273. ..299 |

140. ..168

Вибираємо збалансовані ОБТ типу ОБТС .Труби цього типу мають менші допуски на різностінність і кривизну ніж труби типу ОБТ , що покращує умови роботи долота на вибої ,а також вони мають проточку під елеватор,ОБТС виготовляються зі сталі 40ХН2МАта 36ХНЗМФА , що підвищує їх зносостійкість .На кінцях труб нарізається зовнішня і внутрішня спеціальні різьби з канавками ,що підвищують міцність різьбового з'єднання .

Бурильні труби вибираємо типу ТБПВ .Це бурильні труби з привареними замками .Особливістю труб даного типу є наявність рівнопрохідного каналу по довжині труби , що зменшує гідравлічний опір руху рідини в колоні , а також дозволяє проводити спуск - підйом геофізичних приладів всередині колони.

Крім цього, вибираємо такі діаметри бурильних та обважнених труб, щоб втримувались такі співвідношення:

^§L = o,75 - 0,85 при Од < 295,3 мм (2.5)

Од

^- = 0 65 - 0,75 при Dn > 295,3 MM (2.6)

D

ид

-^- = 0,75-0,8 * (2.7)

"ОБТ

де

doBT, П>д, СІБТ-- відповідно діаметр ОБТ, долота та бурильних труб.

Якщо не вдається витримати вказані співвідношення між діаметрами бурильних та обважнених труб, то секцію ОБТ роблять ступінчастою.

Компоновку низу бурильної колони (напрямну ланку) проектуємо з врахуванням схильності порід до викривлення свердловини та стійкості розрізу. Переважно це один, два або три наддолотні калібратори, одна або дві ОБТ (збалансовані, квадратні чи спіральні) максимально можливого діаметру, стабціізатор і далі ОБТ розрахованого діаметру.

Визначаємо необхідну довжину ОБТ за формулою:

( \ k г; -Сг . І - ^7/<

К ' (7ДОЛ ^-ТКИБК '

/оет=——————,——Ц-^; (2.8)

^*1-^

Ч PA/ J

де

ІОБТ- довжина ОБТ, м;

k - коефіцієнт резерву, k = 1,2-1,25

Одол - осьове навантаження на долото, Н;

СкнБк-вагаКНБК,Н;

РПР - густина промивальної рідини, кг/м ;

рм- густина металу (сталі), кг/м ;

ЯОБТ- вага 1 м ОБТ, Н/м.

Отриману довжину ОБТ заокруглюємо в більшу сторону до величини, яка кратна довжині свічки.

Необхідно врахувати, що визначена довжина ОБТ повинна бути меншою за критичну, при перевищенні якої втрачається стійкість і можливе викривлення свердловини. Критичну довжину ОБТ визначаємо за формулою:

1№ =194-3 -^- (2.9)

1ОБТ Ь^^ \| ' V Ч ОБТ

де

1^- критична довжина ОБТ, м;

Е- модуль пружності матеріалу (сталі), Н/м2;

І - момент інерції при згині, м4.

l = ^-.(dl-dl), . (2.10) о4

де (Із, сів - відповідно зовнішній та внутрішній діаметри ОБТ, м.

Якщо розрахована довжина ОБТ перевищує критичну (1ОБТ >1^БТ) то для

попередження можливого викривлення ствола свердловин необхідно передбачити встановлення в колоні ОБТ центруючих пристроїв. Місце встановлення центраторів та відстань між ними визначають згідно рекомендацій.

Проектуємо діаметр, довжину і товщину стінки наддолотного комплекту бурильних труб. Для цього вибираємо труби зі сталі групи міцності "Д" з найбільшою товщиною стінки і довжиною 250-3'00 м .

Розрахунок бурильної колони на статичну міцність

Найскладніший напружений стан виникає при роторному способі буріння, коли колона сприймає навантаження від дії власної ваги, крутого моменту, а також напружень згину та знакозмінних динамічних та інших навантажень. Практично можливо виконати лише наближений розрахунок бурильної колони на міцність, при якому враховуються тільки основні види навантажень, а другорядні навантаження оцінюються коефіцієнтами запасу міцності. Значення коефіцієнтів запасу міцності приведені в таблиці 2.6.

Таблиця 2.6. - Коефіцієнти запасу міцності.

Свердловина |

Буріння вибійними двигунами |

Роторне буріння

Буріння на суші та на морі зі стаціонарних основ

Вертикальне |

1,30/1,35 |

1,40/1,45

Похилоскероване |

1,35/1,40 |

1,45/1,50

Буріння на морі з плавучих засобів

Вертикальне |

1,35/1,40 |

1,45/1,50

Похилоскероване |

1,40/1,45 |

1,50/1,55

Примітка: в чисельнику нормальні, а в знаменнику ускладнені умови буріння.

Умова статичної міцності бурильної колони при роторному способі буріння згідно четвертої теорії в загальному випадку має такий вигляд:

Се=Л/(^ос+°зг)2+Зт2кр <^, (2.11)

де

ае - еквівалентне напруження, Па;

GOC- осьові напруження (розтягу або стиску), Па;

Сзг - напруження згину, Па;

ТКР - напруження кручення, Па;

OT- межа текучості матеріалу труби, Па;

п - коефіцієнт запасу міцності

( \ ( \

Q-,- І-—+',-*,- i-^kQ. v = ——v—Рм_1_____V—Ри_1——^ (212)

pt

де OH - сумарна вага всіх секцій колони, розташованих нижче проектованої, Н; lj, qi, Fj - відповідно довжина, вага одного метра та площа поперечного перерізу тіла труби секції, що розраховується м, Н/м, Н/м2; GT - навантаження, яке створюється внаслідок перепаду тиску, Н;

Сг = (Арл+4р„г)-| -dl, (2.13)

де Дрд, Аровт - відповідно перепад тиску в долоті і турбобурі, Н/м2; сів - найменши внутрішній діаметр, м ;

я2 -Е-І * f ^ л л\ а* =—-———^-, (2.14)

зг ]--W

Іп ГҐ ЗГ

де f - стрілка прогину, м;

1„ - довжина півхвилі згину, м;

W3r - момент опору при згині, м3;

П -fi /= с " , . (2.15)*

^ /

де DC - діаметр свердловини, м; (Ізм - зовнішній діаметр замка, м;*

тг І су ,——