На рисунку 2.4 показані класифікаційні області, на яких нанесені еталонні точки для вибору типів доліт. Для розбурювання породи відповідних категорій твердості і абразивності тип долота приймають за еталонною точкою, яка розташована до заданої ближче з інші.

12

Категорія абразивності

11

10

9

к,

ок

8

7

6

мз | сз | тк | тк,

ткз

5

мс | с | ст | т

4

м | с1 | мсз

3

а | б

2

1

0 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12

Категорія твердості

Рисунок 2.4 – Класифікаційні області для вибору типів доліт:

а – область можливого застосування доліт ріжучо – сколюючої дії;

б – область можливого застосування алмазних доліт

На основі вищенаведеного і рисунку 2.4, а також враховуючи конструкцію свердловини та проаналізувавши результати проходки на долото, рейсові швидкості для доліт, що використовувались на раніш пробурених свердловинах сусідніх площ, я рекомендую до використання такі долота.

Таблиця 2.5 – Рекомендовані типи доліт

Інтервал буріння, м | Типи доліт

для суцільного буріння | для розбурювання

цементних стаканів

0 – 150 | ІІІ 393,7 М – ГВ, С-ГВ | ФЗ (ФЗС) – 295

150 – 1950 | ІІІ 295,3 МС – ГВ | ФЗ (ФЗС) – 210

ІІІ 295,3 С – ГВ

ІІІ 295,3 С – ГНУ

1950 – 3000 | ІІІ 215,9 С – ГНУ | ФЗ (ФЗС) – 113

ІІІ 215,9 ТЗ – ГАУ

ІІІ 215,9 СЗ – ГАУ

2.5 Бурильна колона

Бурильна колона – це зв’язувальна ланка між буровим обладнанням, розміщеним на поверхні, і породоруйнуючим інструментом, призначена для: передачі обертання від ротора до долота підводу до вибою промивальної рідини створення осьового навантаження на долото підйому і спуску долота проведення допоміжних робіт (проробка, розширення і промивання свердловини, дослідження пластів тощо).

При проектуванні бурильної колони необхідно вибрати типи і параметри бурильних та обважених труб, компоновку низу бурильної колони (КНБК), довжину обважених бурильних труб (ОБТ) та провести розрахунок бурильної колони. Склад бурильної колони підбирають для кожного інтервалу свердловини із врахуванням досвіду буріння в даному регіоні і зручності експлуатації колони.

Вихідні дані

1. Проектна глибина свердловини, м | 3000

2. Спосіб буріння | роторний

3. Осьове навантаження на долото, кН | 200

4.Швидкість обертання стола ротора, об/хв | 6,28

5. Густина промивальної рідини, кг/м3 | 1180

6. Діаметр долота, м | 0,2159

При виборі типу ОБТ і бурильних труб враховуємо глибину, умови і спосіб буріння, наявність труб у НГРЕ і профілю свердловини, а також рекомендовані співвідношення між діаметрами доліт, ОБТ та бурильних труб [3].

dОБТ––––––––

= 0,75 – 0,85 при Дд 295,3 мм

Дд | } | (2.3)

dОБТ––––––––

= 0,65 – 0,75 при Дд 295,3 мм

Дд

dБТ–––––––

= 0,75 – 0,8

dОБТ

де: dОБТ, Дд, dБТ – відповідно діаметр ОБТ, долота та бурильних труб.

Для долота діаметром 215,9 мм рекомендований діаметр ОБТ, згідно 3, складає – 178/159, де чисельник – для нормальних, а знаменник – для ускладнених умов буріння.

Приймаємо для нормальних умов буріння dОБТ = 178 мм.

178–––––––

= 0,824 0,85

215,9

Умова витримується, отже обираємо ОБТЗ 178 80

127–––––––

= 0,71 0,75

178 | 140–––––––

= 0,79 0,8

178

Співвідношення між діаметрами бурильних та обважених труб не вдається витримати, тому приймаємо труби ТБПВ 127 і ТБВК 140.

Компоновку низу бурильної колони (напрямну ланку) проектуємо з урахуванням схильності порід до викривлення свердловини та стійкості розрізу.

Для надання свердловині циліндричної форми над долотом встановлюємо КС 215,9 СТ, а після ОБТ – КЛС 184 мм. Вважаємо, що цього достатньо для запобігання викривлення свердловини (збереження вертикальності).

Визначаємо необхідну довжину ОБТ за формулою:

спр

k GДОЛ – GКНБК ( 1 – –––––)

см

?ОБТ = ––––––––––––––––––––––––––––––,

спр

qОБТ ( 1 – –––––)

см | (2.4)

де: ?ОБТ – довжина ОБТ, м

k – коефіцієнт резерву, k = 1,2 – 1,25

GДОЛ – осьове навантаження на долото, Н

GКНБК – вага КНБК, Н, приймаємо GКНБК = 0

спр – густина промивальної рідини, кг/м3

см – густина металу (сталі), см = 7850 кг/м3

qОБТ – вага 1 метра ОБТ, Н/м. [1]

1180

1,25 200 103 – 0 ( 1 – –––––)

7850

?ОБТ = –––––––––––––––––––––––––––––– = 191,7 м

1180

1560 ( 1 – –––––)

7850

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

Приймаємо довжину ОБТ – 192 м.

Необхідно враховувати, що визначена довжина ОБТ повинна бути меншою за критичну, при перевищенні якої втрачається стійкість і можливе викривлення свердловини.

Критичну довжину ОБТ визначають за формулою:

| (2.5)

де: ?КРОБТ - критична довжина ОБТ, м

Е – модуль пружності матеріалу (сталі), модуль Юнга, Е = 2,1 1011 Н/м2

І – момент інерції при згині, м4.

І = ––––– (dЗ4 – dВ4),

64 | (2.6)

де: dЗ, dВ – відповідно зовнішній та внутрішній діаметри ОБТ, м.

3,14

І = ––––– (0,1784 – 0,084) = 4,72 10-5 м4

64

В зв’язку з тим, що розрахована довжина ОБТ перевищує критичну (?ОБТ=192м ?КРОБТ=37м), то для попередження прогинів та зменшення площі контакту ОБТ із стінками свердловини, і як наслідок, можливого викривлення ствола свердловини, встановлюємо КЛС 184 мм, згідно 4].

Для наддолотного комплекту бурильних труб переважно вибирають труби зі сталі групи міцності “Д” з найбільшою товщиною стінки. Для нашого випадку обираємо бурильні труби ТБПВ діаметром 127 мм зі сталі групи міцності “Д”, товщиною стінки 10 мм