2. Визначаємо момент інерції та момент опору перерізу, що розраховується

Іі = ––––– (dЗі4 – dВі4),

64 | (2.20)

4 Іі

Wі = –––––––,

dі | (2.21)

3. Знаходимо напруження кручення

МКРі

фі = ––––––––,

WКРі | (2.22)

де: МКРі – крутний момент, який навантажує переріз, що розраховується, Н м.

4. Обчислюємо довжину півхвилі згину від одночасної дії осьових та відцентрових сил за формулою (2.12).

Віддаль від нейтрального перерізу до того місця в колоні, де шукають довжину півхвилі згину знаходять за формулою:

z = H – ?НП – ?і, | (2.23)

де: ?і – віддаль від розрахункового перерізу до устя, м

?НП – віддаль від нейтрального перерізу до вибою, м.

GД – GКНБК

?НП = ––––––––––––– + ?КНБК,

qОБТ | (2.24)

де: ?КНБК – довжина КНБК, м.

5. Знаходимо напруження згину в перерізі, що розраховується:

2 Е dі f

уЗГі = ––––––––––––––,

?П2 2 | (2.25)

6. Знаходимо величину коефіцієнта запасу міцності відносно нормальних напружень:

уТі у-1і

nуі = ––––––––––––––––––––,

уТі уЗГі + у-1і уОС | (2.26)

де: у-1і – межа витривалості при дії знакозмінних навантажень, Па.

7. Визначаємо коефіцієнт запасу міцності відносно дотичних напружень: |

(2.27)

8. Визначаємо узагальнений коефіцієнт запасу міцності на витривалість за формулою:

| (2.28)

Якщо nі < 1,5, то секцію необхідно вкоротити або замінити на іншу.

Рисунок 2.5 – Конструкція бурильної колони

336300

уОС = –––––––––– = 91,63 106 Н/м2

3,67 10-3

3,14

І = ––––– (0,1274 – 0,1074) = 6,33 10-6 м4

64

4 6,33 10-6

W = ––––––––––––– = 1,99 10-4 м2

0,127

7117

ф = –––––––––––– = 35,76 106 Н/м2

1,99 10-4

200 103 – 12480

?НП = –––––––––––––––––– + 12 = 132 м

1560

z = 3000 – 132 – 2540 = 328 м

;

;

3,142 2,1 1011 0,127 0,0408

уЗГ = ––––––––––––––––––––––––––––––– = 42,26 106 Н/м2

2 112

380 106 100 106

nу = ––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––– = 2,36

380 106 42,26 106 + 100 106 91,63 106

За результатами розрахунків (таблиця 2.6) будуємо схему конструкції бурильної колони.

Таблиця 2.6 – Конструкція бурильної колони при бурінні під експлуатаційну колону

№ секції | Типорозмір елементів бурильної колони | Група міцності сталі | Товщина стінки, мм | Вага 1 м труби, Н/м | Довжина секції, м | Вага секції, Gі, Н | Крутний момент на

обертання секції, Мі, НЧм | Інтервал установки секції, м | Наростаючі | Коефіцієнт запасу міцності

У?і, м | УGі, Н | УМі, НЧм | nу | nф | n

Долото

ІІІ215,9 СЗ – ГАУ––––– | 6700 | 3000–– | 6700–––

1 | ОБТЗ – 178 (КНБК) | 40ХН2МА | 49 | 1560 | 8 | 12480 | 10 | 3000 – 2242 | 8 | 12480 | 6710 | 10,32 | 35,7 | 10,48

2 | ОБТЗ – 178 | 40ХН2МА | 49 | 1560 | 152 | 237120 | 203 | 2992 – 2840 | 160 | 249600 | 6913 | 6,94 | 34,12 | 6,80

3 | ТБПВ – 127 | Д | 10 | 289 | 300 | 86700 | 204 | 2840 – 2540 | 460 | 336300 | 7117 | 2,36 | 6,14 | 2,19

4 | ТБПК – 127 | Д | 9,19 | 262 | 1000 | 262000 | 682 | 2540 – 1540 | 1460 | 598300 | 7799 | 6,77 | 5,12 | 5,22

5 | ТБПК – 140 | Е | 10 | 368 | 1540 | 566720 | 1276 | 1540 – 0 | 3000 | 1165020 | 9075 | 1,52 | 5,32 | 5,71

Таблиця 2.7 – Конструкція бурильних колон

№ секції | Типорозмір елементів бурильної колони | Група міцності сталі | Товщина стінки, мм | Вага секції, Gі, Н | Довжина секції, м | Наростаючі

У?і, м | УGі, Н

Під 324 мм кондуктор

1 | ОБТС – 229 | 40ХН2МА | 69,5 | 65616 | 24 | 24 | 65616

2 | ОБТ – 203 | 40ХН2МА | 51,5 | 69480 | 36 | 60 | 135096

3 | ТБВК – 140 | Д | 11 | 31500 | 90 | 150 | 166596

Під 245 мм проміжну колону

1 | ОБТС – 229 | 40ХН2МА | 69,5 | 65616 | 24 | 24 | 65616

2 | ОБТ – 203 | 40ХН2МА | 51,5 | 250900 | 130 | 154 | 316516

3 | ТБВК – 140 | Д | 11 | 105000 | 300 | 454 | 42156

4 | ТБВК – 140 | Д | 10 | 368000 | 1000 | 1454 | 789516

5 | ТБВК – 140 | Е | 10 | 182528 | 496 | 1950 | 972044

2.6 Вибійні двигуни

В зв’язку з тим, що по всьому інтервалу проводки свердловини ми проектуємо роторний спосіб буріння, то вибійні двигуни застосовувати не доцільно.

2.7 Режим буріння

Режим буріння у класичному розумінні – це сукупність параметрів (факторів), які забезпечують процес руйнування гірських порід у вибійних умовах, але які можна регулювати під час одного рейсу.

Після прийняття рішення про спосіб буріння, типи доліт, необхідно визначити навантаження на долото, швидкість його обертання та витрату промивальної рідини. Параметри режиму буріння вибираються в такому співвідношенні, яке б забезпечило досягнення найменшої собівартості одного метра проходки.

Вихідні дані

Глибина свердловини, м | Lс = 3000

Діаметр свердловини, м | Dс = 0,2159

Густина промивальної рідини, кг/м3 | спр = 1180

Коефіцієнт кавернозності | К = 1,15

Пластична в’язкість, Па с |