25333 (586594), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

2.5.1 Расчёт утяжеленных бурильных труб (УБТ)

Диаметр УБТ выбирается из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Для нормальных условий при бурении долотом 215,9 мм принимается УБТ диаметром 178 мм. Диаметр бурильных труб принимаем Д_бт = 127 мм.

т.к. 0,71 < 0,75 0,85, то

необходимо в компоновку включить одну свечу УБТ 159 мм для недопущения большой концентрации напряжений в этом переходном сечении.

Длина УБТ определяется из условия, что бурильная колонна не переходила в III форму устойчивости

(2.3)

Находим ℓ_кр = 45,8 м; Р_кр^III =93088,7 Н

Определяем длину УБТ ℓ₀,

Длина одной свечи УБТ составляет 24 м, следовательно длина УБТ

ℓ_УБТ = 72 м (3 свечи).

Определим вес УБТ:

2.5.2 Расчет стальных бурильных труб (СБТ)

Определим длину СБТ:

(2.6)

где q₀ – вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q₀ = 262 н/м;

G_сбт – полный вес СБТ;

Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 21, а длина стальных труб 504 м.

2.5.3 Расчет легкосплавных бурильных труб (ЛБТ)

ℓ_ЛБТ = Н_скв - ℓ_УБТ - ℓ_СБТ = 3180 – 72 – 504 = 2604 м

принимаем ℓ_ЛБТ = 2616 м (109 свечей).

2.5.4 Расчёт бурильной колонны на прочность

Расчёт ведётся по уравнению Сушона

Т_в = Т_н ехр(f)+ qℓexp(0.5f)(cos f sin), (2.7)

где f – коэффициент сопротивления движению;

- коэффициент учитывающий Архимедову силу;

- средний зенитный угол;

“ - ” – участок набора зенитного угла.

f = 0,18 - для глинистых пород

Для удобства вычислений составим таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Характеристики опасных сечений бурильной колонны

Для примера приведём расчёт Т_в для участка 2-3, остальные участки рассчитываются аналогично.

Т_В2-3= 203,410³ехр (00,18) +26232,40,86ехр (0,500,18)(cos34+0,18sin34) = 210,18 кН.

Далее проводится проверка условия _сум [ ], (2.8)

Где

Исходные данные для расчёта

Р_н = 1 МПа

Д = 147 мм

d = 125 мм

Е = 2,1·10¹¹ Па

R₁ = 700

n = 1,45

_т = 300 МПа

Результаты расчётов для наглядности представлены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Результаты расчётов

_сум

Следовательно условие прочности выполняется.

2.5.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. С целью создания осевой нагрузки на долото и для повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения долоту используют турбобуры.

Выбранные компоновки бурильного инструмента представлены в таблице 2.7.

2.6 Проектирование режима бурения

2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Исходные данные:

1. Глубина скважины по стволу – 3180 м;

2. Тип долота – III-215,9 МЗ-ГВ;

3. Конструкция низа бурильной колонны:

• долото III-215,9 МЗ-ГВ-R155;

• турбобур 3ТСШ1-195;

• УБТ 178 мм – 10 м;

• ТБПВ 127х9;

• ЛБТ 147х9;

1. Параметры промывочной жидкости:

• = 1100 кг/м³;

• УВ = 2530 сек;

• ПФ = 56 см³/30мин.

Таблица 2.7 - Компоновки низа бурильной колонны (КНБК)

Примечание:

1 Возможно использование других типов долот отечественного или импортного производства по коду IADC 437, 447Х, 545Х.

Характеристики

Список файлов ВКР