Проект технологии бурения разведочной скважины глубиной 1822м на Кристаллический горизонт Елгин (стр. 6 из 17)

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7):

м

8)Интервал 1560-1700м-для ГЗД

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1):

d_убт(1) =

С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7):

м

9)Интервал 1700-1822м-для ГЗД

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1):

d_убт(1) =

С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле (5.7):

м

8.2 Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность.

1)Интервал 0-60м-для роторного способа

Длину НК принимаем равной 250 м. С целью повышения усталостной прочности составим его из труб со стабилизирующими поясками типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σ_т – 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле

кН

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (υ_д ≥ 80 м/с) определим по формуле:

МПа

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле

для используемых нами долот примем коэффициент α = 0,15. Тогда, мощность, расходуемую на разрушение породы долотами, определим по формуле (5.11):

Мощность, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной ℓ = 450 м, вычислим по формуле (5.13):

Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле (5.15)

нМ

Касательные напряжения в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле (5.16):

МПа

Коэффициент запаса прочности определим по формуле (5.17), считая, что используются трубы 2-го класса (ν = 0.8)

что выше допустимого значения К_д = 1,45 (табл.5.4).

Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенном над УБТ (z = 0), на усталостную прочность.

Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗП-127 d_з = 0,127 м. вычислим по формуле (5.30):

м

Длину полуволны плоскости раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчитаем по формуле (5.31):

м

Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле (5.29):

МПа

постоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле (5.32):

МПа

Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (σ₁ = 59 МПа) вычислим по формуле (5.33):

что превышает допустимый коэффициент n_д = 1,5.

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.21):

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):

Кн

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):

кН

Проверим по формуле (5.34) прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;

Таблица 8.2.1

Показатели	Номер секции
УБТ	НК	1	2
Тип труб	УБТ-178	ТБПВ-127	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	80	109	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е	М
Длина секции (ступеней), м	300	250	686	579
Нарастающий вес колонны, кН	615	379	318	214

2)Интервал 60-360м-для ГЗД

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σ_т = 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8):

кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):

МПа

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле (5.9):

Коэффициент запаса прочности определим по формуле (5.17), считая, что используются трубы 2-го класса (ν = 0.8)

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е