Проект технологии бурения разведочной скважины глубиной 1822м на Кристаллический горизонт Елгин (стр. 9 из 17)
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;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.7
| 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 | 200 | 250 | 447 | 894,45 |
| Нарастающий вес колонны, кН | 589 | 383 | 320 | 228 |
8)Интервал 1560-1700-для ГЗД
Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σт = 373 МПа).
Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8):
кНПерепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПаРастягивающие 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
Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):
кН 
мДопустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):
Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.21):
кНПо 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):
мУточним длину второй секции:
мВес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кНПроверим 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;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.8
| 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 | 200 | 250 | 447 | 894,45 |
| Нарастающий вес колонны, кН | 589 | 383 | 320 | 228 |
9)Интервал 1700-1822м-для ГЗД
Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σт = 373 МПа).
Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8):
кНПерепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):
МПаРастягивающие 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
Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):
кН 
мДопустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):
Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.21):
кНПо 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):
мУточним длину второй секции:
мВес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):
кНПроверим 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;
Результаты расчетов сводим в табл.8.2.9
| 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 | 200 | 250 | 447 | 894,45 |
| Нарастающий вес колонны, кН | 589 | 383 | 320 | 228 |
9. Гидравлический расчет циркуляционной системы.
1)Интервал 0-60м-для роторного способа
Произведем первую проверку подачи промывочной жидкости.
Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый материал по формуле (6.1).
Для этого необходимо предварительно вычислить параметры φ и ∑(Ркп). Значение φ рассчитаем по формуле (6.2) с помощью найденных в п. 7.5 скорости механического бурения:
и в п. 7.3 расхода Q = 0,084м3/с: 
т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.
Для определения величины ∑(Ркп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4) для течения в кольцевом канале:
за турбобуром
За УБТ-178
За ТБПВ
Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (6.6): между ТБПВ и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны dс = 0,22 м: