Реферат Проект проводки свердловини при попередній розвідці родовища Белоусовское

Тема: Статьи

аблиця - 3.10 Результати розрахунку

Межа витривалості матеріалу бур. труб: SB, Па1.200E + 08Предел текучості при осьових напружених: SТ, Па3.700E + 08Предел текучості при касатся. напружених: ТТ, Па1.900E + 08Плотность матеріалу бур. труб R, кг/м37850Модуль пружності матеіала бур. туб Е, H/м32.000E + 11Коеффіціент збільшення маси бур. труб: А1.030Внутренній діаметр бур. труб: DB (1), м0.0980Внутренній діаметр УБТ: DB (3), м0.0750Площадь перетину бурильної колони: FT (1), м20.00226Площадь перетину УБТ: FT (3), м20.01232Момент інерції перерізу бур. колони: FI (1), м43.763E - 06Момент інерції перерізу УБТ: FI (3), м42.075E - 05Масса 1 м бурильної колони: Q (1), кг20.91Масса 1 м УБТ: Q (3), кг96. 74Коеффіціент кривизни свердловини: КС3.5E - 04Дліна УБТ: LU, м597.3Дліна стиснутій частині бур. колони: X, м497.8Дліна бурильних труб нижче 2-го перерізу: LT, м0.0Вес бурильної колони: QK, H587840Угловая швидкість обертання: W, рад/с23.0Забойная потужність: NZ, Вт284240Дополнітельная потужність: ND, Вт47432Номер сеченія123Расстояніе до нульового перетину:Z702.299.6-497.8Осевое зусилля: G, H18784080000-400000Мощность холостого обертання: NX, вт76849470420Суммарная потужність: NС, вт408521378714341088Крутящій момент, MKR, Нм177321643814805Стрела прогину: STR, м0.71503800220Дліна напівхвилі: L, м18.116.215.4Осевое напруга: S, Па70.51Е + 0664.92Е + 05-3.25Е + 07Касательное напруга: T, Па1.34Е + 081.24Е + 082.60Е + 07Ізгібающее напруга: SI, Па2.46Е + 071.62Е + 071.34Е + 07Суммарное напруга: SE, Па2.85Е + 086.94Е + 08Запас міцності на вигин: MS5.29Запас міцності на кручення: MТ1.53Суммарний запас міцності: M1.301.475.33

Висновок: так як запас міцності не перевищує допустиму величину в 1,7, бурова установка задовольняє всім вимогам.

Проверовний розрахунок витрати і тиску промивної рідини (програма QPN)

Витрата промивної рідини Необхідний витрата визначається з умови повного виносу шламу з вибою свердловини:

, (3.56)

де - найбільший діаметр свердловини (приймається по внутрішньому діаметру обсадної труби у гирла свердловини);- Зовнішній діаметр бурильних труб;- Необхідна швидкість висхідного потоку.

Необхідна швидкість висхідного потоку:

, (3.57)

де - швидкість падіння частинок шламу розрахункового розміру в промивної рідини, а - необхідна швидкість виносу шламу з вибою.

Швидкість падіння частинок:

, (3.58)

де - коефіцієнт, що враховує в'язкість рідини, приймається:

, (3.59)

- коефіцієнт в'язкості води;

- коефіцієнт в'язкості бурового розчину;

- коефіцієнт форми частинок, приймається рівним 2,5;

- щільність часток породи (= 2800 кг/м3);

- щільність промивної рідини;

- розрахунковий розмір частинки;

- кут нахилу свердловини до горизонту.

Чим більше розрахунковий діаметр частинки і чим більше ізометричний форми вона приймає, тим важче така частка несеться з забою. Щоб подається витрата повністю відносив шлам з забою, необхідно, щоб швидкість потоку рідини була не меншою, ніж швидкість падіння в цій рідині найбільш великих частинок, що потрапляють на забій.

Необхідна швидкість винесення часток визначається виходячи з умови недопущення створення занадто великої концентрації шламу у висхідному потоці рідини, оскільки при зупинці насоса шлам може осісти і прихопити колонкову трубу. За рахунок шламу щільність рідини в висхідному потоці більше, ніж у низхідному. Максимально припустиме збільшення щільності розчину приймає рівним 10 кг/м3 для води і 30 кг/м3 для глинистого розчину (глинистого розчину відповідає більше значення, так як приймається в розрахунок його здатність утворювати структуру, що перешкоджає падінню частинок на забій).

Швидкість виносу опред?? ляется:

, (3.60)

де - коефіцієнт виходу керна;

- швидкість буріння;

- різниця щільності висхідного і низхідного потоків;

- зовнішній діаметр бурильних труб;

- коефіцієнт, що враховує обертання бурильної колони.

Втрати тиску в циркуляційної системі

Сумарні втрати тиску складаються зі складових, що утворюються на таких ділянках:

в гладкої частини бурильних трубах - P1;

між колонкової трубою і керном - P2;

між колонкової трубою і свердловиною - P3;