вщиною стінки 9 мм групи міцності Д1240кН6Вес 1 п. м. бурильних труб марки К? 9, 0,295кН/м7Допустімая навантаження на розтяг тіла бурильної труби діаметром 127 мм з товщиною стінки 9 мм групи міцності К1670кН8Вес 1 м УБТС2-178, 1, 56кН/м9Нагрузка на долото, 120кН10Дліна забійного двигуна, 5,14 мм11Дліна забійній телесистеми, 1 мм12Коеффіціент запасу міцності, 1,3 13Угол відхилення УБТ від вертикалі, 16,214Вес забійного двигуна ДРУ - 1727,5кН15Вес забійній телесистеми БТС - 1721,2кН
Розрахуємо необхідне навантаження на долото створювану УБТ за формулою (2.16)
, (2.16)
де - коефіцієнт, що враховує перевищення навантаження УБТ над навантаженням на долото (згідно ЄТП має бути перевищення на 25%);
Р Д - осьове навантаження на долото;
- навантаження створювана вагою забійного двигуна кН;
- навантаження створювана вагою забійній телесистеми, кН;
-Максимальний зенітний кут в інтервалі.
кН
, (2.17)
м
Відповідно до обраної компонування вибираємо бурильні труби діаметром 127 мм з товщиною стінки 9 мм і групи міцності Д, допустима розтягуються навантаження для яких, з урахуванням коефіцієнта запасу міцності розраховується за формулою (2.18)
, (2.18)
кН.
За формулою (2.19) розрахуємо довжину першої секції колони бурильних труб.
, (2.19)
м.
Для другої секції вибираємо бурильні труби діаметром 127 мм з товщиною стінки 9 мм і групи міцності К, допустима розтягуються навантаження для яких, з урахуванням коефіцієнта запасу міцності розраховується за формулою (2.18)
кН.
За формулою (2.20) розрахуємо довжину другої секції колони бурильних труб.
, (2.20)
м.
Довжини другої секції достатньо для буріння під експлуатаційну колону. За формулою (2.21) обчислимо довжину секції:
(2.21)
Таблиця 2.8 - Зведена таблиця розрахунку бурильних колон
№ секцііДліна секції, мГруппа прочностіТолщіна стінки, ммВес 1 м труб, кНВес секції, кН194 (УБТ) - 1,56146,622703Д90,295797,43361К90,295106,5Ітого31581050,5
2.6 Проектування режиму буріння
Під режимом буріння розуміється поєднання регульованих параметрів, які впливають накачество буріння, до числа яких належить: осьове навантаження на долото P д, частота обертання долота n, витрата бурового розчину Q р.
Параметри оптимального режиму буріння відображені в таблиці 2.9.
Таблиця 2.9 - Режим буріння проектованої свердловини
Інтервал (по вертикалі) Вид технічної операцііСпособ буреніяРежіми буреніяотдоP д, Тn, хв - 1 Q р, л/с030буреніе під направленіеСВПс навеса120-16052-5430350буреніе під кондукторВЗД + СВП2-12160-18045-503502374буреніе під технічну колоннуВЗД + СВП6-12160-18042-4523743102буреніе під експлуатаційну колону, з набором зенітного углаВЗД + СВП6-12160-18030-32
2.7 Розробка гідравлічної програми проводки свердловини
При розрахунку промивання свердловини визначають необхідний витрата бурового розчину і втрат напору в циркуляційної системі з метою вибору бурових насосів і встановлення режиму їх роботи по інтервалах буріння [7].
Для кожного разбуріваемого одним і тим же інструментом інтервалу мінімальна подача бурових насосів визначається за формулою (2.22)
, (2.22)
де - діаметр свердловини, м (2.23)
, (2.23)
де - коефіцієнт кавернозному в інтервалі;
- зовнішній діаметр бурильних труб, м;
- критична швидкість (швидкість вітання) для найбільш великої частки шламу, м/с. На практиці в більшості випадків рекомендується приймати=0,4 ... 0,6 м/с.
Розрахуємо діаметр свердловини при бурінні інтервалу під експлуатаційну колону по формулі (2.23).
м;
Визначимо подачу бурових насосів при бурінні інтервалу під експлуатаційну колону
м3/с л/с;
Виходячи з даних таблиці 2.8 приймаємо оптимальний витрата промивальної рідини. Для буріння під експлуатаційну колону він складе 30 л/с.
Втрати тиску при циркуляції для кожного інтервалу буріння визначаються як сума втрат в окремих елементах циркуляційної системи (2.24)
, (2.24)
де - коефіцієнт запасу на випадок подолання додаткових опорів в ускладнених умовах буріння,;
- втрати тиску в бурильних трубах, кільцевому просторі, трубах УБТ, бурильних замках, промивних отворах долота, поверхневої обв'язці бурової установки, МПа.
Втрати тиску в бурильних трубах...
