2.3. Выбор типоразмеров породоразрушающего инструмента

Выбора типа долота для разбуривания конкретной горной породы или пачки пород, выбирается с учетом твердости и абразивности пород с помощью специальной классификационной таблицы. В ней на основании обобщения опыта отработки долот в различных районах эталонными точками помечены сочетания категорий твердости (К_т) и абразивности (К_а) пород, для разрушения которых наиболее подходят существующие типы шарошечных долот. Тип, конструкция долот и их размеры определяются способом бурения, физико-механическими свойствами разбуриваемых пород и геометрическими параметрами скважины. С точки зрения наибольшей эффективности бурения для каждой породы необходимо подобрать долото соответствующего типа, что практически невыполнимо.

Весь геологический разрез делится на пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, затем подбираются необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота.

В данной работе: I пачка 0 – 500 м, II пачка 500 –1750 м, III пачка 1750-1950 м.

Исходя из этих условий, используя специальную классификационную таблицу типов шарошечных долот, выбираю долото для каждой пачки. Так, для I пачки рациональным является долото III444,5C-ЦВ, для II пачки – долото III 295,3МС-ГВ, для III пачки – долото III 215,9 МС-ГВ.

2.4. Обоснование выбора способа бурения скважины

Основные требования к выбору способа бурения – необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Из анализа приведенных данных следует, что для геологического разреза характерны интервалы, представленные мягкими и средними породами, твердость которых составляет 4 и 5 категорию по классификации Л.А. Шрейнера. Эти, а также другие особенности геологического разреза ( , типы долот: шарошечные и т.д.), которые я сравниваются с условиями выбора способа бурения по табл 4.1 учебника А.Г. Калинина, позволяют считать наиболее обоснованным выбор роторного способа бурения и поэтому в данном курсовом проекте выбирается роторный способ бурения, так как он соответствует всем заданным условиям бурения.

Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении скважин:

D_п.о= D_д.н+ δ, (2.4.1)

где D_д.н – диаметр долота при бурении под направление, мм; δ – диаметральный зазор, мм.

Следовательно D_п.о = 490 + 50 = 540 мм. Выбираю ротор Р-560.

2.5. Выбор и расчет компоновок низа и рациональной конструкции бурильной колонны Выбор компоновки утяжеленных бурильных труб.

1) По диаметру долота выбираем диаметр основной секции УБТ D_УБТ(1) = 172 мм и диаметр бурильных труб D_БТ = 89 мм (табл. 8.13 [4]).

или 165 мм (для нормальных условий по табл. 8.11[4])

Соотношение не соблюдается, так как . Значит, комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам, т.е. компоновка УБТ выбирается ступенчатой. При этом отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть не менее 0,8 и должны выполняться следующие условия:

, (2.5.1)

где D_УБТ(n) – диаметр УБТ последней ступени, D_БТ(1) – диаметр БТ, D_УБТ(i-1), D_УБТ(i), D_УБТ(i+1) – диаметры УБТ предыдущей, текущей, последующей секции.

Диаметр основной и дополнительных секций УБТ выбирается так, чтобы удовлетворяло условию, заданному выше:

D_УБТ(1) = 165 мм.

D_УБТ(2) =0,8D_УБТ(1) = 132 мм, следовательно выбирается ближайшее значение диаметра УБТ: D_УБТ(2) = 133 мм.

D_УБТ(3) = 1,333D_бт(1) = 118,6 мм, следовательно выбираем ближайшее меньшее значение диаметра УБТ:

D_УБТ(3) = 108 мм.

2) Длина УБТ рассчитается по формуле:

(2.5.2)

где q_1, q_2, q₃ – вес одного метра 1-ой, 2-ой и 3-ей секций УБТ соответственно, k_д – коэффициент нагрузки на долото, Р_д – осевая нагрузка на долото, кН, - коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора, - угол отклонения от вертикали( =0, так как бурение вертикальное, без отклонений), - число секций УБТ ( =3), , -длина нижней секции, создающей основную часть нагрузки.

* При нормальных условиях: .

* Если =3, то ;

Таким образом:

3) Вес всей компоновки УБТ определяется по формуле:

, (2.5.3)

где q_убт(i) ( кН) и l_убт(i) (м) – вес 1м и длина i-ой секции УБТ соответственно.

При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб выполняется расчет бурильной колонны (БК) на выносливость, а потом на статическую прочность. Диаметр бурильных труб 89 мм с толщиной стенок 9 мм. Трубы со стабилизирующимися поясками ТБВК.

Расчет на выносливость.

а) Переменные напряжения изгиба:

, (2.5.4)

где Е – модуль упругости материала бурильных труб, J – осевой момент изгиба, f – стрела прогиба, L₀ – длина половины волны в результате потери устойчивости КБТ при вращении в нулевом сечении над УБТ, W_изг – момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы (в справочнике по диаметру бурильной трубы).

1) Осевой момент изгиба вычисляется по формуле

, (2.5.5)

где D и d– наружный и внутренний диаметр трубы соответственно.

.

2) Длина полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ:

, (2.5.6)

где ω – угловая скорость вращения бурильных труб, m₁ – масса 1 м бурильных труб [кг].

, (2.5.7)

где n – частота вращения долота.

.

.

3) Стрела прогиба:

, (2.5.8)

где D_скв – диаметр скважины, D_скв = 1,1D_{д (}D_д=215,9), где D_д – диаметр долота, d_з – диаметр замка.

.

4) Осевой момент сопротивления:

, (2.5.9)

где D_нк и d_вк – наружный и внутренний диаметры высаженного конца, м.

(табл. 8.20 [4]).

Таким образом:

.

б) Коэффициент запаса прочности на выносливость:

, (2.5.10)

где (_-1)_Д – предел прочности трубы в Па, β – коэффициент понижения предела прочности за счет нарезки резьбы (β = 0,6).

, что допустимо.

Расчет на статическую прочность.

а) Нормальное растягивающее напряжение в поперечном сечении m-ой секции бурильной колонны:

, (2.5.11)

где k – коэффициент дополнительных сопротивлений (k=1,15), m – порядковый номер секции колонны БТ, Q_ – вес колонны бурильных труб в Н, Q_УБТ - вес УБТ в Н, ΔР - перепад давления на долоте в МПа (0,10,35), F_к – площадь поперечного сечения канала трубы, м² : F_к = 0,785d² ; F – площадь поперечного сечения тела трубы , м² : F=0,785(D²-d²).

Вес колонны бурильных труб:

, (2.5.12)

где q_БТ = 20,3 кг – вес 1 м гладкой трубы, l_БТ – длина БТ, м, g=10 – ускорение свободного падения, м/с².

м².

м².

Таким образом: МПа

б) Касательные напряжения для труб m-ой секции:

, (2.5.13)

где М_кр – крутящий момент, Нм; W_кр – полярный момент сопротивления, м³.

; (2.5.14)

, (2.5.15)

где N_в – мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт; N_д – мощность на вращение долота, кВт; – угловая скорость вращения снаряда, с^-1.

; (2.5.16)

, (2.5.17)

где L – длина бурильной колонны в м, D – наружный диаметр бурильной трубы, м; d- внутренний диаметр бурильной трубы, м; D_д – диаметр долота, м; ρ_р – плотность промывочной жидкости, г/см³; С – коэффициент учитывающий крепость горных пород (для мягких пород С =2,6) , n-частота вращения, об/мин; Р_д – осевая нагрузка, кН.

кВт.

.

Нм.

.

МПа.

в) Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормального и касательного напряжений:

, (2.5.18)

где _т – предел текучести материала труб

, что удовлетворяет условию.

Общий вес бурильной колонны с УБТ :

Q_бк =Q_б + Q_УБТ =0,245+0,355 = 0,6 МН.

Н иже (рис. 2.5.1) представлена компоновка низа БК.

Рис. 2.5.1. Компоновка низа бурильной колонны