1. Загальна частина

1.1 Аналіз конструкції свердловини

Розмір доліт для буріння на різних інтервалах вибирають залежно від діаметра труб, якими обсаджена бурова свердловина згідно з завданням

Відношення діаметрів доліт і обсадних труб подані в таблиці 1.1

Знаходимо діаметр долота, мм

D_д=D_м+Δ (1.1)

D_д1 = 451 + 45 =496

D_д2 = 351 + 45 =396

D_д3 = 245 +30 = 275

D_д4 = 188 + 25 = 213

1 – кондуктор;

2 – перша проміжна колона;

3 – друга проміжна колона;

4 – експлуатаційна колона.

Рисунок 1.1 - Конструкція свердловини

Таблиця 1.1 - Діаметри долота та обсадної колони

	Діаметр долота, мм	Діаметр обсадної колони, мм
І	490	426
ІІ	393,7	324
ІІІ	264,9	219
VI	215,9	168

1.2 Визначення максимальних навантажень на підйомний гак бурової лебідки

Таблиця 1.2 - Вихідні дані

№	Показники	Умовне позначення	Одиниці виміру	Значення інтервалів
				I	II	III	VI
1	Глибина початку інтервалу	Lп.і	м	0	790	1755	4205
2	Глибина кінця інтервалу	Lк.і	м	790	1755	4205	7430
3	Довжина інтервалу	L	м	790	965	2450	3225
4	Осьове навантаження	Ро.д	кН	360	350	270	90
5	Кути відхилень		град.	0	0	0	0
6	Густина бурового розчину			1084	1149	1355	1602
7	Діаметр долота	Dдол	мм	508	393,5	264,9	215,9
8	Частота обертання	ni	об/хв	140	135	115	45

Визначаємо глибину буріння по інтервалах, м:

L = Lк.і – Lп.і. (1.2)

Кондуктор L=790

І проміжна L=1755-790=965

ІІ проміжна L=4204-1755=2450

Експлуатаційна L= 7430-4205=3225

Визначаємо діаметр бурильних труб залежно від діаметра долота по інтервалах

Таблиця 1.3 - Діаметри долота та бурової колони

	Діаметр долота, мм	Діаметр бурової колони, мм
І	490	168
ІІ	393,5	140
ІІІ	264,5	114
VI	215,9	114

Вибираємо діаметри замків бурильних труб і діаметри ОБТ, котрі повинні бути не менше від діаметру замків бурильних труб, але не більше від діаметра долота.

Таблиця 1.4 - Діаметри замків бурильних труб

Інт.	Dдол	DБТ	Dзамка	Тип замка	DОБТ
I	490	168	197	ЗШ-203	293
ІI	393,5	140	171	ЗШ-178	273
ІІI	264,9	114	140	ЗШ-146	229
VI	215,9	114	140	ЗШ-146	178

Визначаємо довжину обважувальних бурильних труб за умови осьового навантаження на долото, м

, (1.3)

де Ро.д – осьове навантаження на долото, Н;

к – коефіцієнт запасу (приймаємо к = 1,25);

g– прискорення вільного падіння;

пр – густина бурового розчину, ;

м – густина матеріалу сталі, , м = 7850 ;

q – маса одного метра обважувальних бурильних труб, ;

.

Визначаємо довжину бурильних труб в колоні, м

L = Lк.і – LОБТ. (1.4)

де LОБТ – довжина обважувальних бурильних труб, м

Lк.і- глибина кінця інтервалу, м;

LБТ1 = 790 – 108 = 682;

LБТ2 = 1755 – 108 = 1647;

LБТ3 = 4205 – 135 = 4070;

LБТ4 = 7430 – 81 = 7349.

Знаходимо приведену масу одного метра бурової труби, кг/м

(1.5)

де mтр.гл– маса гладкої частини труби, кг/м;

mвис.тр– маса висадженої частини труби, кг/м;

mзам. – маса замка, кг/м;

Таблиця 1.5 - Приведена маса бурильних труб

№	DБТ, мм	S, мм	mтр.гл, кг	mвис.тр, кг	mзам. , кг	qприй.кг/м
І	168	10	39	10,8	73	43,38
ІІ	140	8	26	7,0	61	32,80
ІІІ	114	7	18,5	4,6	38	22,76
VI	114	7	18,5	4,6	38	22,76

;

;

;

.

Розрахунок моменту кручення бурильної колони,

Мкр. = Мх.о+ Мд; (1.6)

де Мх.о– момент холостого обертання, ;

Мд– момент, приведений до долота, ;

, (1.7)

де N – потужність, прикладена до долота для руйнування породи;

n – частота обертання долота, об/хв.

За формулою Федорова, кВт

, (1.8)

де l – довжина бурильних труб, м;

с – дослідний коефіцієнт, залежить від ступеня викривлення свердловини( );

n – частота обертання долота, об/хв;

d – зовнішній діаметр, м;

Мд= МпРо.д, (1.9)

де Мп – питомий момент долота, який залежить від його типу, розміру, якості виготовлення, діапазону навантаження та частоти обертання, густини та пластичності розбурюваних порід,

Ро.д. – осьове навантаження на долото, кН

, (1.10)

де В – дослідний коефіцієнт, який коливається в межах 1…2, ;

Dд– діаметр долота, м

;

;

;

.

Розраховуємо момент, приведений до долота,

;

;

;

.

За формулою Федорова визначимо потужність, кВт

;

;

;

.

Розраховуємо момент холостого обертання,

;

;

;

.

Розраховуємо момент кручення бурильної колони,

;

;

;

.

Розраховуємо бурильну колону на статичну міцність, МПа

; (1.11)

де - межа текучості, Мпа;

- допустиме статичне напруження, МПа;

- мінімально допустимий запас міцності ( =1.4);

Розраховуємо статичне напруження, МПа

; (1.12)

де G – розрахункове навантаження, кН;

F – площа поперечного перерізу гладкої частини бурильної труби,

; (1.13)

де Dвн– внутрішній діаметр труб, м;

Dзов. – зовнішній діаметр труб, м;

Розраховуємо площу поперечного перерізу гладкої частини бурильної труби,

;

;

;

.

Розраховуємо статичне напруження, МПа

, (1.14)

де mпр – приведена маса одного метра бурильних труб, кг/м;

l – довжина бурильних труб, м;

пр. – густина бурового розчину, ;

м – густина матеріалу сталі, ;

;

;

;

.

Розраховуємо дотичні напруження за формулою, МПа

, (1.15)

де Мкр. – крутний момент у розрахунковому перерізі бурильної колони, ;

Wp – статичний момент опору, _;

, (1.16)

де - зовнішній радіус труб, м;

- внутрішній радіус труб, м;

;

;

;

.

Розраховуємо дотичні напруження, МПа

;

;

;

.

Згідно IV теорією міцності, основою для розрахунку є виконання в цьому перерізі умови:

(1.17)

де - коефіцієнт запасу міцності;

- межа текучості, МПа;

- коефіцієнт запасу міцності, =1.4 .

;

;

;

.

Розраховуємо вагу бурильної колони, кН

_{, (1.18)}

де - вага приведеної бурильної колони, кг/м;

- довжина бурильної колони, м.

;

;

;

.

Розраховуємо вагу обсадних колон, кН

(1.19)

де - вага приведеної обсадної колони, кг/м;

- довжина обсадної колони, м.

;

;

;

.

Згідно з приведеними розрахунками, за вагою бурової колони, а також за умовною глибиною буріння вибираємо бурову установку БУ8000/500 ЭР. Визначаємо основні параметри цієї бурової установки.