2. Розробка конструкції бурильної колони

Розробка конструкції бурильної колони починається з обґрунтування компонування низу бурильної колони (КНБК).

Розробка КНБК зводиться до визначення діаметра і довжини обважнених бурильних труб (ОБТ), обґрунтування конструкції КНБК що дозволяє дотримувати заданої траєкторії свердловини. Після розробки КНБК приступають до вибору бурильних труб для комплектування секцій і розрахункові довжин секцій.

Діаметр ОБТ визначають, виходячи з умов забезпечення найбільшої твердості перетину EJ у даних умовах буріння, а довжину виходячи з навантаження на долото.

Відношення Д_убт/Д_св повинне бути 0,75-0,83. При турбінному і электробуренні діаметр ОБТ не повинен перевищувати діаметр вибійного двигуна.

Визначивши діаметр ОБТ, обчислюють їхню довжину за формулами:

при роторному бурінні

,

де l_ОБТ – довжина ОБТ, м; К – коефіцієнт резерву, К=1,20-1,25; С_д – осьове навантаження, Н; _пр – густина промивальної рідини, кг/м³; _м – щільність металу, кг/м³; q_ОБТ – вага 1 м ОБТ, Н/м.

при бурінні вибійними двигунами

,

де G – вага вибійного двигуна, Н.

Розрахункова довжина ОБТ округляється у більшу сторону до величини кратній довжині свічі. Якщо колона одноступінчаста, то глибину спуска, що допускається, колони (довжину нижньої секції) визначають за формулою

де Q_p – навантаження, яке розтягує, що допускається, для труб нижньої секції, Н; k – коефіцієнт враховуючий вплив тертя (приймається 1,15); G_убт – вага обважнених бурильних труб, Н; G_убт – вага наддолотного комплекту, Н; G – вага вибійного двигуна і долота, Н; Р_д, Р_т – перепад тиску на долоті і турбобурі, Па; F_k – площа прохідного каналу труби; q_бт – вага 1 м бурильної колони, Н.

У свою чергу

,

де _тр – границя текучості матеріалу труб, Па; F_тр – площа перетину труб, м²; n – запас міцності, приймається рівним 1,3.

Границя текучості матеріалу труб наведена нижче.

Границя текучості матеріалу труб

Група міцності сталі	Д	К	Е	Л	М	Р	Т
Границя текучості матеріалу труб тр, МПа	380	500	550	650	750	900	1000

Якщо бурильна колона складена з труб одного діаметра, але різних за товщиною стінок або різних груп міцності, то така колона буде складатися з декількох секцій. З погляду зниження вартості колони для нижньої секції приймаються труби з мінімальною товщиною стінки і стали групи міцності Д.

Для багатосекційної колони довжина першої (знизу) секції уже визначена вище, а довжина другої секції

,

де Q_р1 і Q_p2 – припустимі навантаження, що розтягують, для труб першої і другої секції, Н; q_бт2 – вага 1м труб другої секції, Н.

Розрахунок ведуть доти, поки сумарна довжина секцій плюс довжина УБТ не перевищить проектну глибину свердловини. Якщо будуть перебрані всі труби по товщині стінки, а сумарна довжина секцій буде менше глибини свердловини, то тоді наступну секцію приймають зі сталі більш високої групи міцності.

Результати розрахунків зводимо в табл. 1.

Таблиця 1

Конструкція бурильної колони

Показники	Номер секції знизу угору
	ОБТ	1	2	3	4
Зовнішній діаметр труб, мм
Товщина стінки, мм
Група міцності матеріалу труб
Довжина секції, м
Вага 1 м, кН/м
Вага всієї секції, кН
Загальна вага, кН

Таблиця 2

Вихідні дані для розрахунків

Показники	Варіанти
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Глибина свердловини, м	2800	4800	3300	5300	3800	4000	4400	4600	5800	6000	6200	6500
Діаметр свердловини, мм	295,3	215,9	244,5	190,5	269,5	295,3	190,5	190,5	161	161	215,9	190,5
Діаметр бурильних труб, мм	140	114	127	89	140	140	127	102	102	89	114	102
Діаметр турбобура, мм	240	172	190	172	190	240	172	-	-	-	-	-
Вага турбобура, кН	40	35	15	20	50	60	25	-	-	-	-	-
Перепад тиску в турбобурі, МПа	4,8	5,2	5,6	5,8	5,5	6,1	8,0	-	-	-	-	-
Навантаження на долото, кН	200	120	150	130	180	220	140	110	120	100	80	60
Густина промивальної рідини	1,18	1,29	1,20	1,32	1,28	1,35	1,36	1,38	1,45	1,52	1,55	1,60
Перепад тиску на долоті, МПа	0,5	0,6	1,2	1,5	1,3	1,4	1,7	0,8	0,9	0,7	1,1	1,0

Продовження таблиці 2

Показники	Варіанти
	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26
Глибина свердловини, м	3000	3200	3400	3600	3900	4100	4200	4300	4500	4700	4900	5000	5200	5400
Діаметр свердловини, мм	190,5	244,5	215,9	295,3	269,5	244,5	215,3	190,5	161	190,5	215,9	190,5	190,5	190,5
Діаметр бурильних труб, мм	89	127	114	140	127	140	114	102	89	102	114	102	114	114
Діаметр турбобура, мм	-	190	172	240	190	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Вага турбобура, КН	-	16	22	42	38	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Перепад тиску в турбобурі, МПа	-	4,4	4,6	4,8	5,0	-	-	-	-	-		-		-
Навантаження на долото, КН	90	110	130	150	160	170	180	170	160	150	140	130	190	200
Щільність промивальної рідини	1,14	1,15	1,16	1,17	1,18	1,19	1,20	1,21	1,22	1,23	1,24	1,25	1,26	1,27
Перепад тиску на долоті, МПа	1,1	0,9	1,2	1,4	1,5	1,6	1,7	1,6	1,5	1,4	1,3	1,2	0,9	1,1

Зміст звіту

1. Схема бурильної колони.

2. Методика розрахунку конструкції бурильної колони.

3. Розрахунок конструкції бурильної колони у відповідності з варіантами завдань (табл. 2).

4. Результати розрахунку зведені в табл. № 1.