1 Загальна частина

1.1 Аналіз конструкції свердловини

Проектування конструкції свердловини починають з вибору діаметра експлуатаційної колони d₄ (див. рис. 1.1). Після цього визначається діаметр долота D₄ для буріння стовбура свердловини в інтервалі L₃…L₄. При роторному способі буріння вибір діаметра долота залежить від діаметра муфти експлуатаційної колони.

Рисунок 1.1 - Конструкція свердловини

1 – кондуктор; 2 – перша проміжна колона; 3- друга проміжна колона;

4 – експлуатаційна колона

Діаметр експлуатаційної колони треба визначити з врахуванням створення нормальних умов для експлуатації продуктивного пласта, проведення підземних ремонтів і ловильних робіт в експлуатаційній колоні.

Розмір доліт для буріння в різних інтервалах вибирають залежно від діаметра труб, якими обсаджена бурова свердловина згідно з ГТН.

Знаходимо діаметр долота:

D_д1=D_м+Δ , мм, (1.1)

де D_д – діаметр долота, мм;

D_м – діаметр муфти, мм;

Δ – діаметральний зазор між муфтою обсадної колони і стінкою свердловини, мм.

Після цього визначають внутрішній діаметр проміжної колони D_вн.п.к:

_(1.2)

де – діаметр долота під експлуатаційну колону, мм;

6÷8 мм – проміжок між долотом і стінкою проміжної колони.

За величиною внутрішнього діаметра підбирають обсадні труби для проміжної колони, після чого визначають діаметр долота D_д3, D_д2, D_д1 для буріння в інтервалі L₂…L₃, L₁…L₂, L₀…L₁ відповідно, за формулою (1.1).

Потім за формулою (1.2) знаходять внутрішній діаметр проміжної колони та кондуктора і підбирають обсадні труби для них за ГОСТ 632-64, ГОСТ 632-80 .

Прийняті стандартні значення доліт і обсадних труб та записуємо в таблицю 1.1.

Таблиця 1.1.1 – Відношення діаметрів доліт і обсадних труб

Діаметр долота, мм
Діаметр обсадної колони, мм

1.2 Визначення максимальних навантажень на підйомний гак бурової лебідки

Методика в цьому випадку передбачає спочатку розрахунок труб на статичну міцність, а потім перевірку на витривалість.

Визначаємо глибину буріння по інтервалах, м:

(1.3)

де, L – глибина буріння інтервалу, м;

L - глибина кінця інтервалу, м;

L - глибина початку інтервалу, м.

Таблиця 1.2.1 - Вихідні дані

№	Показники	Умовне позначення	Одиниці виміру	Значення по інтервалах
				1	2	3	4
1	Глибина початку інтервалу		м
2	Глибина кінця інтервалу		м
3	Довжина інтервалу		м
4	Осьове навантаження		кН
6	Густина бурового розчину	ρ	кг/м
7	Діаметр долота		мм
8	Частота обертання долота		об/хв

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

Таблиця 1.2.2 – Характеристика труб та їх комплектуючих

, мм	, мм	Тип замка	, мм	, мм

Визначаємо довжину обважених бурильних труб за умови осьового навантаження на долото:

(1.4)

де - необхідна довжина обважених бурильних труб, м;

– осьове навантаження на долото, Н;

k – коефіцієнт запасу, k=1,25;

g – прискорення вільного падіння, м/с²;

q – приведена маса 1 м обважених бурильних труб , кг/м.

Визначаємо довжину бурильних труб у колоні:

(1.5)

де – довжина бурильних труб у колоні, м;

– глибина кінця інтервалу, м;

– довжина обважених бурильних труб, м.

Визначаємо приведену масу 1м бурильних труб для даних діаметрів бурильних труб із різною товщиною стінок:

(1.6)

де q – приведена маса 1м бурильної труби, кг/м;

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

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

m_зам – маса замка, кг/м;

Таблиця 1.2.3 – Характеристика бурильних труб та їх комплектуючих

, мм	S,мм	mтр.гл	mвис.тр	mзам	q

Розрахунок моменту кручення бурильної колони:

М_кр =М_х.об+М_д, Н·м, (1.7)

де М_кр – моменту кручення бурильної колони, Н·м;

М_х.о – момент холостого обертання, Нм;

М_д – момент, приведений до долота, Нм.

Момент холостого обертання можна визначити за формулою:

(1.8)

де N – потужність холостого обертання долота, кВт;

n – частота обертання долота, об/хв.

За формулою Федорова:

N_x.об=сρ_прgd ²l_БТn ^1.7 , Вт, (1.9)

де с – дослідний коефіцієнт, який залежить від ступеня викривлення свердловини ( с=1,710 ^–9 );

ρ - густина бурового розчину, кг/м ;

g – прискорення вільного падіння, м/с ;

d – зовнішній діаметр бурильних труб, м;

l_БТ – довжина бурильних труб, м.

Момент приведений до долота можна визначити за формулою:

(1.10)

де – момент приведений до долота, Н·м;

– осьове навантаження на долото, Н;

– питомий момент долота, який залежить від його типу, розміру, якості виготовлення, діапазону навантажень і частоти обертання, густини і пластичності розбурюваних порід, :

(1.11)

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

D_д – діаметр долота, м.

Розраховуємо бурильну колону на статичну міцність:

(1.12)

де σ_Т – межа текучості, МПа;

[σ] – допустиме статичне напруження, МПа;

S _σ – мінімально допустимий запас міцності на розтяг, S _σ=1,5.

Таблиця 1.2.4 – Механічні властивості сталі

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

Статичне напруження у бурильній колоні можна визначити за формулою:

(1.13)

де G – розрахункове навантаження, тобто вага бурової колони, Н;

q – приведена маса 1м бурильних труб, кг/м;

– довжина бурильних труб, м;

– густина бурового розчину, кг/м ;

– густина матеріалу сталі, кг/м ; =7850 кг/м ;

F – площа поперечного перерізу гладкої частини бурильної труби, м².

(1.14)

де D_зн – зовнішній діаметр труб, м;

D_вн – внутрішній діаметр труб, м:

D_вн=D_зн – 2S, м, (1.15)

де S – товщина стінки труби, м.

Розраховуємо дотичні напруження за формулою:

(1.16)

де – дотичні напруження, МПа;

М_кр – моменту кручення бурильної колони, Н·м;

W – статичний момент опору, м :

(1.17)

де r – зовнішній радіус труб, м;

r_вн – внутрішній радіус труб, м.

Найбільше напруження від власної ваги і крутного моменту виникає у верхньому перерізі бурової колони.

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

, (1.18)

де σ_T – межа текучості, МПа;

[S_σ] – коефіцієнт запасу міцності; [S_σ] =1,4 МПа.

Визначаємо навантаження, які створюють на підйомнику бурової установки обсадні труби при їх спуску:

(1.19)

де G_об.к – вага обсадної колони, Н;

q – маса 1 м обсадних труб, кг/м;

l_ОБТ – довжина обсадної колони, м;

ρ_бр – густина бурового розчину, кг/м³;

=1,15.

Розрахуємо вагу бурильної колони:

(1.20)

де q_прив – приведена вага бурильної колони, кг/м;

l_БТ  довжина бурильної колони, м;

g – прискорення вільного падіння, м/с ;

=1,25.

Згідно з приведеними розрахунками, за вагою бурової колони, а також за кліматичними умовами вибираємо клас бурової установки.