Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
ДП.docx
Скачиваний:
95
Добавлен:
02.03.2016
Размер:
1.31 Mб
Скачать

Расчет подачи бурового раствора при промывке для обеспечения необходимой скорости восходящего потока в затрубном пространстве при бурении

Расход промывочной жидкости из условия очистки забоя от выбуренной породы

рассчитываем по рекомендации Акбулатова Т.О.

Q>q*F3, где

q= 0,35 на 1 м2площади забоя при бурении долотом с гидромониторными насадками;

F3- площадь забоя

F3= 0,785*Д2д2)

Кондуктор:

F3=0,785*393,72=0,121 м2

Q>0.35*0.121

Q>0.042 м3/с*1000= 42 л/с

Промежуточная колонна:

F3=0,785*295,32= 0,785*0,29532=0,068 м2

Q>0.35*0.068

Q>0.024 м3/с*1000=24 л/с

Эксплуатационная колонна:

F3=0,785*215,92=0,037м2

Q>0.35*0.037

Q>0.0128м3/с *1000= 12,8 л/с

2.2.2 Буровые долота, рекомендуемые для бурения скважины

Типы долот выбираются с учетом технических характеристик долот, механической, рейсовой скоростей бурения, проходки на долото полученных по результатам бурения скважин на площадях (в интервалах) со сходными горно-геологическими условиями.

Типы долот, рекомендуемые для бурения проектируемой скважины приведены в таблице 15.

Таблица№15

Бурение под колонну

Интервал бурения, м

Типы долот и бурголовок.

1

Кондуктор

30-480

393,7 DSJC(1x14;3x16)

2

Промежуточная колонна

480-1923

295,3XR+C(3x18;1x22)

PDC295,3M516

LKHPX(7x14)

3

Эксплуатационная колонна

1923-3000

PDC 215,9 MDi713NPX(1x14;4x12

4

Хвостовик

3000-3090

155,6 К505ВРХ (imp)

Рекомендуемые насадки для долот:

393,7- 3 насадки по 12мм

295,3- 3 Насадки по 11мм

215,9- 3 Насадки по 11 мм

Для отбора керна используется долото К212,7/80 С3

2.2.3 Выбор бурильных труб и компоновок низа бурильной колонны Расчет бурильных труб

Расчет бурильной колонны (для бурения в интервале 1923-3000 м).

Для данной колонны принимаем одноступенчатую компоновку УБТС диаметром 178 мм.

Длина комплекта УБТС определяется исходя из заданной нагрузки на долоте.

Общий вес УБТ должен быть равен: Qт=(1,20+1,25)*15=18-19 т.

Принимаем длину УБТ – 115 м.

Проектирование бурильной колонны включает в себя выбор длин секций бурильной колонны, различающихся маркой стали, наружным диаметром и толщиной стенки. После того, как базовая бурильная колонна будет спроектирована, производят проверочный расчет колонны на прочность и усталость. В случае, когда коэффициенты запаса прочности секции существенно превышают нормативные, предлагается выбрать бурильные трубы с меньшей толщиной стенки и/или худшей маркой стали. Это позволит сократить затраты на применение труб дорогих марок стали и металлозатраты. Таким образом, бурильная колонна должна состоять из секций, каждая из которых будет иметь минимальный запас прочности (он должен превышать номинальный на 5-10%).

Согласно [8, подраздел 2.3], конструирование колонны для ННС рекомендуется выполнить, как для вертикальной скважины с глубиной, равной длине наклонного ствола (т.е. 3000 м).

Длина очередной i-й секции (1, 2 и т.д.) базовой части бурильной колонны вычисляется по формуле:

, где [Qт.i] – допускаемая растягивающая нагрузка наi-ю секцию, которая вычисляется по формуле:

[Qт.i] =σтi fтi/nσ,

где i– порядковый номер секции базовой части бурильной колонны;kτ– коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на напряженное состояние трубы; при приближенных расчетах допускается принимать: для вертикальных скважинkτ=1,04, а для наклонно направленных – 1,10; при наличии прихватоопасных условий коэффициентыkτможно увеличить соответственно до 1,10 и 1,15.K– коэффициент, учитывающий влияние сил трения, в том числе сил гидродинамического происхождения, и инерционных сил; рекомендуется приниматьKне менее 1,10;ΣQб(i-1)– сумма весов секций бурильной колонны в буровом растворе , находящихся ниже рассматриваемой (рассчитываемой); вес отдельно взятой секции в буровом растворе вычисляют по формуле:

Qб=l*q*g*k0,

где Qкнб– вес КНБК с учетом облегчения в жидкости; рди рзд– соответственно перепад на долоте и забойном двигателе, Па;fкi,fтi – площадь сечения соответственно канала и тела рассматриваемой секции бурильной колонны;qi– масса пог. м трубы, выбранной для формирования рассматриваемойi-той секции; σтi - предел текучести материала, из которого изготовлена рассматриваемая труба;nσ– нормативный коэффициент запаса прочности, принимаемый в соответствии с [8, Приложение 3].nσ= 1,40.

Для увеличения жесткости компоновки колонны и повышения усталостной прочности колонны устанавливаем над УБТС трубы ТБПК 127х9,2Д (q= 31,22 кг/м). Тогда σт= 372 МПа. Рд+ Рз= 12,0 МПа.

fт= 0,785*(0,1272-0,10862) = 3,403*10-3м2,

fк= 0,785*0,10862= 9,258*10-3м2.

Для бурения ВЗД принимаем K= 1,1,kτ= 1,04.

[Qт.1] = 372*106*3,403*10-3/1,4 = 904227 Н.

.

До устья необходимо собрать 3000-115=2885 м.

Принимаем l1= 2885 м.

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.