Проект технологии бурения разведочной скважины глубиной 1822м на Кристаллический горизонт Елгин (стр. 8 из 17)

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σ_т = 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8):

кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):

МПа

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле (5.9):

Коэффициент запаса прочности определим по формуле (5.17), считая, что используются трубы 2-го класса (ν = 0.8)

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.21):

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции

колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):

кН

Проверим по формуле (5.34) прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице 5.7. для соединения труб ТБВК-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;

6)Интервал 1154-1308для ГЗД

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σ_т = 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8):

кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):

МПа

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле (5.9):

Коэффициент запаса прочности определим по формуле (5.17), считая, что используются трубы 2-го класса (ν = 0.8)

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.21):

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):

кН

Проверим по формуле (5.34) прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;

Результаты расчетов сводим в табл.8.2.6

Показатели	Номер секции
УБТ	НК	1	2
Тип труб	УБТ-178	ТБПВ-127	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	80	109	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е	М
Длина секции (ступеней), м	200	250	447	894,45
Нарастающий вес колонны, кН	589	383	320	228

7)Интервал 1308-1560м-для ГЗД

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σ_т = 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8):

кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):

МПа

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле (5.9):

Коэффициент запаса прочности определим по формуле (5.17), считая, что используются трубы 2-го класса (ν = 0.8)

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127×9Е

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле (5.21):

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.21):

кН

По таблице 8 приложения выбираем для комплектования второй секции колонны трубы типа ТБПВ-127×9М.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле (5.22):

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.23):

кН

Проверим по формуле (5.34) прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН