Смекни!
smekni.com

Проект технологии бурения разведочной скважины глубиной 1822м на Кристаллический горизонт Елгин (стр. 9 из 17)

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.8.2.7

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

8)Интервал 1560-1700-для ГЗД

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σт = 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.8.2.8

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

9)Интервал 1700-1822м-для ГЗД

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σт = 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.8.2.9

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

9. Гидравлический расчет циркуляционной системы.

1)Интервал 0-60м-для роторного способа

Произведем первую проверку подачи промывочной жидкости.

Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый материал по формуле (6.1).

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры φ и ∑(Ркп). Значение φ рассчитаем по формуле (6.2) с помощью найденных в п. 7.5 скорости механического бурения:

и в п. 7.3 расхода Q = 0,084м3/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-φ) = 0 т.к. скорость мала.

Для определения величины ∑(Ркп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4) для течения в кольцевом канале:

за турбобуром

За УБТ-178

За ТБПВ

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (6.6): между ТБПВ и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны dс = 0,22 м: