Результаты расчетов сводим в таблицу 5 2 страница

L_доп, м, определяем по формуле (2.23).

, (1.34)

где Q_р-допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН

, (1.35)

где б_т = 380 Мпа-предел текучести материала труб, определяется из

таблицы 24 (1)

Fтр = 29,9×10^-4, м² - площадь сечения трубы;

n = 1,3 - коэффициент запаса прочности для нормальных условий.

Q_р = 380×29,9×10^-4\1,3 =0,874

к = 1,15 -коэффициент учитывающий влияние трения, сил текучести и

сопротивления движения жидкости F_к = 46,7×10^-4 м²-площадь проходного

канала из таблицы 24 (1).

Q_убт = L_убт× q_убт = 50×0,00156 = 0,078

G = 0,015 МН -вес забойного двигателя;

р_м = 7,85 г\см³ -плотность материала труб;

q_бт = 26,6×10^-5 , МН -вес приведенный 1 м труб из таблицы 24 (1);

Р_п = 6,5 Мпа-перепад давления на долоте и в турбобуре из таблицы 92 (1)

L_доп = 0,874-1,15×(0,078 + 0,015)×(1-1,13\7,85)-6,5×96,7×10^-4\(1,15×26,6×10^-5×

×(1-1,13\7,85))=2769

L_доп = 2679 м > 2362 м, что достаточно.

Результаты расчётов сводим в таблице 1.12

Таблица 1.12

Интервал бурения, м	Бурильные трубы
От	До	dбт, мм	б, мм	Сталь	Тип
0	500	127	8	Д	ТБВК
500	2801	127	8	Д	ТБВК

1.2.10 Выбор БУ, типа оснастки и талевого каната

Данные к расчету:

Конструкция скважины:

направление 426×10×30, м;

кондуктор 342 ×9×180, м;

тех колонна 245×8×500 м;

экспл. колонна 146×2801 м (данные по толщине стенок экспл. колонны взяты из расчета) б₁ = 9 мм, б₂ = 8 мм, б₃ = 7 мм.

Бурильный инструмент:

Турбобур ДС -195×10, м

УБТ - 178 ×50, м

ТБВК - 127 ×8 ×2302, м

р_р = 1,13 г\см³ - плотность бурового раствора

Н = 2362 м - проектная глубина скважины по инструменту

Qтс = 0,1 МН -вес талевой системы

Ход расчета:

Определяем вес наиболее тяжелой колонны, Q_н, Q_к, Q_тк, МН, по формуле:

Q_н = q_н×Lн = 106,2 ×30 = 31860 Н = 0,03186

Q_к = q_к×Lк = 721 ×180 = 129780 Н = 0,12

Q_тк = q_тк ×L_тк = 428 ×500 = 213500 Н = 0,21

где q_н, q_к, q_тк - определены по таблице 111 (1)

Q_эк = 0,61 МН - из расчета

Q_бк = Q_тбвк + Q_т + Q_убт = q_тбвк ×L_тбвк + Q_т + q_убт ×L_убт

Q_бк = 26,6×10^-5 ×2744,1 + 0,011 + 0,078 = 0,82

Определяем класс БУ по глубине бурения

Это будет БУ - 3000 из таблицы 142 (1)

Определяем рабочую нагрузку на буровых установках этого класса Qраб, МН, по формуле:

Q_раб = (Н_доп + 10% Н_доп) ×q_ср, (1.36)

где q_ср = 310 Н - средний вес 1 п м бурильных труб из таблицы 24 (1)

Q_раб = (3000 + 300) ×310 = 1023000 Н = 10,2

Q_раб = 10,2 МН > Q_бк = 0,78

По таблице 142 (1) для установки класса БУ - 3000 допускаемая нагрузка в процессе проводки и крепления скважины составляет 1,7 МН.

Определяем максимальную нагрузку от веса самой тяжелой обсадной

колонны с учетом расхаживания Q_макс, МН, по формуле:

Q_макс = 1,25×Q_бк×(1 - р_р\р_м), (1.37)

Q_макс = 1,25×0,82×(1 -1,10\7,85) = 0,88

Q_макс = 0,84 МН < [ Q_макс] = 1,7, что достаточно, класс БУ выбран правильно

Определяем максимальную нагрузку от веса тяжелой обсадной колонны с учетом расхаживания Q_макс, Мн, по формуле:

Q_макс = 1,15 ×Q_к = 1,15×0,82 = 0,94

Q_макс = 0,87 МН < [ Q_доп ] = 1,7

Выбираем конкретную установку.

Учитывая конкретные условия обеспечности данного ИУБР с установками

соответствующего класса, принимаем установку с дизильным приводом

БУ -3000 БД.

Определяем тип оснастки.

Для этого рассчитываем число рабочих струн в оснастке n_раб,

по формуле:

n_раб = Q_макс + Q_тс\Р_{ход доп}, (1.38)

где Р_{ход доп} = 0,21, МН - допустимое натяжение ходового конца каната

для лебедки У2-2-11, из таблицы 9 (3)

n_раб = 0,94 + 0,1 \ 0,21 = 4,9 = 5

Принимаем число рабочих струн 10

Оснастка талевой системы 5Ч6

Выбираем диаметр талевого каната

Согласно технической характеристики буровой установки БУ -3000 БД.

Д_тк = 28 мм-из таблицы 143 (1)

Определяем длину талевого каната Lк, м, по формуле:

Lк = h_в(n _крит + 2) +П ×Д_бар×l_бар\d_тк, (1.39)

где h_в = 41 м -высота вышки из таблицы 144 (1);

Д_бар = 0,65 - диаметр барабана лебедки;

l_бар = 0,84 м - длина барабана.

L_к = 41×(10 + 2) + 3,14×0,65×0,84\0,028 = 553

Принимаем бухту с длиной каната 553 м.

553 м > 660-что достаточно.

Определяем тип каната.

Фактическое натяжение ходового конца каната Р_{хк фак} , МН, определяетс

по формуле:

Р_{хк фак} = Q_макс + Q_тс\ n×h_тс , (1.40)

Р_{хк фак}=0,94 +0,1\10 ×0,85 = 0,12

где h_тс = 0,85 -кпд талевой системы

Определяем необходимое разрывное давление каната Р_{разр фак},МН, по

формуле:

Р_{разр фак} = Р_{хк фак} ×к, (1.41)

Р_{разр фак} = 0,12 ×3,5 = 0,42

где к = 3 -4 -коэффициент запаса прочности для грузовых канатов.

Согласно таблице 6 (2) нам подходит талевый канат типа ЛК -РО -6Ч31 линейного касания, диаметром Д_тк = 28 мм, для которого Р_{разр доп} = 0,43 МН -прирасчетном пределе прочности проволок б_пр = 1666 МН\м² - с металли-ческим сердечником.

Следовательно:Р_{разр доп} = 0,43 МН > Р_{разр фак} = 0,35 МН -что достаточно.

Результаты выбора БУ, типа оснастки, талевого каната заносим в

таблицу 1.13

Таблица 1.13

Параметры	Значение
Условная глубина бурения, м	3000
Допускаемая нагрузка на крюке, МН	1,7
Оснастка талевой системы	5 ´ 6
Диаметр талевого каната	28
Число рабочих струн	10
Талевый канат - тип	ЛК - РО - 6 ´ 31
Номинальная длина свечи, м	27

1.2.11 Выбор режима бурения

Гидравлический расчет промывки

Данные к расчету:

Н = 2801, м -проектная глубина скважины

Д = 215,9, мм - диаметр долота

р_р = 1,10 г\см³ - плотность бурового раствора

Буровой инструмент:

ТБВК 127×2302 м; УБТ 178×50 м; ДС -195

Буровая установка БУ - 3000БД

Буровой насос У8 - 6МА2

Ход расчета:

Определяем минимальный расчет жидкости для промывки скважины

Q_мин, дм\с, по формуле:

Qмин = 0,785×10³×(Д² - d² )× , (1.42)

где d = 127, мм - наружный диаметр бурильных труб

J_мин-минимальная скорость восходящего потока бурового

раствора, которой не наблюдается сальникообразования на

элементах бурильной колонны (долота, переводника, турбобура

и замках бурильных труб) и загрязнения ствола скважины.

Практикой установлено: J_мин = 1,1 -1,2, м\с -при турбином бурении.

Q_мин = 0,785×10³×0,2159² -0,127²) ×1,15 = 27,5

Следовательно подача насоса не должна быть меньше 27,5, дм³\с

Определяем максимальную подачу насоса Q макс, дм³\с на глубине

Н = 2362, м, по формуле:

Q_макс = \(Ар + А + В ×L) ×р_р, (1.43)

где N_кол = 510, кВт - полезная мощность насоса У8 -6МА2;

Ар -коэффициент перепада давления в турбобуре, Мпа

Ар = Р_табл\ р_р ×Q²_табл;, (1.44)

где Ртабл = 6,5 Мпа -перепад давления в турбобуре;

Q_табл = 45 дм\с -подача при Ртабл = 6,5, Мпа из таблицы 92 (1)

А_р = 6,5\1,10×45 = 0,0029

А - коэффициент потерь давления не зависящий от глубины скважины

А = а_м + а_убт ×l_убт + а_д +а_т, (1.45)

где а_м -коэффициент потерь давления в манифольде;

а_м = 34×10^-5 при диаметре ведущей трубы 85, мм;

а_убт - коэффициент потерь давления в УБТ.

а_убт = 0,59×0^-5

где а_д - коэффициент потерь давления в промывочных отверстий долота.

а_д = 0,12\F²

где F = 13,5 см² -суммарная мощность промывочных отверстий долота

а_д = 0,12\13,5² = 65,8×10^-5

а_т = 0 -коэффициент потерь давления в верхнем узле турбобура

А = (34×10^-5 + 0,59×10^-5 ×50 + 65,8×10^-5) = 0,001293

B - коэффициент потерь давления, зависящий от глубины бурения

В = а_тр + а_замк\l_замк×а_кп,, (1.46)

где а_тр = 61×10^-8 из таблицы 59 (1) -коэффициент потерь давления в

трубах;

а_замк = 0,22×10^-5 из таблицы 62 (1) - коэффициент потерь давления в

бурильных замках

l_замк = 10, м принимаем для расчетов - среднее расстояние между

замками.

а_кп = 49×10^-8 из таблицы 60 (1) - коэффициент потерь давления в

кольцевом пространстве

В = 61×10^-8 + 0,22×10^-5\10 + 49×10^-8 = 1,32×10^-6

Q_макс = \((0,0028 + 0,001293 ×1,32×10^-6×2362) ×1,13) = 47

Выбранная подача насоса У8 - 6МА2 должна быть в пределах

Q_мин < Q_выбр < Q_макс, по таблице технической характеристики в

таблице 89 для насоса У8 -6МА2 при диаметре цилиндровых втулок 180, ммподача насоса будет составлять 35,7 дм³\с с коэффициентом подачи 0,85

Следовательно: Q_мин = 27,9дм³\с < Q_выбр = 35,7 дм³\с < Q_макс = 47 дм³\с.

Выбор оборотов долота

Определяем из соотношения

п_р\п_т = Q_р\Q_т

п_р = п_т ×Q_р \ Q_т

где п_р - расчетное число оборотов долота, об\мин;

п_т = 160, об\мин для ДС - 195 - обороты турбобура;

Q_р = 35,7, дм³\с - расход жидкости по Qвыбр = 35,7 дм³\с;

Q_т = 40, дм³\с -расход жидкости для турбобура ДС - 195.

П_р = 155 ×35,5 \ 40 = 138

Выбор осевой нагрузки на долото

Данный расчет связан с выбором типов и размеров долот







_{}_××_×^ 

_×^×××^







	
		^			
					
					







 

Дата добавления: 2015-12-01