Длина колонны для перекрытия избыточных давлений составляет:
l =1800;
Вес колонны: Р 1= q 8,6· l =0,222·1800=399,6 кН;
где q 8,6 – вес 1 метра обсадной колонны согласно ГОСТ 632-80 для тропециадальной резьбы исполнения группы Б, кН.
Вес обсадной эксплуатационной колонны тогда составляет:
Q=399,6 кН
В любом сечении вес нижерасположенной части обсадной колонны Q не должен превышать допустимого с учетом запаса прочности:
Q £ [ Р ],
где: - [ Р ] = Рст / n3=823/1,15=715,65 кН;
Рст – страгивающая нагрузка, при которой напряжения в опасном сечении резьбового соединения достигают предела текучести, рассчитанная по формуле Яковлева-Шумилова, взята из технических приложений согласно ГОСТ 632-80;
n3- коэффициент запаса прочности на страгивание для труб с тропециадальной резьбой.
3.6 Расчет цементирования обсадных колонн
Цементирование скважины производится для – предотвращения возможности движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой черезза колонное пространство, обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняется от коррозии пластовыми водами
3.6.1 Расчет цементирования эксплуатационной колонны
Расчеты представлены следующим образом, исходя из того, что плотность легкого цементного раствора должна превышать на 250 кг/м3 буровой раствор и Кп равным 1,55, цементный раствор будет равным от 1350 до 1550 кг/м3. Для расчета оптимально средним значением плотность цементного раствора принимаем 1450 кг/м3.
L=высота цементирования, м;
Н1=величина недохождения цементного раствора до устья, м;
H2=высота подъема цементного раствора в предыдущей колонне, м;
Н3=высота подъема цементного раствора в расчетной колонне, м;
Н4=высота цементного стакана 15-20 м;
d1=диаметр скважины d1=1.12•Dд, м;
d2=наружный диаметр обсадных труб, м;
d3=внутренний диаметр обсадных труб, м;
d4=внутренний диаметр предыдущей колонны, м;
m - водоцементное отношение 0.95;
1) Для эксплуатационной колонны величины следующие:
L=1800 м;
Н1=0 м;
H2=510 м;
Н3=1800 м;
Н4=15 м;
d1=1.12•Dд=1,12•0,151=0,1803 м;
d2=0,114 м;
d3=0,0992 м;
d4=0,161 м;
m – 0,95;
1450 кг/м3;
1100 кг/м3
Определим объем цементного раствора по формуле:
Vц.р.=0,785•[(d42-d32)•Н2+(d12-d32)•H3+d22•H4]2.8.1
Vц.р.=0,785•[(0,1612-0,09922)•510+(0,16912-0,09922)•1800+0,1142•15]= 42.06 м3
Определим плотность твердой фазы цементного раствора из выражения:
pт=pц.р./1-m•(pц.р./pв.-1)(2.8.2)
pт.=1450/1-0,95•(1450/1000-1)=2543 кг/м3
Принимаем ОЦГ pт.=2543 кг/м3
Определим количество цементного порошка для приготовления 1 м3 цементного раствора:
qц=pт•(pц.р-pв)/ pт-pв (2.8.3)
qц=2543•(1450-1000)/2543-1000=741.63 кг/м3
Определим количество сухого цемента необходимого для приготовления нужного объёма цементного раствора:
Gц=к2•qц•Vц.р. (2.8.4)
где к2- коэффициент учитывающий потери при приготовлении к2=1,05-1,15.
Gц=1,05•741,63•42.11=32791.6кг
Определим количество воды для приготовления 1 м3 раствора:
Vв=qц•m/pв (2.8.5)
Vв=741,63•0,95/1000=0,704 м3
Определим общее количество воды:
Vв= к3•Vв•Vц.р. (2.8.6)
где к3- коэффициент, учитывающий потери воды к3=1.09-1.1
Vв=1,09•0,704•42.11=32.31 м3
Определим объём продавочной жидкости:
Vп.р=0,785•к4•(d2)2•(L-H4) (2.8.7)
где к4– коэффициент, учитывающий сжимаемость продавочной жидкости к4=1.03-1.05
Vп.р=0,785•1,03•(0,114)2•(1800-15)=18.75 м3
3.6.2 Расчет цементирования кондуктора
2) Для кондуктора значения следующие:
L=510 м;
Н1=0 м;
H2=30 м;
Н3=510 м;
Н4=15 м;
d1=1.12•Dд=1,12•0.2445=0,2738 м;
d2=0,1683 м;
d3=0,161 м;
d4=0,2545 м;
m - 0.5;
1450 кг/м3;
1100 кг/м3
Определим объем цементного раствора по формуле (2.8.1):
Vц.р.=0,785•[(0,25452-0,1612)•30+(0,27382-0,1612)•510+0,16832•15]=26.57 м3
Определим плотность твердой фазы цементного раствора из выражения (2.8.2):
pт.=1450/1-0,95•(1450/1000-1)=2543 кг/м3
Принимаем ОЦГ pт.=2543 кг/м3
Определим количество цементного порошка для приготовления 1 м3 цементного раствора по формуле (2.8.3):
qц=2543•(1450-1000)/2543-1000=741.63 кг/м3
Определим количество сухого цемента необходимого для приготовления нужного объёма цементного раствора по формуле (2.8.4):
Gц=1,05•741,63•26.57 =20690,36кг
Определим количество воды для приготовления 1 м3 раствора по формуле (2.8.5):
Vв=741,63•0,95/1000=0,704 м3
Определим общее количество воды из выражения (2.8.6):
Vв=1,09•0,704•26.57=20,388 м3
Определим объём продавочной жидкости по формуле (2.8.7):
Vп.р=0,785•1,03•(0,1683)2•(510-15)=11,33 м3
3.6.3 Расчет цементирования направляющей колонны
3) Для направляющей колонны величины следующие:
L=30 м;
Н1=0 м
H2=0 м;
Н3=30 м;
Н4=15 м;
d1=1.12•Dд=1,12•0,3495=0,3914 м;
d2=0, 2731 м;
d3=0, 2545 м;
d4=0 м;
m - 0.5;
1450 кг/м3;
1100 кг/м3
Определим объем цементного раствора по формуле (2.8.1)
Vц.р.=(0,39142-0,25452)•30+0,27312•15]=3,77 м3
Определим плотность твердой фазы цементного раствора из выражения (2.8.2):
pт.=1450/1-0,95•(1450/1000-1)=2543 кг/м3
Принимаем ОЦГ pт.=2543 кг/м3
Определим количество цементного порошка для приготовления 1 м3 цементного раствора по формуле (2.8.3):
qц=2543•(1450-1000)/2543-1000=741.63 кг/м3
Определим количество сухого цемента необходимого для приготовления нужного объёма цементного раствора по формуле (2.8.4):
Gц=1,05•741,63•3,77 = 2935,75 кг
Определим количество воды для приготовления 1 м3 раствора по формуле (2.8.5):
Vв=741,63•0,95/1000=0,704 м3
Определим общее количество воды из выражения (2.8.6):
Vв=1,09•0,704•3,77 =2,89 м3
Определим объём продавочной жидкости по формуле (2.8.7):
Vп.р=0,785•1,03•(0,2731)2•(30-15)=0,903 м3
3.7Организационно – технические мероприятия по повышению крепления скважины
1. Потребное количество цементировочного оборудования для выполнения одной конкретной операции по цементированию обсадной колонны (для направления, кондуктора, эксплуатационной) определено в проекте на строительство скважины с учетом его технических характеристик и условий применения.
2. Перед выполнением тампонажных работ проводится подготовка насосных установок, она должна включать:
- опрессовку всех элементов нагнетательногоманифольда в собранном виде на полуторакратное ожидаемое при работе давление.
3. Перед выполнением ответственных операций необходимо осуществить настройку и тарировку приборов станции СКЦ.
4. Подготовка к работе цементировочной головки должна включать:
- оснащение кранами и насосных установок, подключаемых к головке;
- проверку на исправность стопорных болтов и их уплотнений;
- проверку резьб под муфту обсадной трубы и крышки;
- опрессовку на полуторакратное давление, ожидаемое при работе.
5. В программе проекта на строительство скважины предусматривается применение тампонажных цементов, выпускаемых промышленностью и удовлетворяющих требованиям соответствующих стандартов и техническим условиям. Тампонажный материал должен быть выбран и зависимости от геолого-технических условий бурения скважины:
- градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва;
- плотности бурового раствора;
- статической температуры в призабойной зоне;
- состава горных пород в разрезе скважин.
6. Выбранный тампонажный материал должен обеспечивать возможность приготовления из него тампонажного раствора, плотность которого выше плотности бурового раствора на 250 кг/м3.
7. До цементирования скважины необходимо произвести отбор проб и анализ тампонажного цемента на соответствие его техническим требованиям стандарта.
По результатам испытаний проб тампонажного материала составляется акт.
8.Запрещается производить цементирование обсадной колонны при отсутствии у исполнителей работ результатов контрольных испытаний проб тампонажного материала и подбора рецептуры раствора.
Если расчетный объем жидкости затворения превышает общую вместимость мерных баков насосных установок, тампонажная служба извещает буровую организацию о необходимости установить специальную емкость соответствующего объема.
Циркуляционная система буровой установки должна позволять удобное подключение цементировочного оборудования для набора продавочной жидкости.
9. При подборе рецептуры тампонажного раствора необходимо обеспечить требуемые величины параметров: растекаемости, плотности, водоотделения, времени загустевания, сроков схватывания и прочности тампонажного камня.
10. Время загустевания раствора при подборе рецептуры определяется при забойной температуре и ожидаемом гидродинамическом давлении. При подборе рецептуры для цементирования конкретной скважины необходимо принимать время загустевания, равным расчетному времени цементирования, взятому с запасом не менее 20 и не более 45 минут.
11. Необходимо проверить время загустевания зон смешения бурового раствора с буферной жидкостью и буферной жидкости с тампонажным раствором.
В отдельных случаях по соответствующим методикам определяются начальный градиент фильтрации и реологические параметры тампонажного раствора.
12. Потребное количество тампонажного материала для цементирования обсадной колонны определяется по данным геофизических исследований и промыслового опыта крепления скважин на конкретной площади.
13. За сутки до цементирования скважины следует провести контрольный анализ рецептуры тампонажного раствора.
14. Для размещения цементировочного и другого оборудования, предназначенного для цементирования, буровая организация готовит площадку у мостков буровой. Место для площадки выбирают в стороне от токонесущих проводов. Площадка должна быть спланирована без заметного уклона.
15. Размещение и обвязка цементировочной техники у буровой осуществляются в соответствии со схемой, определенной проектом на строительство скважины.
16. После сборки нагнетательных трубопроводов необходимо произвести их опрессовку на полуторакратное давление, ожидаемое при работе.
3.7.1 Подготовка буровой установки к креплению скважин.
Задача подготовки оборудования в обеспечении безотказной работы и создание благоприятных условия для работы буровой бригады. Одновременно на буровую должны быть доставлены весь необходимый инструмент и материалы.Буровой бригадой проводится ряд работ по подготовки буровой установки к креплению скважины:
-Проверяется состояние фундаментов блоков, основание вышки, агрегатов буровой установки.
-Проверяется состояние вышки, центровка ее относительно устья скважины, тормозной системы лебедки, силового привода, буровых насосов, запорной арматуры, нагнетательной линии и талевой системы.
-В превентор устанавливаются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб.
-Проверяется исправность и точность показаний контрольно-измерительных приборов.
-Выявляются недостатки и устраняются до начала ведения работ и оформляются актом о готовности буровой установки к креплению скважины.
3.7.2 Подготовка обсадных труб
Колонна обсадных труб, предназначенная к спуску, комплектуется в соответствии с заказом-заявкой. На трубной базе она подвергается тщательной проверке. Виды проверок определяет руководство в зависимости от геолого-технических условий бурения.
Комплекс проверок включает: контроль маркировки труб, соответствие маркировки сопроводительной документации.визуальный контроль, инструментальный контроль, дефектоскопический контроль, гидроиспытания труб.
Поверхностный контроль.
Проверяется у всех труб заводская маркировка, которая сличается с сертификатом. При отсутствии сертификата не разрешается комплектация колонн. При наличии расхождения комплектовать колонну труб также не разрешается. Совершенно не допускается комплектовать колонну из труб второго сорта.
Визуальный контроль.
Проверяется отсутствие внешних изъянов. раковин, закатов, вмятин, трещин, песочин. Резьбы проверяются на отсутствие рванин, заусениц, забоин, срыва ниток и других дефектов.
Инструментальный контроль.
Проверяются параметры резьб и уплотнительных поясков, длина трубы, ее прямолинейность, наружный и внутренний диаметр трубы.
Комплектование труб.
Обсадную колонну комплектуют в соответствии с конструкцией, на наружной поверхности вблизи ниппельного конца светлой краской наносят порядковый номер. Номера проставляются в порядке очередности спуска. Сведения о каждой трубе заносятся в ведомости. Для замены труб доставляются резервные трубы с максимальной по расчету прочностью - из расчета 50 м на каждые 1000 м основного комплекта.
Перед спуском трубы шаблонируются и подвергаются повторному визуальному осмотру.
После осмотра трубы, в которых дефектов не обнаружено, подвергают испытанию на герметичность методом опрессовки. Опрессовку проводят на трубной базе либо на буровой. Давление опрессовки обсадных колонн должно быть не менее, чем на 5 % превышать избыточное внутреннее давление.
Время опрессовки в течение 30 с. Изменение давления не должно превышать 0.5 МПа. Негерметичные трубы отбраковываются.
Признанные годными трубы завозят на буровую за несколько дней до спуска в скважину. Вместе с трубами доставляют и оснастку обсадной колонны. Они должны быть проверены, а некоторые из них подвергнуты также опрессовке. Обратные клапана опрессовывают давлением, превышающим в 1.5 раза наибольшую разность давлений столбов жидкостей в заколонном пространстве и в колонне после цементирования. Опрессовке также подвергаются муфты ступенчатого цементирования.
3.7.3 Выбор тампонажного материала.
Выбор тампонажного материала производится в зависимости от характера разреза, назначения скважины, высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве и температуры забоя. Потребность материалов определяется расчетом.
Скважина является вертикальной глубинной 1800 метров с температурой забоя 80 оС, по разрезу скважины можно увидеть преимущественное количество глин и песчаников которые способные к обрушению, так же от пластовых минерализованных вод подъём цемента осуществляется до устья скважины, плотность раствора выбрана исходя из того, что плотность раствора превышает буровой раствор на 250 кг/м3 и с учетом коэффициента поглощения равным 1,55, плотность раствора 1450 кг/м3. Раствор является облегченным. Исходя из данных изложенных выше выбираемтампонажный раствор марки ОЦГ.
3.7.4 Подготовка скважины к спуску обсадных труб.
Чтобы избежать осложнений при спуске обсадной колонны, предусматривается комплекс работ по подготовке ствола скважины. Виды работ и их объем зависят от состояния ствола скважины, сложности геологического разреза и протяженности открытой части ствола. О состоянии ствола судят по наблюдениям при спуске и подъеме бурильной колонны (посадки, прихваты, затяжки и т. д.), по прохождению геофизических зондов, по данным кавернометрии и инклинометрии.
Заранее выделяют интервалы, где отмечены затруднения при спуске бурильного инструмента, зоны сужения ствола, образования уступов, участки резкого перегиба оси скважины и т. д. В этих интервалах в подготовительный период проводят выборочную проработку ствола. В скважину спускают новое долото (с центральной промывкой) в сочетании с жесткой компоновкой и, удерживая инструмент на весу, прорабатывают выделенные интервалы с промывкой при скорости подачи 40 м/ч. Выдерживание вращающегося инструмента на одном месте не допускается во избежание зарезки нового ствола. Если отмечаются трудности в прохождении инструмента, его приподнимают и спускают несколько раз. В сложных условиях скорость подачи инструмента может быть снижена до 20 - 25 м/ч.
После выборочной проработки ствол скважины шаблонируют. Для этого из обсадных труб собирают секцию длиной около 25 м и на колонне бурильных труб спускают ее в ствол скважины на всю глубину закрепляемого участка. Таким способом проверяют проходимость обсадных труб.
Через спущенный инструмент скважину тщательно промывают до полного выравнивания свойств промывочной жидкости. Общая продолжительность непрерывной промывки не менее двух циклов. В конце промывки в закачиваемую промывочную жидкость добавляют нефть, графит и другие аналогичные добавки для облегчения спуска обсадной колонны. При извлечении из скважины длину инструмента измеряют и по суммарной его длине контролируют протяженность ствола скважины.
Завершив подготовительные работы, приступают к спуску обсадной колонны в скважину.
3.7.5 Цементирование обсадной колонны.
Направляющая колонна цементируется по до устья скважины с помощью одноступенчатого цементирования в связи с тем, что направляющие обсадные трубы спускаются на глубину 30 метров и необходимо, чтобы цементный камень предотвращал перетекание бурового раствора по затрубному пространству для избегания размытия устья скважины, а также закрепления обсадной колонны в неустойчивых породах. Выбор одноступенчатого способа цементирования обуславливается тем, что мощности насоса достаточно, чтобы нагнетать необходимое количество цемента на необходимый подъем цемента. Кроме того он является простым и распространенным способом цементирования.
Кондуктор также цементируется по всему интервалу от 0 до 510 метров с помощью одноступенчатого цементирования. Кондуктор служит фундаментом для установки противовыбросового оборудования и защищает пресноводные пласты от загрязнения нефтью, газом или соленой водой из более глубоких продуктивных слоев. Таким образом, надежность и устойчивость зацементированного кондуктора обуславливает подъем цемента до устья скважины. Применяемый одноступенчатый способ цементирования обосновывается так же как для цементирования направляющей колонны.
Эксплуатационная колонна цементируется с помощью одноступенчатого способа с интервала 0 до 1800 метров. Таким образом, если применить одноступенчатый способ цементирования - давление, создаваемое на стенки скважины, будет уравниваться и тем самым, осадка цементного камня не будет. Применяемый облегчённый цементный раствор плотностью 1450 кг/м3 не вызовет осложнений при прокачке его до устья скважины, при правильно принятой технологии и мощности оборудования. Цементирование эксплуатационной колонны требует тщательного соответствия компоновки, герметичности спускаемых пробок, и проверку на опрессовку, в последствии создания качественного изоляционного канала от забоя до устья скважины для поднятия флюида.
3.8 Выбор и расчет бурильной колонны.
Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, тонкостенных стальных бурильных труб и утяжелённых бурильных труб, к нижний части которых присоединяется буровое долото. В зависимости от условий бурения вблизи долота устанавливаются центрирующие, калибрующие, стабилизирующие и расширяющие устройства. Верхняя труба бурильной колонны соединена с вертлюгом, который с помощью крюка, талевого блока и каната подвешен на кронблоке, установленном в верхней части буровой вышки
3.8.1 Выбор и обоснование УБТ и бурильных труб.
Диаметр нижней секции УБТ выбирается исходя из диаметра долота для обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. При выборе УБТ необходимо соблюдать соотношение из таблицы 3.8.1
Таблица 3.8.1
| Диаметр долота, мм | ≤ 295,3 | ≥295,3 |
| Соотношение dубт/Dд | 0,80-0,85 | 0,70-0,80 |
Для бурения под эксплуатационную колонну диаметр долота составляет 151 мм и резьбой З-88, при роторном способе бурения рекомендуется применять утяжеленные бурильные трубы сбалансированные(УБТС2).
Исходя из диаметра долота и соотношений из таблицы 3.8.1 выбираем утяжеленные бурильные трубы сбалансированные диаметр трубы 133 мм (УБТС2-133) с проточкой под элеватор и со сверленным отверстием для лучшей балансировки при вращении. Внутренний диаметр трубы составляет 64 мм, резьбой З-108, диаметр проточки под элеватор 115 мм, масса 1 м трубы составляет 84 кг, данные трубы выпускаются длинной 6 метров.
Исходя из диаметра УБТ выбираем бурильные трубы.Для бурения неглубоких вертикальных скважин роторным способом рекомендуется применять трубы типа ТБВК группы прочности Д с максимальной толщиной стенки. При выборе бурильных труб необходимо соблюдать соотношение dубт/dбт≥0,7. Выбираем бурильные трубы с высаженными внутрь концами с стабилизирующими коническими поясками диаметром 102 мм (ТБВК-102) толщиной стенки 10 мм, группой прочности Д, с массой 1 метра трубы 32 кг, данные трубы выпускаются длинной 12,4 метра, тип замка ЗШК-133 (З-108) конический стабилизирующие пояски предотвращают перекручивание бурильных труб при вращении колонны.
Для бурения подкондуктор колонну долотом 244,5 мм (З-121), выбираем утяжеленные трубы УБТС2-178 и УБТС2-203 для соблюдения соотношений долота к УБТ и УБТ к бурильной трубе. При этом отношение диаметров предыдущей ступени к последующей должно быть не менее 0,8, ступень УБТ меньшего диаметра расположена ближе к бурильной колонне.
УБТС-203 выпускается с замковой резьбой З-161, внутренним диаметром 80 мм,вес 1 м трубы составляет 215 кг и длинной 6 м.
УБТС-178 выпускается с замковой резьбой З-147,внутренним диаметром 80 мм, вес 1 м трубы составляет 156 кг и длинной 6 м.
Исходя из УБТС-178 выбираем бурильные трубы с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками и диаметром 140 мм (ТБВК-140) с максимальной толщиной стенки 10мм, группой прочности Д, весом 1 метра трубы 61 кг, и длинной 12,4 метра,тип замка ЗШК-178 (З-147)
Интервал под направляющую колонну бурится бурильными трубами ТБВК-140 так как нет необходимости для придания дополнительной осевой нагрузки, интервал от 0-30 м сложен слабосцементированными породами в случае придания дополнительной нагрузки инструмент будет вязнуть в породах, для обеспечения центровки колонны применяем центрирующие элементы.
3.8.2 Выбор и обоснование ведущей трубы.
Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне.Ведущие бурильные трубы выбираются исходя из резьбового соединения бурильных труб. Исходя из бурильных труб ТБВК 140 с замками ЗШК-178 и резьбой З-147 и бурильных труб ТБВК 102 с замками ЗШК-133 и резьбой З-108 выбираем ведущую бурильную трубу квадратного сечения, со стороной квадрата 155 мм с левой резьбой верхнего переводника З-152 Л, нижнего З-171. Общая длина ведущей трубы составляет 14 м. Для соединения ведущей трубы с бурильной колонной будут применены переводники, для соединения с бурильными трубами ТБВК 140 П171/147, для бурильных труб ТБВК 102 П 171/108. Схемы бурильных колонн под направления,кондуктор и эксплуатационную показаны на схемах 1,2,3.
Бурильные колонны под кондуктор, эксплуатационную колонну и направления указанные на схемах 1,2,3 имеют компоновку низа бурильной колонны «отвеса», так как установка центрирующих элементов в глинах и песчаниках при соприкосновении со стенками скважины могут привести к обвалам горных пород, установка калибрирующего устройства над долотом выполняет функции калибровки и центровки над долотом а осевая нагрузка приданная установкой УБТ будет направлять буровой инструмент по вертикали вниз, что нам и необходимо для вертикальной скважины.
3.8.3 Расчет утяжеленных бурильных труб.
Интервал под эксплуатационную колонну (510-1800 м)
Определяем соотношения бурильных труб к утяжеленным бурильным, трубам которое составляет: dб.т/dубт ≥ 0,7, и соотношение утяжеленных бурильных труб к долоту которое составляет dубт/Dд≥0,8.
Диаметр утяжеленных бурильных труб (УБТС2) dубт=133 мм.
Диаметр бурильных труб (ТБВК) dбт=102 мм.
Диаметр долота Dд=151 мм.
Соотношение УБТ к долоту:
133/151=0,88≥0,8
Соотношение БТ к УБТ:
102/133=0.76≥0,7исходя из решений утяжеленные бурильные трубы применяем одноступенчатые.
Определяем длину утяжеленных бурильных труб по формуле:
lубт=(1,25*Pд)/qубт
гдеPд-нагрузка на долото, кН;
qубт- вес 1 м УБТ, кН/м (согласно данным вес 1 м УБТ – 133 равен 84 кг).
qубт=84*9.8/1000=0.82 кН
Pд=Pуд*Dд
где Pуд- удельная нагрузка на долото. Рекомендуемая удельная нагрузка приведена в таблице 3.8.3
Таблица 3.8.3
| Горные породы | Pуд,кН/мм |
| Весьма мягкие | ≤ 0,2 |
| Мягкие,среднемягкие,мягкие прослойками средней твердости и твердых пород. | 0,2-0,5 |
| Породы средней твердости с прослойками твёрдых | 0,5-1,0 |
| Твёрдые породы | 1,0-1,5 |
| Крепкие и очень крепкие породы | ≥1,5 |
Pд=0.5*151=75.5 кН/м
lубт=(1,25*75,5)/0,82=155 м
Известно что УБТС2-133 выпускаются длиной 6 м. исходя из этого получается 26 труб по 6м.
Для бурения под кондуктор (30-510 м)
Диаметр утяжеленных бурильных труб (УБТС2) dубт=178мм.
Диаметр бурильных труб (ТБВК) dбт=140 мм.
Диаметр долота Dд=244,5мм.
Определяем соотношение бурильных труб к УБТ и УБТ к долоту.
Соотношение Бурильных труб к УБТ:
140/178=0,78≥0,7
Соотношение УБТ к долоту:
178/244,5=0,72<0,8.
Исходя из решений соотношение УБТ к долоту не соблюдается, исходя из этого принимаем двухступенчатые, соотношение между УБТ принимают ≥0,8 ступени УБТ уменьшаются к бурильным трубам, выбираем УБТС2-203.
Соотношение УБТ:
178/203=0,87≥0,8
Соотношение УБТ к долоту:
203/244,5=0,83≥0,8
Определяем длину УБТ
qубт178- вес 1 м УБТ, кН/м (согласно данным вес 1 м УБТ – 178 равен 156 кг).
qубт178=156*9.8/1000=1,52кН
qубт203- вес 1 м УБТ, кН/м (согласно данным вес 1 м УБТ – 203 равен 215 кг).
qубт203=215*9.8/1000=2,10кН
Pд=0,5*244.5=122,5 кН/м
lубт178=(1,25*122.5)/1.52=101 м
lубт203=(1,25*122.5)/2.10=73 м
УБТС2-178 и УБТС2-203 выпускаются длиной трубы 6 м.Исходя из этого получается:
УБТС2-178 -17 труб по 6 метров.
УБТС2-203 -13 труб по 6 метров.
3.8.4 Расчет на выносливость бурильных труб
Определяется экваториальный момент инерции сечения труб по формуле:
