Обоснование максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов

2.4.4 Обоснование максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов

Максимальная величина давления на выкиде буровых насосов является одним из главных параметров, который определяет работу гидравлического забойного двигателя и оказывает существенное влияние на темп углубления скважины.

Расчет производится по методике (9)

 (40)

где: Р_max - максимальная величина давления на выкиде буровых насосов, мПа;

G –осевая нагрузка на долото, ;

G_ВР – вес вращающихся элементов забойного двигателя, Н;

F_р – площадь поперечного сечения турбинок;

Р_Т- перепад давления в турбобуре, мПа;

G_П- осевая нагрузка на пяту забойного двигателя, меняется в зависимости от твердости пород, G_П=+30кН:

 (41)

где: d_cр – средний диаметр турбинок, Н;

 (42)

где: G₃ – вес забойного двигателя, Н; b – 0,85 – архимедова сила.

интервал 0-715м:

интервал 715-1830м:

интервал 1830-2560м:

2.5 Обоснование. Выбор и расчет компоновок бурильной колонны

Определяем длину УБТ требуемую для создания нагрузки и придания жесткости КНБК.

где с- скорость звука в материале труб;

Т- период продольных вибраций долота;

- расстояние от забоя до УБТ;

 - расстояние от забоя до осевой опоры ГЗД.

Для создания осевой нагрузки применяем УБТС-2. В интервале 0-715 м длину УБТС-2 203х61,5 принимаем 12м, а в интервале 715-1830м и 1830-2560м длину УБТС –2 178х49 принимаем 12м \1\.

Длину секции ПК 127х9 определяем по формуле:

 (43)

где: l_ПК – длина секции ПК (ТБПВ), м;

G – осевая нагрузка на долото, Н;

G_УБТ- вес УБТ; G_УБТ- =1530 н\м-178 мм;

G_УБТ=2105 н\м – 203мм:

G₃ – вес забойного двигателя, Н;

g_ПК – вес труб ПК 127х9; g_ПК=305 н\м

b – коэффициент учитывающий архимедову силу

 (44)

где: - плотность материала труб, _ПК =7850кг\м³

Длину секции ЛБТ 147х11 Д16Т находим по формуле \10\.

 (45)

где: l_ЛБТ – длина секции ЛБТ Д16Т, м;

l_к – длина бурильной колонны. м;

l_УБТ – длина труб УБТ, м;

l₃ – длина забойного двигателя, м;

l₃ – длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры забойного двигателя, м;

Производим расчет по формулам (2.43-2.45):

интервал 0-715 м:

Длину секций труб ПК принимаем равным l_ПК=144м или 6 секций.

интервал 715- 1830 м:

Максимально необходимую длину секций труб ТБПВ принимаем равным l_ПК=96 м или 4 свечи.

интервал 1830-2560 м:

Для бурения интервала на эксплуатационную колонну длину секций труб ПК принимаем равным l_ПК=600м или 26 секций.

При расчете длин секций ЛБТ принимаются во внимание удлинение ствола скважины из-за профиля скважины.

Интервал 0-715 м:

Длину секций ЛБТ принимаем равным l_ЛБТ=456м или 19 свечей.

Интервал 715-1830 м:

Длину секций ЛБТ принимаем равным l_ЛБТ=1000м или 40 свечей.

Интервал 1830-2560 м:

по стволу скважин:

Длину секций ЛБТ принимаем равным l_ЛБТ=2000м или 80 свечей.

Расчёт колонны на прочность проводим для турбинного бурения по методике

/5/. Определяем растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны

при наиболее тяжелых условиях, когда колонна поднимается из искривлённой части скважины с большей скоростью при циркулирующей жидкости по формуле:

, (46)

где =1,3-коэффициент динамичности при СПО с включенными буровыми насосами /5/.

- площадь поперечного сечения типа ЛБТ.

- площадь поперечного канала труб /6/.

- силы трения колонны о стенки скважины /5/.

После расчёта необходимо проверить выполняется ли следующее условие:

 (47)

где =274 МПа.-предел текучести сплава Д16-Т из которого изготовлен ЛБТ.

=1,3- коэффициент запаса прочности /6/.

Если приведённое условие не выполняется , то необходимо перекомпоновка и соответственно перерасчёт колонны на прочность.

Расчеты приведены в таблице 23.

Таблица 23 - Прочность бурильной колонны

Таким образом, исходя из расчётов можно сделать вывод, что бурильная колонна которую мы подобрали, устраивает нас и по компоновке, и по растягивающему напряжению в данных геологических условиях.