Бурова установка

                                                        (2.2)

де К – коефіцієнт, який враховує перевищення ваги ОБТ над навантаженням на долото; приймаємо К = 1,25;

G — осьове  навантаження на долото (додаток 2);

—  вага 1м.п. ОБТ (додаток 2);

— питома вага бурового розчину; приймаємо  = 1300 кг / м;

питома вага матеріалу труб; приймаємо  = 7850 кг/м;

Довжина ОБТ при бурінні під направляючу колону Ø426 мм:

 

З урахуванням довжини однієї свічі 25 м приймаємо =325 м.

Довжина ОБТ при бурінні під кондуктор Ø324 мм:

 

Приймаємо =325 м.

Довжина ОБТ при бурінні під проміжну колону Ø245 мм:

 

Приймаємо =325 м.

Довжина ОБТ при бурінні під проміжну колону Ø168 мм:

 

Приймаємо =425 м.

Довжина ОБТ при бурінні під проміжну колону Ø146 мм:

 

Приймаємо =425 м.

 

Для I-ої секції бурильної колони приймаємо бурильну трубу із Ø 114 товщиною стінки 11 мм групи міцності Д.

Визначаємо допустиму довжину бурильних труб за формулою:

(2.3)

де    – приведена  вага 1 п.м. бурильної труби (додаток 3). =301 Н;

 - допустиме розтягуюче навантаження в тілі труби; визначаємо за формулою:

 

- розтягуюче навантаження, при якому напруження у тілі труби досягає границі текучості (додаток 3). =2300 кН;

К - коефіцієнт запасу міцності; приймаємо для роторного буріння К =1,4.

Отже,

 

Для ІI-ої секції бурильної колони приймаємо бурильну трубу із Ø 127 товщиною стінки 10 мм групи міцності Д :

 

Для ІІI-ої секції бурильної колони приймаємо бурильну трубу із Ø 140 товщиною стінки 11 мм групи міцності Д:

 

На основі проведених розрахунків складаємо таблицю вибору компоновки бурильного інструменту для буріння під різні обсадні колони:

Таблиця 2.2 – Робочий інструмент при бурінні під різні обсадні колони

 

Вагу бурильного інструмента при бурінні під кожну обсадну колону визначаємо за формулою:

 

де  - вага колони бурильних труб;

 - вага колони ОБТ;

К – коефіцієнт прихвату; приймаємо К=1,3;

Qкб.к.=(1860*323+260*331+1030*417+350*970) ∙1,3=1892 кН,

Qпрб.к.=(300*1890+2550*323) ∙1,3=1807кН,

Qекспл.б.к.=(300*1920) ∙1,3=748 кН.

Визначаємо вагу кожної секції обсадних колон.

Вага кондуктора:

Qко.к.=1062*180=191160 Н.

Вага 1 проміжної колони спускається на глибину 1850 двома секціями: перша довжиною 1000 м, друга довжиною 850 м:

Qп1о.к.=850*945+388*550+331*260+190*301=1159900 Н.

Qп2о.к.=300*796+400*721+300*945=810700 Н.

 

 

Вага 2 проміжної колони спускається на глибину 1850 двома секціями: перша довжиною 1000 м, друга довжиною 850 м:

Qп1о.к.=1900*661+300*705+1700*301=1979100 Н.

Qп2о.к.=800*539+900*705=713200 Н.

 

Експлуатаційна колона спускається на глибину 5800 двома секціями із зміною діаметра колони із 168 мм на 146: перша довжиною 3800 м, друга довжиною 2000 м, зміна діаметрів відбувається на глибині 2500 м.:

QІео.к.=400*312+760*343+840*343+3800*301=1817400 кН.

QІІео.к.=140*362+360*399+1060*435+940*471=1098160 кН.

Результати розрахунків занесемо в таблицю 2.2.

Таблиця 2.2 – Зведена вагова характеристика обсадних і бурильних колон.

 

Використовуючи дані таблиці 2.2, по максимальному навантаженні на гак вибираємо бурову установку БУ-6500-ДГ.

Бурова установка БУ-6500-ДГ використовується для турбінного і роторного способів буріння свердловин на глибину 6500 м в неелектифікованих районах .

Кінематична схема установки складається з кінематичної схеми спуско-підйомного агрегату ЛБУ - 1700Д і кінематичної схеми приводу лебідки , ротора через лебідку і бурових насосів. Швидкість і вантажопідйомність лебідки ЛБУ - 1700Д бурової установки БУ-6500-ДГ.

 

Таблиця 2.3 – Технічна характеристика бурової установки  БУ 6500 ДГ

 

Комплекс обладнання циркуляційної системи призначений для очищення, приготування, хімічної обробки, зберігання і транспортування бурового розчину при бурінні нафтових і газових свердловин в умовах помірного кліматичного району згідно ГОСТ 16350-80. 

Від устя свердловини розчин потрапляє до блоку очищення по прямокутних жолобах, а перетікання розчину від ємкості до ємкості – по напівкруглих.

Блоки очищення призначені для ведення бурових робіт по маловідхідній технології  і входять до складу циркуляційних систем бурових установок усіх класів. 

Блок очищення призначений для послідовного видалення великих i малих частинок вибуреної породи та інших домішок, які містяться в буровому розчині, що надходить із свердловини. Первинна очистка проводиться вібраційним ситом, з допомогою якого видаляються великі частинки (розміром більше 75 мкм). Дрібні частинки шкідливих домішок видаляються з допомогою пісковідділювача (25 мкм) та муловідділювача (5 мкм).

Очищений розчин послідовно надходить в кожну ємність. Для перемішування розчину ємність обладнана двома гідромоніторами, працюючими від допоміжної нагнітальної лінії бурових насосів. Шлам із ємностей видаляється через люки. Ємкості обладнані площадками для обслуговуючого персоналу і перилами. В нижній частині вони з’єднуються трубопроводом із встановленим на ньому шибером для