Проектирование строительства эксплуатационной скважины глубиной 2500 метров на Кошильском месторождении

2. Технологическая часть

2.1 Выбор способа бурения

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения - один из ответственных этапов при проектировании технологии бурения, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения - режим бурения, гидравлическую программу, тип и класс бурового инструмента, тип буровой установки и технологию крепления скважины.

Окончательное решение по выбору способа бурения представляет собой сложную задачу. В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола скважины и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

Исходные данные:

Глубина скважины по вертикали.…………..…...………….2500 м

Забойная температура………………….….…..….…………80 ⁰С

Диаметр долота………………….……………...…………> 190 мм

Профиль ствола скважины……..….… наклонно - направленный

Удельный вес бурового раствора…..…………………..< 1,8 г/см³

На основании исходных данных для проводки проектируемой скважины наиболее подходящими является бурение гидравлическим забойным двигателем. Особенности бурения гидравлическим забойным двигателем заключаются в следующем:

1. Улучшаются в отличие от роторного способа условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить её, применить легкосплавные и тонкостенные бурильные трубы. Срок службы бурильной колонны обычно в 2 раза больше, чем при роторном способе бурения. Однако повышенные давления в циркуляционной системе вызывают более частый промыв резьб, что требует их тщательного контроля и смазывания, хорошего крепления.

2. Возрастает механическая скорость проходки вследствие высокой частоты вращения долота, что ведёт к значительному росту коммерческой скорости. Однако снижается проходка на долото в связи с повышенным износом опор вооружения долот, ограничением перепада давления в насадках долота и скорости истечения бурового раствора из них.

3. Могут использоваться все виды буровых растворов. Однако турбина имеет относительно низкие показатели при использовании очень вязких и утяжелённых растворов.

4. Облегчается отклонение ствола скважины в требуемом направлении.

5. Улучшаются условия работы обслуживающего персонала, так как отсутствует непрерывный шум ротора, уменьшаются вибрации на буровой.

Учитывая тот факт, что в Западной Сибири широко развито бурение гидравлическими забойными двигателями и в данной области накоплен не малый опыт, выбираем для бурения под кондуктор и эксплуатационную колонну гидравлический забойный двигатель.

Бурение под направление будет производиться роторным способом.

2.2 Проектирование профиля и конструкции скважины

2.2.1 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

Проектирование профилей наклонно направленных скважин заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом.

Профиль наклонно-направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении.

Профили скважины классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные. Кроме того, профили подразделяются на плоские - расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию.[4]

В условиях Западной Сибири наклонные скважины бурятся по трехинтервальному и четырехинтервальному профилю. Для скважин со смещением забоя по вертикали более 300 м принимают четырехинтервальные профили.

Основной параметр характеризующий профиль наклонной скважины является интенсивность углов искривления на участке набора кривизны и падения углов искривления на участке стабилизации. Для обеспечения успешной проводки скважины радиусы ствола скважины должны обеспечить:

возможность спуска приборов;

нормальное прохождение КБТ и обсадных колонн;

нормальную эксплуатацию обсадных колонн и глубинного насосного оборудования. По интервалам работы погружных насосов интенсивность искривления ствола не должна превышать 3^о на 100 метров длины ствола.

В данном проекте рассматривается применение четырехинтервального профиля скважины (рис. 2.2.1). Данный тип профиля скважины включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации зенитного угла, участок падения зенитного угла. Рассчитываем профиль скважины.[4]

Расчет производим для следующих условий:

- профиль скважины четырех интервальный;

- отход скважины (смещение забоя) 1000 м;

- глубина скважины по вертикали Но 2500 м;

- длина первого вертикального участка Нв 100м.

Расчет профиля:

1. Определим радиус второго участка

R₂ = (57,3/ i) *10, м; (2.2.1)

где i - интенсивность искривления, исходя из опыта работ на данном месторождении i = 1,5 ^о на 10 м;

R₂ = 57,3 / 1,5 *10 = 382 м

2. Находим радиус снижения угла на 4 участке

R₄ = 57,3 / i * 10, м; (2.2.2)

где i - интенсивность снижения угла i = 0,15^о на 10 м.

R₄ = 57,3/ 0,15 *10 = 3820 м

3. Определяем max угол наклона ствола скважины

= 90 - ( - ), (2.2.3)

= arctg A-R₁/ (Н-Н_в), (2.2.4)

где А - смещение забоя по горизонтали, м;

Н - глубина вертикальной проекции, м;

Н_в-длина первого вертикального участка, м.

 = arctg (1000 - 382) / (2500 - 100) =14,44 ^о

= arccos 1/2((A- R₂) ² +H_р² + R₂* (R_o + R₄)) / (R_o ((A - R₂)² + H_р²)

где Н_р = Н - Н_в = 2500 -100 = 2400 м;

R_o=R₂+R₄ = 382 + 3820 = 4202 м.

=69,87 ^о

= 90 - (69,87 ^о -14,44 ^о) = 34,57^о

4.Параметры второго интервала определяются по формулам:

l₂ = 0,01745 * R₂ * ₂ (2.2.6)

l₂ = 0,01745 * 382 *34,57 =230 м.

Н₂ = R₂ * sin₂ (2.2.7)

Н₂ = 382 * sin34,57 = 217 м.

S₂ = R₂ * (1 - cos₂) (2.2.8)

S₂ = 382 * (1 - cos34,57) = 67 м.

5. Параметры третьего, прямолинейного участка определяем по формуле:

l₃ = A - B (2.2.9)

A = [(h - H₁ - R₂ * sin₂)/cos₂] - |S - B| * sin₂ (2.2.10)

B = R₂ * (1 - cos₂) + (h - H₁ - R₂ * sin₂) * tg₂ (2.2.11)

B = 382 * (1 - cos34,57) + (2500 - 100 - 382 * sin34,57) * tg34,57 = 1572

А = [(2500 - 100 - 382 * sin34,57)/cos34,57)] - |1000 - 1409,5| * sin31,59 =2327

l₃ = 2327 - 1572 =755 м.

Н₃ = l₃ * cos₂ (2.2.12)

Н₃ = 755 * cos34,57 = 622м.

S₃ = l₃ * sin₂ (2.2.13)

S₃ = 755 * sin 34,57 = 428 м.

С = [2 * R₄ * |S - B| * cos₂ - (S - B)² * cos₂]^0,5 (2.2.14)

C = [2 * 3820 * |1000 - 1572| * cos34,57 - (1000 - 1572)² * cos34,57]^0,5 =1588

₄ = ₂ - arctg * [C / (R₄²-C²)^0,5] (2.2.15)

₄ = 34,57 - arctg * [1588 / (3820² - 1588²)^0,5] = 17,17 ^о.

6. Параметры четвертого интервала определяем по формулам:

l₄ = 0,01745 * R₄ * (₂ - ₄) (2.2.16)

l₄ = 0,01745 * 3820 * (34,57 - 17.17) = 1637 м.

S₄ = R₄ * (cos₄ - cos₂) (2.2.17)

S₄ = 3820* (cos17,17 - cos34,57) = 504м.

7. Общую длину скважины можно определить по формуле:

L = H₁ + l₂ + l₃+ l₄ (2.2.18)

L = 100 + 230 + 755 + 1637 =2722 м.

8.Общий отход(смещение) составит:

S = S₂ + S₃ + S₄ (2.2.19)

S = 67+ 428+ 504 = 999 м.

Размещено на http://www.allbest.ru/

223

Рис 2.2.1 Четырехинтервальный профиль

2.2.2 Выбор конструкции эксплуатационного забоя

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в районе продуктивного пласта.

К главным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но и её конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности, степень устойчивости пород призабойной зоны, наличие или отсутствие близко расположенных к продуктивному объекту напорных горизонтов, подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород продуктивного пласта, а также проектного способа эксплуатации.

Устойчивость призабойной зоны можно рассчитать по формуле [7]:

, (2.2.20)

где ?? коэффициент Пуассона, (??= 0,30);

?- средневзвешенная плотность вышезалегающих горных пород, кг/м³,

? =? p_i h_i/H; (2.2.21)

где p_i - плотность горных пород i-го пласта, кг/м³;

h_i - толщина i-го пласта, м;

? = 2485,5 кг/м³;

Н - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м, (Н=2385м);

Рпл- пластовое давление, МПа;

Р_пл = ?Рh; (2.2.22)

Р_пл = 0,1*2385 = 23,85 МПа;

Pз - давление столба жидкости на забой скважин при эксплуатации, МПа;

Рз = (H - hнорм.)*?н.*g; (2.2.23)

где g-ускорение свободного падения, м/с²;

p-плотность пластового флюида, кг/м³;

h_норм = 2/3H; g=9,81 м/с²; p=776 кг/м³,

Pз=(2500-(2/3)*2500)9,81776=6,34 МПа;

?сж - предел прочности горных пород при одноосном сжатии, МПа;

?сж=30МПа, для песчаника;

?_расч =2[0,30/(1-0,30)*(10^-6*2485,5?9,81*2385-23,85)+(23,85-6,34)]=64,42 Мпа.

?_сж.=30,0 МПа < ?_расч. =64,42 МПа, следовательно, коллектор неустойчивый.

Исходя из расчётного значения устойчивости коллектора и с учетом того, что нефтеносный пласт 2385-2451 имеет подошвенные воды и так как коллектор неоднородный выбираем конструкцию закрытого забоя. В этом случае при бурении скважины выбираем следующий способ вскрытия продуктивного пласта: перебуриваем продуктивный пласт на 49 метров, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускаем обсадную колонну до забоя, цементируем. Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом перфорируем ее.

Схема конструкции эксплуатационного забоя скважины приведена на рис. 2.2.2

Рис. 2.2.2 Схема конструкции эксплуатационного забоя скважины: 1 - обсадная колонна; 2 - цементный камень; 3 - продуктивный пласт; 4 - перфорационные каналы.

2.2.3 Обоснование конструкции скважины

Конструкция скважин определяет размеры обсадных колонн, их количество, диаметр ствола под каждую колонну, высоты подъема цементного раствора за колоннами. Конструкция должна обеспечивать строительство скважины до проектной отметки, надежное разобщение пластов, прочность и долговечность скважины как сооружения, экологическую безопасность при сооружении и эксплуатации.

При обосновании конструкции скважины учитываются следующие геологические и технико-экономические факторы:

а) геологические условия проводки скважины;

б) накопленный опыт бурения в аналогичных геолого-технических условиях;

в) выделение зон несовместимых по условиям бурения;

г) достижение максимальной коммерческой скорости бурения;

д) обеспечение минимального расхода материалов на 1 метр проходки;

е) требование действующих инструкций и правил безопасности;

ж) обеспечение условий эксплуатации и возможности проведения ремонтных работ;

з) охрана окружающей среды.

При проектировании конструкции данной скважины необходимо принять во внимание следующие особенности геологического строения разреза:

1. Газонасыщенных пластов в разрезе нет;

2. Аномально высоких пластовых давлений нет;

3. Многолетнемерзлые породы отсутствуют;

4. Люлинворская свита залегает в интервале 290-410 м;

6.Максимальная забойная температура 80С;

7.Кровля верхнего продуктивного горизонта -2385 м;

8. Проектная глубина скважины по вертикали - 2500 м.

На основании данных, представленных в разделе 1.2. - “Геологические условия бурения” строится совмёщенный график давлений (рис.2.2.3). Он позволяет выделить в разрезе интервалы, несовместимые по условиям бурения. Под несовместимыми условиями бурения понимают такое их сочетание, при котором заданные параметры процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнение в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной.

Из графика следует, что интервалы несовместимых условий отсутствуют, следовательно, нет необходимости в спуске промежуточных (технических) колонн.

Исходя из геологических характеристик, совмещённого графика давлений и выбранной конструкции эксплуатационного забоя, предусматриваем последовательный спуск в скважину следующих обсадных колонн:

1) направление (служит для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья скважины, обеспечения циркуляции бурового раствора при бурении под кондуктор);

2) кондуктор (обеспечивает перекрытие верхней части геологического разреза, сложенного неустойчивыми породами; служит для установки противовыбросового оборудования и подвески эксплуатационной колонны);

3) эксплуатационная колонна (служит герметичным каналом для соединения продуктивного пласта с устьем скважины и извлечения пластовых флюидов).

Кондуктор и эксплуатационная колонна, являются обязательными при любой конструкции скважины.

2.2.4 Расчёт глубин спуска и диаметров обсадных колонн

В соответствии с разделом 2.2.3. в конструкцию скважины будут включены следующие типы обсадных колонн: направление; кондуктор; эксплуатационная колонны

Проектируем спуск направления на глубину 55 метров, так как верхние слои представлены неплотными породами (во избежание их последующего размыва и обрушения вокруг устья).

Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение нескольких условий:

1. Перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;

2. Разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора;

3. Возможность герметизации устья скважины при ликвидации газонефтеводопроявлении (ГНВП) с исключением гидроразрыва пластов ниже башмака кондуктора;

4. При наличии несовместимых интервалов возможность их разделения.

Исходя из недопущения гидроразрыва пород под башмаком кондуктора, глубину спуска кондуктора определяем по формуле:

; (2.2.24)

где Р_пл - пластовое давление, МПа (25 МПа);

L - глубина скважины, м (2500м);

?_ф - плотность пластового флюида, г/см³, (0,776 г/см³ из табл. 1.3.2);

?Р_гр - градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки

последующей колонны, МПа/м (0,0176 из табл.1.2.4).

H_к > (25-0,01*2500*0,776)/(0,0176-0,01*0,776)=569,11 м.

В связи с наличием интервалов возможных осложнений (табл. 1.4.1), проектируем спуск кондуктора на глубину 840 м.

Глубина спуска эксплуатационной колонны по вертикали принимаем 2500 метров с учётом перебуривания продуктивного пласта J₃₊₂/vs на 49 метров.

Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который принимается в зависимости от ожидаемого притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин. Расчётный диаметр долота определяется по формуле:

D_Д.Р = d_м + 2?, (2.2.25)

где d_м - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80;

2? - разность диаметров (табл. 2.3, [7]).

Внутренний диаметр обсадной колонны рассчитывается по формуле:

d_ВН.К = D_Д.Н + 2?, (2.2.26)

где ? - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается ? = 5-10 мм.

1. Бурение под эксплуатационную колонну.

Диаметр эксплуатационной колонны принимаем (исходя из ожидаемого дебита Q = 120 м³/сут, см. табл. 1.3.3) равный 146,1 мм, (табл. 2.2, [7]).

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 (табл. 2.4, [7]) равен d_м = 166,0мм.

Расчётный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

D_Д.Р = d_м + 2? = 166,0 + 20 = 186,0 мм,

где 2? = 20 мм (табл.2.3, [7]).

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80:

D_Д.Н = 215,9 мм > 186,0 мм.

2. Бурение под кондуктор.

Внутренний расчётный диаметр кондуктора:

d_ВН.К = D_Д.Н + 2? = 215,9 + 10 = 225,9 мм.

Нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 (табл. 2.4 ,[7]) d_К =244,5 мм с максимально допустимой толщиной стенки ? = (244,5 - 225,9)/2 = 9,3 мм, наружный диаметр муфты d_м = 269,9 мм.

Расчётный диаметр долота для бурения под кондуктор:

D_Д.Р = d_м + 2? = 269,9 + 25 = 294,9 мм,

где 2? = 25 мм в соответствии с табл. 2.3 [7].

Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор по ГОСТ 20692-80:

D_Д.Н = 295,3 мм > 294,9 мм

3. Бурение под направление.

Внутренний расчётный диаметр направления:

d_{ВН.НАПР.} = 295,3+ 15 = 310,3 мм

Нормализованный диаметр обсадных труб для направления по ГОСТ 632-80 (табл. 2.4[7]) d_НАПР. = 323,9 мм с максимально допустимой толщиной стенки ? = (323,9 - 295,3)/2 = 14 мм, наружный диаметр муфты d_м = 351,0 мм.

Расчётный диаметр долота для бурения под направление:

D_Д.Р = d_м + 2? = 351,0+ 40 = 391,0 мм

Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направления по ГОСТ 20692-80:

D_Д.Н = 393,7 мм > 391,0 мм

Данные о расчетах конструкции скважины заносим в табл. 2.2.1

Таблица 2.2.1 Конструкция скважины

2.2.5 Обоснование высот подъёма тампонажных растворов

Интервалы цементирования обсадных колонн определяются в соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [1]. Исходя из этих требований, проектируются следующие высоты подъёма тампонажных растворов:

1. направление цементируется до устья (0 - 55 м);

2. кондуктор цементируется до устья, разобщая водоносные горизонты этой части разреза, перекрывая зоны обваливающихся горных пород, прихватоопасные зоны, зоны поглощения бурового раствора (0 - 840 м);

3. эксплуатационная колонна цементируется выше башмака кондуктора на высоту не менее 150 м, то есть (690 - 2500м). [1].

2.2.6 Разработка схем обвязки устья скважины

Конструкция устья скважины и колонных головок должна обеспечивать:

- жесткую и герметичную обвязку всех обсадных колонн, выходящих на устье скважины;

- подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн, обеспечивающую компенсацию температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны);

- возможность контроля флюидопроявлений за обсадными колоннами;

- возможность управления скважиной при ликвидации газонефтеводо-проявлений и аварийном глушении в процессе бурения и крепления.

Критериями выбора ПВО являются максимальные давления, возникающие на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы.

Величина максимального устьевого давления Р_му рассчитывается по формуле:

Р_му= Р_пл - gh, (2.2.27)

где Р_пл- пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа;

- плотность флюида, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

h- глубина залегания кровли продуктивного пласта, м.

Р_му= 25-7769,82385=25-18,14=6,86 Мпа,

Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируем при вскрытии пласта комплект противовыбросового оборудования ОП5-280/80*35 с основными параметрами:

1. Диаметр проходного отверстия - 280 мм;

2. Рабочее давление - 35 МПа;

3. Диаметр проходного отверстия манифольда - 80 мм;

4. Номинальное давление станции гидропривода - 14 МПа;

5. Количество гидроуправляемых составных частей - 6;

Схема состоит из двух плашечных превенторов (один с глухими, другой с трубными плашками) и одного универсального превентора.

В проекте при освоении скважины принимается оборудование устья скважины малогабаритной превенторной установкой типа ПМТ 15621.

2.3 Проектирование процесса углубления скважины

Технико-экономическая эффективность проекта на строительство нефтяной скважины во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Проектирование этих процессов включает в себя выбор типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки её низа, гидравлической программы углубления и показателей свойств промывочной жидкости, типов промывочных растворов и необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств. Необходимо также выбрать буровую установку. В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузку на долото G_ос, кН; частоту вращения инструмента n, мин^-1; расход промывочной жидкости Q, л/с; тип и качество промывочной жидкости.

2.3.1 Выбор буровых долот

Выбор типа породоразрушающего инструмента основывается на физико-механических свойствах пород и литологическом строении разреза пород.

При бурении скважин наибольшее распространение получили шарошечные долота. Ими ежегодно выполняется более 90% объема проходки в нашей стране и за рубежом. По принципу действия это дробяще-скалывающие долота. В зависимости от числа рабочих элементов шарошечные долота бывают одно-, двух-, трех-, четырех-, шести- и многошарошечные. Наиболее распространен трехшарошечный вариант долота. Конструкция такого долота наилучшим образом вписывается в цилиндрическую форму скважины тремя коническими шарошками, при этом обеспечивается оптимальное центрирование и устойчивость работы долота.[18]

Из табл. 1.2.3 следует, что интервал 0-55 м сложен мягкими породами, поэтому для бурения данного интервала проектом принято долото типа М. Выбираем долото, выпускаемое согласно ГОСТ 20692-75 ОАО «Волгабурмаш» (город Самара), III 393,7 М -ГВ.

При бурении под кондуктор в интервале 55 - 840 м, представленном мягкими с пропластками средней твердости, средней абразивности породами, принимается тип “МС” с фрезерованными зубьями. Исходя из того, что бурение турбобуром характеризуется высокими частотами вращения породоразрушающего инструмента, для бурения под кондуктор выбираем высокооборотное долото с типом опор «В» - опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 295,3 мм. Исходя из многолетнего опыта работ на данном месторождении для бурения под кондуктор применяем долото III-295,3 МС-ГВ.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 840 - 1610 м, представленном мягкими, с пропластками пород средней твердости, абразивными слабосцементированными породами, принимается тип “МСЗ” со вставными зубками. Для бурения в этом интервале выбираем долото III-215,9 МСЗ-ГВ;

Интервал 1610 - 2500 м сложен породами категории С, породы абразивные.[18]

Опыт работ на данном месторождении в последние годы показал высокую эффективность применения на этом интервале долот III-215,9 С-ГВ.

Применяемые долота по интервалам бурения представлены в табл.2.3.1

Таблица 2.3.1 Типоразмеры долот по интервалам бурения

2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото

Осевая нагрузка обеспечивает внедрение породоразрушающего инструмента в горную породу. Для более твердых пород требуется более высокая осевая нагрузка, но расчетное значение осевой нагрузки не должно превышать 80 % от допустимой по паспорту долота.

При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы:

1. Статистический анализ отработки долот в аналогичных геолого-технических условиях.

2. Аналитический расчет на основе качественных показателей физико-механических свойств горной породы и характеристик шарошечных долот, применение базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения.[18]

1. Аналитический метод:

Осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле:

G_ОС=?*D_Д/(2*Т_Ш*В*k_ПЕР) (2.3.1)

где G_ОС - осевая нагрузка на долото, тс;

? - коэффициент забойных условий;

D_Д - диаметр долота, мм;

Т_Ш - твердость породы по штампу, кгс/см²;

- ширина зуба, мм;

k_ПЕР - коэффициент перекрытия зубьев.

2. Статистический метод:

Расчет осевой нагрузки ведется по формуле:

Gос = g * Dд (2.3.2)

где g - удельная нагрузка на один сантиметр долота, кгс/см;

Dд - диаметр долота, см.

3. Расчет осевой нагрузки допустимой по паспорту долота.

Расчет осевой нагрузки ведется из условия:

Gос < 0,8 * Gос доп (2.3.3)

где Gос доп - допустимая осевая нагрузка на долото, тс.

Интервал 55 - 840 м сложенного породами категории МС с твердостью по штампу 10 - 20 кгс/см².

G_ОС1=1*295,3/(2*20*2*1,2)=3,1 тс;

G_ОС2=100*29,53=2,95 тс.

G_ОС3< 0,8*40=32 тс.

Исходя из расчета для интервала 55 - 840 м принимается G_ОС=3,1 тс.

Аналогичный расчет проводим для интервала 840 - 1610 м, породы категории МСЗ с твердостью по штампу 10 - 20 кгс/см² .

По формуле (2.3.1):

G_ОС1=1*215,9/(2*20*2*1,2)=2,3тс;

По формуле (2.3.2):

G_ОС2=200*21,59 = 4,32 тс

По формуле (2.3.3):

G_ОС3< 0,8*25=20 тс

На интервале 840 - 1610 м принимается G_ОС=8 тс.

Производим расчет для интервала 1610 - 2500 м сложенного породами категории С с твердостью по штампу 23,4 кгс/см².

По формуле (2.3.1):

G_ОС1=1*215,9/(2*23,4*2*1,2)= 1,9 тс;

По формуле (2.3.2):

G_ОС2=500*21,59 = 10,8 тс

По формуле (2.3.3):

G_ОС3< 0,8*25=20 тс

На интервале 1610 - 2500 принимается G_ОС= 10,8 тс.

Полученные данные сводятся в табл.2.3.2.