D5 = DН + + V/0.5 (29)

где V – скорость бурения.

Данная формула учитывает что чем больше скорость бурения (мягкие породы), тем больше разработка. При V = 0,0005 м/с (1,8 м/ч) разработка принята равной 0,0001 т.е. 1 мм.

В качестве d 5 – в данном участке принимается наружный диаметр соединении d сн.

На участках 6 и 7, D6 и D7 равны диаметрам скважины на втором и в третьем с низу интервалов, а d 6 и d 7 равны d н.

Чтобы найти коэффициент гидравлического сопротивления λi, определяют число Рейнольдса:

Rei=(υi ρ(Di-di))/(η[1+τ0(Di+di)/σηυi]), (30)

где η – коэффициент динамической (для воды) или структурной (для глинистых растворов) вязкости;

τ0 – динамическое сопротивление сдвига (для воды τ0 = 0).

При течении воды по канала круглого сечения, если:

a) Rei <2300, то λi = 64/ Rei (31)

б) 2300 ≤ Rei ≤105, то λi =0,23((1,9*10-6/ Di)+(1/ Rei)0,226 (32)

в) Rei <105, то λi =0,0121/ Di0,226 (33)

При течении воды по каналу кольцевого сечения, если:

a) Rei <2300, то λi = 64(1-аi)2/ Rei 1+ аi + (1- аi2)/1 n аi (34)

где аi = di/Di (35)

б) 2300 ≤ Rei ≤105, то λi =0,02+1.7/√ Rei (36)

в) Rei <105, то λi =0,024 (37)

При течении глинистого раствора по каналу круглого сечения, если:

a) Rei <2300, то λi определяется по формуле (61)

б) 2300 ≤ Rei ≤1500, то λi =0,08/7 √Rei (38)

в) Rei <1500, то λi =0,021 (39)

При течении глинистого раствора по каналу кольцевого сечения, если:

a) Rei <1100, то λi = 34,5/ Rei

б) 110 ≤ Rei ≤8000, то λi =0,12/7 √Rei (40)

в) Rei <1500, то λi =0,021 (41)

Расчет бурильной колонны

Бурильная колонна во время работы, как уже отмечалось, испытывает значительные нагрузки, что может вызвать их отказ. Поэтому выбранная колонна труб проверяется расчетами, при которых учитываются различные условия работы труб. Наиболее тяжелые условия при сооружений глубоких скважин, когда осевая нагрузка создается весом нижний сжатой части бурильной колонны, а верхняя часть колонны растянута под действием ее собственного веса.

Сущность расчета заключается в определении запаса прочности бурильной колонны в трех характерных сечениях:

- сечение I-I - у устья скважины, где максимальные величины могут достигает напряжения и кручения.

- сечение II-II – «нулевое сечение»¸ где имеет место смена сжимающих напряжений на растягивающие, и поэтому расчет должен производиться на усталость материала бурильных труб.

- сечение III-III – у забоя, где достигают максимум напряжения сжатия и изгиба.

При этом сечения I-I и III-III запас прочности не должен быть меньше 1,7, а в сечении II-II – 1,3.

В связи с большим числом факторов, влияющих на работу бурильной колонны и объема расчетов, проверочный расчет бурильной колонны на прочность предлагается проводить с помощью ЭВМ по программе «RBT» разработанной на кафедре «Технологии и техники бурения скважин» Казахского Национального Технического университета.

Порядок расчета и расчетные формулы:

А. Геометрические параметры бурильных труб и скважин.

Площадь сечения бурильных труб:

Fт = π/4(d2н – d2в), (42)

где dн и dв соответственно наружный и внутренний диаметр бурильных труб.

Момент инерции сечения бурильных труб:

Iт = π/64(d4н – d4в), (43)

Полярный момент сопротивления сечения бурильных труб:

Wр = π/16 * dн (d4н – d4в), (44)

Площадь забоя:

F3 = π/4 (d23 – d2к), (45)

где d3 – диаметр скважины у забоя

dк – диаметр керна

В. Длина сжатой части буровой колонны и расстояния от трех характерных сечений до «нулевого» сечения.

Длина сжатой части колонны:

Х = С/αq (1-γ ж/γм) cos (90 – φ), (46)

где С – осевая нагрузка;

q – вес одного метра бурильной трубы;

α – коэффициент учитывающий увеличение веса бурильных труб за счет соединения;

γ ж и γм – плотности, соответственно бурового раствора и бурильных труб;

φ – угол наклона скважины к горизонту.

Расстояние до «нулевого» сечения (продольные напряжения равны нулю).

от сечения I: Z1= H – X, (47)

где Н – расстояние от забоя до сечения I (глубина скважины)

от сечения I I: Z11= 0 (48)

(от нулевого сечения до него же);

от сечения I I I: Z111= -Х (49)

В. Мощность на буровом валу.

Забойная мощность

N3= fK1K2Cn*((d3-dk)/2), (50)

где f – коэффициент трения коронки о забой

K1 – учитываемая мощность, расходуемую на разрушение забоя;

K2 – учитываемая мощность на преодоления трения боковой поверхности коронки о стенки скважины;

N - частота вращения;

C - осевая нагрузка.

«Дополнительная» мощность (из за трения сжатой части бурильной колонны о стенки скважины):

Nд= 8 * 10-4 Cn. (51)

Мощность на холостое вращение бурильной колонны:

Nx=2.5*10-1*α1 α2 α3 (0.0009+0.2δc)αqdIIn1.88(z+x)0.75(1+μcosφ), (52)

где α1, α2, α3 и μ (см. таб. 1,2,3), причем α1, - учитывает вид соединении; α2 – вид контактной среды; α3 – сложность разреза скважины;

μ – увеличение затрат мощности при бурении горизонтальных скважин (μ=0,44)

δc- Средний зазор между скважиной и бурильной колонной.

Таблица 9 - Коэффициент α1, зависящий от типа соединений

Таблица 10 - Коэффициент, зависящий от трения бурильной колонны о стенки скважины в различных средах

Таблица 11 - Коэффициент, зависящий от сложности разреза скважин (α3)