Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Бурение разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые

Бурение разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые

Типизация геологических условий и выбор породоразрушающего инструмента. Проектирование конструкции скважины и типа буровой установки. Выбор способа бурения и бурового оборудования. Выбор и расчет бурильной колонны. Расчет параметров режима бурения.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид учебное пособие
Язык русский
Дата добавления 06.04.2012
Размер файла 2,5 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

По формуле Федорова В.С.

, (6.2)

где Dд - диаметр долота, м; - коэффициент перекрытия - это отношение суммарной длины контакта зубьев горной породой к длине образующей шарошки, м; - притупление зубьев шарошки, м.

Значения твердости горных пород по штампу приведены в табл. 1.1. Значения и приведены в табл. 6.1 (хотя в таблице 6.1 приведены данные по долотам устаревших конструкций, их можно использовать для современных, учитывая для каких пород они предназначены - М, С или Т).

На площадях с недостаточно изученными физико-механическими свойствами горных пород нагрузка на долото определяется через его диаметр (для мягких пород она равна 0,002, для очень крепких 0,016 МН/см).

Частоту вращения находят в соответствии с методикой, предложенной

Владиславлевым В.С., исходя из постоянства мощности привода ротора

N = К ·Рmax.уд. · Dд · nmin, (6.3)

где К - коэффициент; Рmax уд - максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, МН/см (см. рис. 6.1); Dд - диаметр долота, см; nmin - минимальная частота вращения стола ротора, берется по характеристике его для конкретной буровой установки, мин-1.

Коэффициент К можно найти по формуле:

, (6.4)

где Рд - текущее значение нагрузки для конкретного типа долота; ni - текущее значение частоты вращения стола ротора.

Подставив значение К в формулу (6.3) и решив уравнение относительно ni, получим формулу для расчета текущего значения частоты вращения стола ротора.

, мин-1 (6.5)

Таблица 6.1

Характеристика вооружения серийных долот сплошного бурения при нулевом погружении зубцов в породу (По Ю.А.Алексееву)

- коэффициент перекртия, - притупление зубьем, мм

Долото

, мм

Долото

, мм

1В-93С (95,2)

1В-93Т (95,2)

2В-97С (98,4)

2В-97Т (98,4)

1В-112С (114,3)

1В-112Т (114,3)

2В-118С (120,6)

2В-118Т (120,6)

1В-132С (132)

1В-132Т (132)

4В-140С (139,7)

4В-140Т (139,7)

1В-145Т (146)

1В-151С (152,4)

1В-151Т (152,4)

1В-161С (158,7)

1В-161Т (158,7)

2В-190С (190,5)

ОМ-576-190С (190,5)

3В-190С (190,5)

1В-190СТ (190, 5)

3В-190СТ (190,5)

3В-190СТ (190,5)

1В-190Т (190,5)

ОМ21-190Т (190,5)

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

2,0-2,5

1,5

1,0-2,5

1,0-2,5

1,5

1,0-1,8

1,0-4,0

1,5-1,8

1,04

1,04

1,12

1,43

1,84

1,42

1,05

1,80

1,02

0,82

0,95

0,95

1,85

1,12

1,33

1,15

0,92

0,99

1,02

1,17

1,17

0,86

1,56

0,94

1,04

К-214СТ (215,9)

К-214Т (215,9)

4К-214ТК (215,9)

Б-243С (244,5)

АСГ25-243С (244,5)

АСГ15-243СТ (244,5)

АСГ14-343СТ (244,5)

АСГ22-243ТК (244,5)

Б-269С (269,9)

ОМ-180-269С (269,9)

ОМ-269СТ (269,9)

ОМ-189-269Т (269,9)

У-295 М (295,3)

8В-295 М (295,3)

К-295 Т (295,3)

1У-295С (295,3)

1У-295СТ (295,3)

У-295Т (295,3)

1Д-320С (320)

3Д-346М (349,2)

3Д-346С (349,2)

4Д-346Т (349,2)

2Д-394С (393,7)

2Д-394Т (393.7)

1,5

1,5

1,5

1,5

1,25

1,25

1,25

1,25

1,5

1,5-4,0

1,5

1,8-2,0

1,5-2,0

1,0-3,0

1,25

1,0-3,0

1,5-3,0

1,5-3,5

1,5

1,5-3,0

1,5

1,5

1,0

1,25

0,90

0,90

0,94

1,36

1,20

0,88

0,93

0,82

1,36

1,02

1,02

1,10

1,07

1,30

1,86

1,14

1,08

1,08

1,09

1,20

1,28

1,52

1,21

1,56

Примечание. 1. Обозначения: - коэффициент перекрытия; - притупление зубьев, мм.

2. В скобках указаны размеры современных долот.

Далее необходимо принять ближайшее значение частоты вращения исходя из характеристики ротора, входящего в комплект принятой буровой установки.

Частоту вращения, кроме того, рис.6.1, можно найти в зависимости от категории твердости горной породы или типа долота исходя из того, что для пород I-II категории (долота типа М) рекомендуемая частота вращения составляет 200-300 мин-1, а для пород XI-XII категории (долота типа ОК) - 50-70 мин-1. nmin вращателя ротора - 100 об/мин.*

* Этот минимум для данного примера

Расход промывочной жидкости определяется исходя из скорости восходящего потока, в.п, которая для пород мягких составляет 1,5 м/с, а для очень крепких - 0,4 м/с. Для остальных пород скорость восходящего потока определяется линейной интерполяцией или по формуле

Q = ?1 ·(, (6.6)

где Q - расход промывочной жидкости, м3/с; ?1 - коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины, для очень мягких пород (песок) ?1 = 1,3 , для крепких пород ?1 = 1,05; Dскв - диаметр скважины, м; dб.т - диаметр бурильных труб, м; в.п - скорость восходящего потока, м/с, для мягких пород в.п = 1,5 м/с, для очень крепких в.п = 0,4 м/с.

Для удобства проектирования режимов бурения можно использовать графики, приведенные на рис. 6.1, а также данные, приведенные в табл. 6.2 и 6.3.

Допустимые осевые нагрузки на долота различных серий (в зависимости от диаметра долот) в соответствии с ГОСТ 20692-75 приведены в табл. 6.2. Сочетания частот вращения и удельных осевых нагрузок на долота различных серий приведены в табл. 6.3.

Верхнему уровню величин осевых нагрузок на долото соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот.

Формула (6.1) позволяет получить лишь ориентировочное значение Pд, поскольку не учитывает работоспособность опор и вооружения долот в зависимости от частоты вращения. Если рш и ?з неизвестны, то Pд для шарошечных долот Dд 190 мм можно практически определять по удельной нагрузке Руд (в кН/мм):

Pд = Руд · Dд (6.7)

Рекомендуемые значения Руд приведены в табл. 6.4.

С уменьшением D эти величины снижаются и для 140 мм долот они ниже примерно в 1,5-2 раза. Наибольшая Руд лимитируется прочностью вооружения долота и подшипников.

Рекомендуемые значения Руд для лопастных долот: 0,10,4 кН/мм.

Проектирование алмазных долот и режимов алмазного бурения производится с учетом максимально возможного использования положительных свойств алмазов (высокая твердость и износостойкость) и уменьшения влияния отрицательных свойств алмазов (хрупкость и склонность к растрескиванию при высокой температуре нагрева).

Интервал для бурения алмазными долотами следует выбирать из физико-механических свойств пород, слагающих данный интервал, из анализа показателей работы и характера износа шарошечных долот в данном интервале, а также из рентабельной проходки на алмазное долото в данном интервале.

Таблица 6.2

Допустимые осевые нагрузки при эксплуатации различных типов долот

(по ГОСТ 20692-75)

Диаметр долота, мм

ГВ, ЦВ

ГН

ГНУ

ГАУ

139,7

140,0

161,0

165,1

190,5

215,9

244,5

269,9

295,3

311,1

349,2

393,7

444,5

490,0

-

150

170

180

200

250

320

350

400

420

450

470

500

550

180

200

250

250

300

380

450

480

500

550

600

700

800

850

-

-

-

-

270

310

320

350

400

400

-

-

-

-

160

170

210

210

250

280

280

280

300

300

-

-

-

-

Таблица 6.3

Режимы эксплуатации долот

Серия долота

Частота вращения, мин-1

Удельная нагрузка на долото, кН

Способ бурения

ГАУ

ГНУ

ГН

ГВ, ЦВ

35-70

40-250

60-450

60-450

600-800

600-1000

700-1200

600-1000

Роторный

Роторный, забойными двигателями (винтовыми турбобурами и электробурами с редукторными вставками)

Роторный, всеми типами забойных двигателей

То же
Таблица 6.4

Горные породы

Руд, кН/мм
Весьма мягкие
Мягкие и среднемягкие, а также мягкие породы с прослойками пород средней твердости и твердых
Породы средней твердости с прослойками твердых
Твердые породы

Крепкие и очень крепкие породы
0,2
0,2-0,5
0,5-1,0
1,0-1,5

1,5
Бурение алмазными долотами наиболее рационально в нижних интервалах глубоких скважин (от 3000 м и более), сложенных известняками, аргиллитами, алевролитами, слабосцементированными песчаниками и другими малоабразивными породами.
В породах, где проходка на зубчатые шарошечные долота составляет 5-9 м, а выход их из строя происходит вследствие износа элементов опоры (при незначительном износе вооружения), можно ожидать высокую эффективность работы алмазными долотами. Проходка на одно алмазное долото в этих условиях может быть выше в 50 и более раз, чем на шарошечное долото.
В породах, сложенных окремнелыми известняками, сливными и плотными песчаниками, а также другими крепкими высокоабразивными отложениями, бурение алмазными долотами не рекомендуется.
В абразивных породах, где зубчатые шарошечные долота изнашиваются преимущественно по вооружению, алмазное бурение нерационально из-за большого расхода алмазов на 1 м проходки.
При алмазном бурении должны применяться долота минимально допустимого диаметра, так как величина проходки на алмазное долото мало зависит от его диаметра, в то время как стоимость долота резко возрастает с увеличением его размера.
Не рекомендуется совместное использование алмазного долота с расширителем, армированным твердосплавными штырями, во избежание повреждения алмазов сколотыми и выпадающими штырями. В этих случаях следует пересмотреть конструкцию скважины с тем, чтобы не производить дополнительного расширения ее диаметра, или использовать специальные алмазные расширители.
Для предотвращения одностороннего износа алмазных долот бурение ими желательно проводить в скважинах с минимальным искривлением ствола.
Бурение алмазными долотами по всему разрезу скважин не может быть эффективным. Эффективность алмазного бурения зависит от глубины интервала бурения и соответствия результатов работы алмазных и сравниваемых с ними долот на данной глубине.
В зависимости от устойчивости результатов бурения алмазными и сравниваемыми с ними долотами рекомендуются следующие два способа определения границ рационального использования алмазных долот, которыми нужно руководствоваться при решении вопроса о целесообразности применения алмазных долот.
1. В период испытаний, когда проходка на алмазное долото колеблется в широких пределах, определяется минимально эффективная проходка на него по интервалам глубины в данных конкретных условиях по формуле
, (6.8)
где H - проходка, м; d1 и d2 - цена соответственно шарошечных и алмазных долот (алмазные с учетом возврата алмазов), руб.; q - расход талевого каната на долбление, руб.; a - средняя продолжительность одного спуско-подъема, ч; b1 и b2 - средняя продолжительность подготовительно- вспомогательных работ при бурении обычными и алмазными долотами в расчете на 1 рейс, ч; n1 и n2 - количество рейсов соответственно обычными и алмазными долотами;
1 и 2 - механическая скорость проходки соответственно шарошечными и алмазными долотами, м/ч; Зв - стоимость 1 ч бурения по затратам, зависимым от времени, руб.; ?tрем - разность продолжительности ремонтных работ, ч; ?Р - разность расхода электроэнергии на спускоподъем-ные операции, кВт•ч; m - цена одного кВт•ч электроэнергии, руб..

2. При устойчивых результатах бурения алмазными долотами определяется глубина, начиная с которой алмазное бурение эффективно. Для этого подсчитывается себестоимость 1 м проходки алмазными и сравниваемыми с ними долотами. Себестоимость рассчитывается по отдельным интервалам глубины с учетом стратиграфических горизонтов только по затратам, зависящим от применяемого типа долот по формулам

; (6.9)

, (6.10)

где P1 и P2 - расход электроэнергии на спуск и подъем инструмента при применении обычных и алмазных долот, кВт•ч; t1 и t2 - продолжительность ремонтных работ при применении обычных и алмазных долот, ч; N - количество алмазных долот.

Для алмазных долот сплошного бурения Руд должна быть минимальной (табл. 6.5), а затем увеличена по полученному значению м.max.

Таблица 6.5

D, мм

Руд, кН/мм

D, мм

Руд, кН/мм

минимальная

максимальная

минимальная

максимальная

158,1

163,5

188,9

0,122

0,122

0,132

0,38

0,49

0,58

214,3

242,1-267,5

293,9

0,140

0,144

0,136

0,65

0,66

0,68

Нагрузку Рд на алмазное долото необходимо увеличивать с учетом усилия, отжимающим долото от забоя Рот (кН), возникающим при бурении с повышенным перепадом давления на долоте

Рот = рSз, (6.11)

где - коэффициент, определяемый конструкцией рабочей головки долота, = 0,167 ? 0,210 (точное значение для долот с повышенным перепадом давления указывается в паспорте долота); р - перепад давления, МПа; Sз - площадь забоя, м2.

Нагрузку на колонковую бурильную головку ориентировочно можно определить по формуле
Рд = зkрршFк, (6.12)
где kр - коэффициент, учитывающий характер разрушения породы на забое и прочность рабочих инструментов, kр = 0,5 0,8 при бурении алмазными бурильными головками, kр = 0,6 0,9 - твердосплавными и kр = 0,9 1,0 - шарошечными бурильными головками; рш и Fк - см. формулу (6.1).
Для практических расчетов площадь контакта (в мм2) алмазных бурильных головок с забоем можно определить по формуле
Sк = 0,03dсКт, (6.13)

где 0,03 - коэффициент, характеризующий степень внедрения алмазов при хрупком разрушении породы; Кт - число алмазов на торцевой поверхности алмазной бурильной головки; dс - средний диаметр алмазов, мм; Sк определяется расчетным путем, исходя из известных размеров резцов с учетом затупления в процессе бурения.

При бурении алмазными бурильными головками рекомендуются следующие значения Руд (табл. 6.6).

Таблица 6.6

Диаметр

бурильной головки

Рекомендуемая осевая нагрузка, кН/см

минимальная

максимальная

141,3/52

157,1/67

188,9/80

214,3/80

0,11

0,10

0,11

0,12

0,35

0,38

0,42

0,42

Оптимальная величина Рд выбирается в процессе рейса путем постепенного ее повышения от минимального значения также, как и при бурении алмазным долотом.

Рекомендуемые значения Рд на бурильные головки лопастные и ИСМ приведены ниже.

Диаметр, мм ……………………………187,3 212,7

Рд, кН………………………………80?150/60?100 100?160/80?120

Примечание. В числителе - для лопастных бурильных головок, в знаменателе - для бурильных головок ИСМ.

Осевые нагрузки на бурильные головки в зависимости от вооружения и характеристик породы приводятся в табл. 6.7.

При бурении осевая нагрузка на долото создается частью веса УБТ. Важно использовать УБТ такой длины (lу, м), чтобы при передаче на долото достаточной Рд нейтральное сечение находилось в интервале их установки.

Таблица 6.7

Рекомендуемые нагрузки на бурильные головки, кН

Диаметр бурильной головки, мм

Вооружение

Породы

очень твердые

твердые мало-абразивные

плотные абразивные

трещино-ватые

95,5

116,5

138; 142,5

148; 158

186

203

Шарошечное

Твердосплавное

Алмазное

Шарошечное

Твердосплавное

Алмазное

Шарошечное

Твердосплавное

Алмазное

Шарошечное

Твердосплавное

Алмазное

Шарошечное

Твердосплавное

Алмазное

Шарошечное

Твердосплавное

Алмазное

40-45

-

20-30

55-60

-

45-55

75-80

-

60-65

95-100

-

75-85

130-140

-

100-120

150-160

-

120-140

35-40

25-30

18-20

45-50

35-40

30-35

65-70

50-60

45-55

85-95

60-70

55-60

110-120

80-100

80-90

140-150

120-140

100-120

30-35

15-27

15-28

45-50

30-40

25-35

60-65

45-55

40-50

75-85

55-65

44-52

95-110

80-95

80-85

130-140

110-120

90-105

25-30

18-20

11-12

40-45

25-30

18-24

50-60

35-40

27-35

65-75

40-45

35-40

80-95

60-65

55-60

100-120

70-80

60-70

При выборе диаметра УБТ необходимо руководствоваться рациональными соотношениями диаметров долота, УБТ и бурильных труб, обеспечивающими минимум гидравлических сопротивлений при промывке скважины (табл. 6.8).

Таблица 6.8

Рациональные диаметры долота, УБТ и бурильных труб, мм

Долото

УБТ

Бурильная труба

140

145, 151

162, 172

190

214

243

269

295

320

346

370

95; 108

108;120

108;120; 133

146

178

178

203

203

203, 254

203, 273

203, 299

89

102

114

127

127

168

168

168

168

168

168

Пример 6.1. Геологические и физико-механические данные (Т и А) возьмем из табл. 1.14, а также воспользуемся формулами (6.1), (6.2), (6.5) и (6.6).

Из табл. 1.14 видно, что геологический разрез скважины представлен пятью пачками пород:I пачка (0 - 280 м) бурится долотами 490С-ЦВ и 349,2С-ЦВ бурильными трубами диаметром 140 мм; II пачка (280-1120 м) - долотами 244,5МСЗ-ГНУ и бурильными трубами диаметром 140 мм; III пачка (1120-1550 м) - долотами 244,5Т-ЦВ и бурильными трубами диаметром 140 мм; IV пачка (1550-2730 м) - долотами 244,5МСЗ-ГНУ и бурильными трубами диаметром 140 мм и V пачка (2730-3460 м) - долотами 151Т-ЦВ бурильными трубами диаметром 89 мм. Значения рш выбираем из табл. 1.1, а исходные данные для расчета Fк и Рд берем из табл. 6.1. Выбираем среднее значение = 1. Все эти данные сведем в табл. 6.9.

Таблица 6.9

Номер пачки

Тип долота

?

?, 10-3 м

рш, МПа

I

II

III

IV

V

490С-ЦВ

349,2С-ЦВ

244,5 МСЗ-ГНУ

244,5 Т-ЦВ

244,5 МСЗ-ГНУ

151 Т-ЦВ

1,21

1,28

1,20

1,20

1,20

1,33

1,0

1,50

1,25

1,25

1,25

1,00

1000

1500

4000

1500

5000

Р е ш е н и е. I пачка. Fк = м2. Рд = 1,0 · 1000 · 3,136 · •10-4 = 0,31 МН; Руд по рис. 6.1 равна 0,007 МН/см; n = мин-1; ? 1 из формулы (6.6) равно 1,1 для пород средней крепости; скорость восходящего потока в.п = 1 м/с; расход Q = =1,1·0,785(0,492 - 0,142) ·1 = 0,204 м3/с 200 дм3/с.

Это решение для долота 490С-ЦВ. Для долота 349,2С-ЦВ данные расчета будут следующими: Fк = м2; Рд = 1·1000·3,35·10-4 = 0,34 МН; Руд = 0,007 МН/см; 1 = 1,1; в.п = 1 м/с; n = мин-1; Q = 1,1·0,785(0,34922 - 0,142)·1 = 0,086 м3/с = 86 дм3/с.

II пачка. Fк = м2; Рд = 1500·1,83·10-4 = 0,3 МН. Но так как для долота 244,5МСЗ-ГНУ, согласно данным табл.1.5, Рмах.доп = 0,24 МН, то для дальнейшего расчета будем брать эту нагрузку. Руд = 0,003 МН/см, тогда n = мин-1; 1 = =1,25; в.п = 1,4 м/с; Q = 1,25 · 0,785(0,24452 - 0,142) · 1,4 = 0,055 м3/с = 55 дм3/с.

III пачка. Fк = м2; Рд = 4000·1,83·10-4 = 0,73 МН. Но для долота 244,5Т-ЦВ максимально допустимая нагрузка равна 0,32 МН, поэтому в расчете будем пользоваться этой нагрузкой. Руд = 0,0085 МН/см; n = мин-1; 1 = 1,55; в.п = 1,4 м/с; Q = 1,15·0,785(0,24452 - 0,142)·1= 0,036 м3/с = 36 дм3/с.

IV пачка. Fк = м2; Рд = 1500·1,83·10-4 = 0,3 МН. Но для долота 244,5МСЗ-ГНУ максимально допустимая нагрузка равна 0,24 МН, поэтому в расчете выбираем эту нагрузку. Руд = 0,0085 МН/см; n = мин-1, 1 = 1,55; в.п = 1,4 м/с; Q = 1,25·0,785(0,24452 - 0,142)·1,4 = 0,055 м3/с = 55 дм3/с.

Таблица 6.10

Номер пачки пород

Тип долота

Fк,

м2

Pд, МН

Pmax, МН

Pmax.уд., МН/см

n, мин-1

dб.т.,

м

Q, дм3/с

1

2

3

4

5

490С-ЦВ

349,2С-ЦВ

244,5МСЗ-ГНУ

244,5Т-ЦВ

244,5МСЗ-ГНУ

151Т-ЦВ

3,136·10-4

3,350·10-4

1,83·10-4

1,83·10-4

1,83·10-4

1,00·10-4

0,31

0,34

0,24

0,32

0,24

0,16

0,50

0,45

0,24

0,32

0,24

0,16

0,007

0,007

0,003

0,0085

0,0035

0,009

111

72

31

65

36

85

0,14

0,14

0,14

0,14

0,14

0,089

200

86

55

36

55

17

V пачка. Fк = м2; Рд = 5000·1,83·10-4 = 0,66 МН. Для долота 151Т-ЦВ максимально допустимая нагрузка 0,16 МН. Используем это значение нагрузки в расчете. Руд = 0,009 МН/см; n = мин-1; 1 = 1,15; в.п = 1 м/с; Q = 1,15·0,785(0,1512 -0,0892)·1,00 = 0,017 м3/с = 17 дм3/с.

Все эти данные сведем в табл. 6.10.

6.2 Турбинное бурение

В отличие от роторного способа в турбинном бурении изменение одного из параметров сразу оказывает влияние на другие, поскольку рабочая характеристика турбобура связывает ряд параметров. Например, повышение нагрузки на долото вызывает рост крутящего момента и скорость вращения падает. Если регулируют расход промывочной жидкости, то скорость вращения изменяется примерно прямо пропорционально расходу. Если необходимо повысить расход и сохранить неизменной скорость вращения вала турбобура, то надо повысить осевую нагрузку.

Если расход промывочной жидкости и давление на насосе остаются неизменными, то скорость вращения снижается с повышением пластичности горных пород (т.е. с ростом моментоемкости) и, напротив, то скорость вращения повышается, если встречаются хрупкие и твердые породы. Таким образом, частота вращения при турбинном бурении изменяется автоматически.

Осевая нагрузка на долото определяется так же, как и при роторном бурении.

Расход промывочной жидкости определяется исходя из механических свойств горных пород и площади кольцевого пространства между бурильными трубами и стенками скважины. Для каждого интервала одного диаметра в соответствии с принятой конструкцией скважины, рассчитываются рациональные значения расхода промывочной жидкости. При турбинном бурении необходимо выбрать рациональные типы турбобуров для конкретного интервала бурения в соответствии с принятой конструкцией скважины и свойствами горных пород.

Более точный выбор рациональных типов турбобуров осуществляется на основе построения диаграммы насос-турбобур-скважина (НТС) в установленной последовательности.

1) В соответствии с принятой конструкцией скважины и намеченными интервалами бурения с использованием турбобуров определяются рациональные значения расхода промывочной жидкости.

2) В соответствии с выбранным типом буровой установки строится диаграмма насоса, входящего в комплект этой установки, в координатах подача-перепад давления и намечаются линии допустимых давлений на насосе.

3) Принимаются несколько разных типов турбобуров (например, односекционный, трехсекционный, шпиндельный и секционный с падающей линией давления), и на диаграмму характеристики насоса наносятся графические зависимости перепада давления на турбине турбобура от подачи насоса, рассчитанного для трех ее значений по формуле:

Рт2 = Рт1, (6.14)

где Q1 и Pт1 - табличные значения расхода жидкости и соответствующего ему перепада давлений на турбине (технической характеристике турбобура); Q2 и Рт2 - текущие значения подачи насоса и перепада давления на турбине соответственно (табл. 6.11).

4) Для рациональных расходов промывочной жидкости (для каждого интервала) рассчитываются по методу эквивалентных длин гидравлические потери, не зависящие и зависящие от глубины. Эти значения гидравлических потерь наносятся на поле диаграммы НТС в направлении справа налево от линий допустимых давлений на насосе при соответствующих его подачах.

Гидравлические потери, не зависящие от глубины скважины - это потери в обвязке буровой установки (ведущей трубе, вертлюге, буровом шланге, подводящей линии, а также в долоте).

Таблица 6.11

Основные параметры турбобуров (ТУ 26-02-367-71)

Параметры

Т12М3Е-170

Т12М3Б-195

Т12РТ-240

ТС4А-104,5

ТС4А-127

ТС5Е-170

ТС5Б-195

3ТС5Е-170

3ТС5Б-195

Назначение

Тип

Число секций

В том числе:

турбинных

шпиндельных

Число ступеней турбины

Расход жидкости, дм3/с

Максимальная мощность, кВт

Частота вращения вала, рад/с (об/мин):

при максимальной

мощности

на холостом режиме

Вращающий момент, Н•м:

при максимальной

мощности

при тормозном режиме

Перепад давления в турбине при максимальной мощ-ности, МПа

КПД турбины, %

Габаритные размеры, мм

диаметр

длина

Масса, кг

Бурение вертикаль-ных и наклонных скважин

Бурение шахтных стволов

Бурение геологоразве-дочных скважин мало-го диаметра; капиталь-ный ремонт скважин

Бурение вертикальных и наклонных скважин

-

Секционный

1

1

121

25

28

40

55

65,42

(625)

73,27

(700)

138,8

(1250)

146,53

(1400)

650

800

1300

1600

3,0

4,5

50

172

8440

1115

1

1

100

30

35

59

92

69,08

(660)

80,59

(770)

138,16

(1320)

161,2

(1540)

850

1150

1700

2300

3,5

4,5

60

195

9100

1500

1

1

104

50

55

136

177

69,08

(660)

75,88

(725)

138,16

(1320)

161,2

(1450)

2000

2400

4000

4800

4,0

4,5

70

240

8275

2070

3

3

212

8

9

15

18

91,06

(870)

102,57

(980)

182,12

(1740)

205,15

(1960)

150

200

300

400

4,5

5,5

37

104,5

12 775

630

3

3

240

12

13

26

25

77,45

(740)

83,73

(800)

154,91

(1480)

167,47

(1600)

350

400

700

800

5,0

6,0

44

127

13 635

1090

2

2

239

20

22

40

51

52,33

(500)

57,57

(550)

104,67

(1000)

115,3

(1100)

800

950

1600

1900

4,0

5,0

50

172

15 340

2150

2

2

177

25

28

59

81

57,57

(550)

64,37

(615)

115,13

(1100)

128,7

(1230)

1000

1300

2000

2600

4,0

5,0

60

195

14 035

2425

3

3

352

18

20

44

59

47,10

(450)

52,33

(500)

94,2

(900)

115,13

(1000)

900

1150

1800

2300

5,0

6,0

50

172

22 500

3195

3

3

272

22

24

59

77

50,76

(485)

55,47

(530)

101,53

(970)

110,95

(1060)

1200

1450

2400

2900

5,0

6,0

60

195

20 705

3610

* При переменном расходе жидкости

Продолжение табл. 6.11

Параметры

3ТСШ-172

3ТСШ-195

3ТСШ-215

3ТСШ-240

3ТСШ-164ТЛ

3ТСШ-196ТЛ

А6К3С

А7Н4С

А9К5Са

ЗТСШ1-172

ЗТСШ1-195

ЗТСШ1-195ТЛ

Назначение

Тип

Число секций

В том числе:

турбинных

шпиндельных

Число ступеней турбины

Расход жидкости, дм3/см

Максимальная мощность, кВт

Частота вращения вала, рад/с (об/мин):

при максимальной

мощности

на холостом

режиме

Вращающий момент, Н•м:

при максимальной

мощности

при тормозном

режиме

Перепад давления в турбине при максимальной мощ-ности, МПа

КПД турбины, %

Габаритные размеры, мм

диаметр

длина

Масса, кг

Бурение вертикальных и наклонных скважин

Шпиндельный

Секционный с наклонной линией давления

Шпиндельный

4

3

1

369

18

20

44

62

47,10

(450)

52,33

(500)

94,2

(900)

115,13

(1000)

1000

1200

2000

2400

5,0

6,5

50

172

25 330

3585

4

3

1

285

22

24

66

88

50,76

(485)

55,47

(530)

101,53

(970)

110,95

(1060)

1300

1550

2600

3100

5,0

6,0

60

195

23 550

4165

4

3

1

333

28

30

74

88

39,77

(380)

42,39

(405)

79,55

(760)

84,78

(810)

1800

2050

3600

4100

4,5

5,0

60

215

24 500

5545

4

3

1

318

32

34

110

132

43,96

(420)

47,10

(450)

87,92

(840)

94,2

(900)

2500

2850

5000

5700

5,0

5,5

70

240

23 550

5980

4

3

1

348

23

25

57

62

46,05

(440)

48,15

(460)

92,11

(880)

100,48

(960)

1100

1300

2200

2600

5,0

5,5

47

164

25 500

5980

4

3

1

327

40

45

66

96

36,11

(345)

40,82

(390)

72,22

(690)

81,64

(780)

1800

2300

3600

4600

3,0

4,0

60

195

26 110

4235

2

2

-

220

18

-

-

-

31,4-

41,87*

(300-400*)

125,6

(1200)

-

700-900

1500

-

7,0

38

164

25 800

1860

2

2

-

226

33

-

-

31,4-52,33

(300-

500*)

115,13

(1000*)

-

1800-2000

4550

-

7,0

42

195

15 330

2590

2

2

-

203

45

-

-

20,93

(200)

31,4

(300)

62,8

(600)

-

2000-3000

6100

-

5,0

60

240

15 290

4

3

1

336

20

25

51

103

52,86

(505)

65,94

(630)

105,71

(1010)

131,88

(1260)

1000

1600

2000

3200

6,0

9,5

44

172

25 800

4400

4

3

1

306

30

35

55

85

41,87

(400)

49,2

(470)

83,73

(800)

98,39

(940)

1300

1800

2600

3600

3,5

4,0

50

195

25 905

4850

4

3

1

318

40

45

62

88

37,16

(355)

41,87

(400)

74,31

(710)

83,73

(800)

1750

2200

3500

4400

3,0

4,0

54

195

25 905

4355

Суммарные гидравлические потери в обвязке [35]:

роб = 8,26, (6.15)

где ?тр - безразмерный коэффициент, ?тр = 0,0236 при турбулентном режиме; Q - расход промывочной жидкости, м3/час; d - внутренний диаметр бурильных труб, мм; ?р - плотность бурового раствора, кг/м3; l-эквивалентная длина обвязки, м.

Эквивалентная длина всех элементов обвязки, м

lэ.об = lэ.в.т + lэ.в + lэ.ш + lэ.п.л, (6.16)

где

lэ.в.т = lвт; (6.17)

lэ.в = lв ; (6.18)

lэ.ш = lш ; (6.19)

lэ.пл = lпл; (6.20)

lвт, lв, lш, lпл - действительные длины соответственно ведущей трубы, вертлюга, шланга, подводящей линии, м; dв.т, dв, dш, dп.л - внутренние диаметры соответственно ведущей трубы, вертлюга, шланга, подводящей линии, мм.

Гидравлические потери в долоте

pд = , (6.21)

или

pд = д·р·Q2, (6.22)

где F - суммарное сечение промывочных отверстий долота, см2 [6] (табл. 6.12);д - коэффициент гидравлических сопротивлений в долоте (табл. 6.13).

Гидравлические потери, зависящие от глубины скважины, приведены ниже.

Потери в бурильных трубах.

ртр = 8,26 ?тр; (6.23) или

ртр = тр · ·Q2 ·H, (6.24)

где H - глубина скважины, м; тр - коэффициент гидравлических сопротивлений в бурильных трубах (табл. 6.14).

Гидравлические потери в кольцевом пространстве

рк.п. = 0,1к.пQ2H, (6.25)

где ?к.п. - коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве (табл. 6.15).

Гидравлические потери в замковом соединении

рз = 0,1з.Q2, (6.26)

где з. - коэффициент гидравлических сопротивлений замков (табл. 6.16).

5) после нанесения на поле диаграммы характеристики насоса потерь, зависящих и не зависящих от глубины скважины, необходимо отложить при каждом рациональном расходе промывочной жидкости величину рт = ?ро (рт - перепад давления в турбобуре; ро - давление в нагнетательной линии буровых насосов). По данным П.П.Шумилов, наибольшую

Таблица 6.12

Суммарная площадь промывочных отверстий долот

Суммарная площадь сечения, F·106, м2

Сочетание диаметров насадок, мм

Суммарная площадь сечения, F·106, м2

Сочетание диаметров насадок, мм

79

95

113

133

154

157

174

177

190

192

201

208

211

226

227

228

232

236

246

249

252

254

255

265

267

269

270

272

280

282

287

287

290

296

303

305

306

306

309

311

314

321

322

323

324

328

331

333

334

10

11

12

13

14

10-10

10-11

15

11-11

10-12

16

11-12

10-13

12-12

17

11-13

10-14

10-10-10

12-13

11-14

10-10-11

18

10-15

13-13

12-14

10-11-11

10-10-12

11-15

11-16

11-11-11

13-14

10-11-12

12-15

11-16

11-11-12

10-17

10-17

11-11-13

13-15

10-10-14

12-16

10-12-12

11-17

11-11-13

10-12-13

10-11-14

14-15

10-18

13-16

339

340

341

344

344

346

350

350

355

358

359

360

360

362

365

367

368

368

375

378

379

380

381

382

384

385

386

387

388

391

393

398

400

401

402

403

403

404

404

408

409

409

412

412

417

419

419

421

423

12-12-12

12-17

11-12-13

10-13-13

11-11-14

10-12-14

11-18

10-11-15

14-16

10-10-16

12-12-13

13-17

11-13-13

11-12-14

10-13-14

11-11-15

12-18

10-12-15

10-11-16

15-16

12-13-13

12-12-14

14-17

11-13-14

10-10-17

11-12-15

10-14-14

13-18

10-13-15

11-11-16

10-12-16

13-13-13

12-13-14

10-11-17

16-16

11-14-14

12-12-15

15-17

11-13-15

14-18

10-14-15

11-12-16

10-10-18

10-13-16

11-11-17

10-12-17

13-13-14

12-14-14

12-13-15

426

427

428

428

429

431

432

434

435

438

441

442

444

445

446

447

448

450

453

454

455

456

456

459

462

463

463

466

467

467

468

473

473

476

481

481

481

482

482

485

486

487

488

491

492

494

497

499

11-14-15

12-12-16

16-17

10-11-18

11-13-16

15-18

10-15-15

10-14-16

11-12-17

10-13-17

13-14-14

13-13-15

12-14-15

11-11-18

10-12-18

12-13-16

11-15-15

11-14-16

12-12-17

17-17

11-13-17

16-18

10-15-16

10-14-17

14-14-14

11-12-18

13-14-15

10-13-18

12-15-15

13-13-16

12-14-16

11-15-16

12-13-17

11-14-17

10-16-16

12-12-18

17-18

10-15-17

11-13-18

14-14-15

13-15-15

10-14-18

13-14-16

12-15-16

13-13-17

12-14-17

11-16-16

11-15-17

500

503

503

507

507

509

510

510

512

515

517

520

521

523

526

532

532

534

535

536

544

549

551

554

603

604

605

608

608

609

614

622

629

631

632

635

642

655

658

660

663

683

686

708

710

736

763

12-13-18

18-18

11-14-18

10-16-17

14-15-15

14-14-16

10-15-18

13-15-16

13-14-17

12-16-16

12-15-17

13-13-18

12-14-18

11-16-17

11-15-18

14-15-16

10-17-17

10-16-18

14-15-17

13-15-17

12-15-18

11-17-17

11-16-18

15-16-16

16-16-16

11-18-18

15-16-17

14-17-17

15-15-18

14-16-18

13-17-18

12-18-18

16-16-17

15-17-17

15-16-18

14-17-18

13-18-18

16-17-17

15-17-18

16-16-18

14-18-18

16-17-18

15-18-18

17-17-18

16-18-18

17-18-18

18-18-18

Таблица 6.13

Гидравлические потери в долотах

Промывоч-ный раствор

Значение коэффициента д, дм

295,5

244,5

190,5

Тип турбобура

Т12МЗ-240

ТС4-240

Т12МЗ-215

ТС4-215

Т12МЗ-215

ТС4-215

Т12МЗ-195

ТС4-215

Т12МЗ-172

ТС4-172

Вода

Глинистый раствор

210·10-5

230·10-5

225·10-5

250·10-5

400·10-5

440·10-5

425·10-5

460·10-5

2150·10-5

2400·10-5

Таблица 6.14

Гидравлические потери в бурильных трубах

Диаметр бурильных труб, мм

Толщина стенки, мм

Значение коэффициента тр•108 для

воды

глинистых растворов

168,3

8

9

11

205

215

245

Q<26?28 л/c

235

250

275

Q>26?28 л/c

215

230

200

146

8

9

11

440

480

560·10

Q<22?24 л/c

480

530

620

Q>22?24 л/c

460

520

590

139,7

8

9

11

535

580

680

Q<20?22 л/c

580

640

750

Q>20?22 л/c

560

610

720

114,3

8

10

1750

2220

Q<15?16 л/c

1900

2500

Q>15?16 л/c

1820

2300

По мере углубления скважины гидравлические сопротивления в бурильных трубах, замках и кольцевом пространстве постоянно возрастают, поэтому для обеспечения условия рт = ?р0 необходимо непрерывно снижать подачу насосов и изменять характеристику турбобуров так, чтобы перепад давления на турбинах оставался постоянным несмотря на снижение расхода жидкости.

Однако практически характеристики турбобуров можно изменять ступенчато, используя для бурения на различных интервалах глубины скважины турбобуры различных типов. Подача буровых насосов регулируется также ступенчато путем смены поршневых пар;

6. Выбираются рациональные типы турбобуров применительно к глубине скважины и рациональному расходу промывочной жидкости. Рациональным типом турбобура считается такой, характеристика которого на диаграмме НТС наиболее близко располагается к линии ? потерь давления на насосе.

Таким образом, основная задача проектирования режима турбинного бурения заключается в установлении режима работы насосов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для различных интервалов по глубине скважины для получения наиболее высоких показателей бурения. При выборе турбобуров используем данные из табл. 3.2 и табл. 6.11 (турбобуры старых конструкций, но еще применяются на промыслах), а при выборе насосов - из табл. 4.6.

Таблица 6.15

Гидравлические потери в кольцевом пространстве

Диаметр до-лот, мм

Диаметр бурильных труб, мм

Значение коэффициента к.п •108для

Диаметр на-садок, мм

воды

глинистых растворов

295,5

168,3

146

139,7

48

31

26

Q<50 л/с

85

60

50

Q>50 л/с

60

40

35

14

269,9

168,3

146

139,7

100

68

42

Q<50 л/с

130

85

65

Q>50 л/с

110

70

50

13

244,5

168,3

146

139,7

280

245

190

Q<40 л/с

350

190

170

Q>40 л/с

300

160

145

12

215,9

146

139,7

114,3

485

405

185

Q<30 л/с

600

490

230

Q>30 л/с

510

425

200

11

190,5

139,7

114,3

1530

480

2000

600

1600

520

10

Таблица 6.16

Гидравлические потери в замках

Диаметр бурильных труб, мм

Толщина стенки, мм

Коэффициент, з•10-5

168,3

8

9

10

0,6

0,6

1,45

139,7

8

9

11

2,1

2,2

2,8

114,3

8

10

11,3

16,8

Пример 6.2. Необходимо оценить возможность рационального применения турбобуров и насосов, имеющихся в наличии.

1. Турбобуры [37]: № 1 - Т12МЗЕ-170; № 2 - 3ТС5Б-170; № 3 - А6К3С (см. табл. 6.11). Диаметр турбобура А6К3С - 164 мм.

2. В состав буровой установки входит насос У8-6МА2 (см. табл. 4.2).

3. Глубина скважины 2000 м, диаметры долот (бурения) по интервалам глубины скважины следующие:

Интервал, м……………………….........0-100 100-1200 1200-2000

Диаметр скважины, мм……………… 393,7 295,3 190,5

Рассчитаны рациональные расходы промывочной жидкости для каждого интервала: для первого - 40,5 дм3/с; для второго - 40,5 дм3/с; для третьего - 226,7 дм3/с.

Р е ш е н и е.

1. Строим диаграмму характеристики насоса У8-6МА2, беря табличные значения подачи Q и перепада давления ро и намечаем вертикальные линии допустимых значений давлений на насосе при различных подачах соответствующих различным диаметрам поршневых втулок (рис. 6.2).

2. Рассчитываем по формуле (6.14) перепад давления на турбинах для различных турбобуров, беря их табличные значения рт1 и Q1, для трех значений подачи насосов:

для турбобура № 1:

т2 = 3,0 МПа; т2 = 3,0 МПа;

т2 = 3,0 МПа;

для турбобура № 2:

т2 = 5,0 МПа; т2 = 5,0 МПа;

т2 = 5,0 МПа;

для турбобура № 3:

т2 = 7 МПа; т2 = 7 МПа;

т2 = 7 МПа.

Расчетные значения наносим на поле диаграммы характеристики насоса и строим характеристики турбобуров.

3. Определяем гидравлические потери, не зависящие от глубины скважины.

Потери в обвязке для разных интервалов бурения и значений рациональных расходов промывочной жидкости находим по формуле (6.15)

потери в обвязке определяем по формуле (6.15)

роб.40,5 = 8,26·0,0236 МПа;

роб.26,7 = 8,26·0,0236 МПа;

Суммарная эквивалентная длина всей обвязки найдена по формулам (6.16-6.20)

м.

Потери в долоте определяем по формулам (6.21 или 6.22)

рд.40,5 = МПа;

рд.26,7 = МПа.

Суммарные потери, не зависящие от глубины скважины:

рн.40,5 =роб.40,5 +рд.40,5 = 0,33 + 0,8 = 1,13 МПа;

рн.26,7 =роб.26,7 +рд.26,7 = 0,14 + 0,4 = 0,54 МПа.

4. Определяем потери, зависящие от глубины скважины:

потери в бурильных трубах по формулам (6.23 или 6.24)

МПа;

МПа;

МПа;

МПа;

потери в кольцевом пространстве по формуле (6.25), используя табличные значения коэффициентов кп [6] для различных значений подачи и глубины скважины (см. табл. 6.14)

МПа;

МПа;

МПа;

потери в замковых соединениях по формуле (6.26)

МПа;

МПа.

Тогда при различных глубинах и при расстоянии между замками 10 м потери давления будут равны:

рМПа; рМПа;

рМПа; рМПа;

Суммарные потери, зависящие от глубины, приведены в табл. 6.17.

5. Наносим на график (см. рис. 6.2) потери, зависящие и не зависящие от глубины, суммируем и откладываем в направлении справа налево от линий допустимых давлений на насосе.

6. Наносим и определяем на график значения рт =?р0; откладываем их в направлении слева направо от линии нулевого значения давления на насосе.

7. На основе построенной диаграммы НТС оцениваем возможность рационального использования турбобуров в различных интервалах:

в интервале глубины 100-1200 м рационально применять турбобур № 1 (Т12МЗЕ-170), так как характеристика турбобура наиболее близко лежит к линии ?р0, а линия (зависимые от глубины потери

Таблица 6.17

Подача, дм3/с

Глубина скважины, мм

Суммарные потери, зависящие от глубины Рз, МПа

40,5

100

1200

26,7

1200

2000

давления) близко подходит к линии ?р0. Таким образом, в этом интервале до глубины 100-1200 м мощность турбобура № 1 будет практически полностью расходоваться.

В интервале глубины 1200-2000 м рационально вести бурение с использованием турбобура № 3 (А6К3С). В этом случае мощность турбобура № 3 будет рационально расходоваться по той же причине, что и для турбобура № 1 в интервале 100-1200 м.

Если известен тип турбобура, то расчет параметров режима бурения осуществляется следующим образом.

Осевая нагрузка на долото определяется так же, как и при роторном бурении.

Расход промывочной жидкости определяется исходя из механических свойств горных пород и площади кольцевого пространства между бурильными трубами и стенками скважины. Для каждого интервала одного диаметра в соответствии с принятой конструкцией скважины рассчитываются рациональные значения расхода промывочной жидкости по формуле 6.6.

Для расчета частоты вращения используется методика, учитывающая реальные значения расхода промывочной жидкости и других буровых параметров.

Частота вращения определяется по формуле

n=nx(1-), (6.27)

где nx - частота вращения при холостом ходе турбобура, мин-1; Mуд - удельный момент на долоте, Н·м/кН; Мт - тормозной момент турбобура, Н·м.

Величины nx и Mт определяются с учетом фактических характеристик для данного интервала бурения расхода и плотности промывочной жидкости по зависимостям

nx = nx.c, (6.28)

Mт = Mт.с., (6.29)

где nx.c, Mт.с, Qc и ?с - табличные данные стендовых характеристик частоты вращения вала турбобура, тормозного момента, расхода и плотности промывочной жидкости. Q и ? - фактические расход и плотность промывочной жидкости.

Данные по всем видам турбобуров приводятся в табл. 3.2 и 6.11, фрагмент таких данных - в табл. 6.18.

Значения удельного момента для долот различного диаметра и пород различной твердости приведены в табл. 6.19.

Характеристики удельного момента для долот, не указанных в табл.6.19, находятся методом интерполяции, либо по зависимости

Таблица 6.18

Тип турбобура

Qc3, дм/с

?с, мин-1

nx.c, мин-1

Mт.с, Н·м

А9Ш

А7Ш

3ТСШ-240

3ТСШ-195

ТС 56-240

45

20

34

24

40

1,2

1,2

1,2

1,2

1,0

830

950

900

1060

1060

6140

1470

6640

3630

5040

Примечание. Часто в справочных таблицах не указывается ?с. Это означает, что стендовые характеристики снимались при прокачке водой, т.е. ?с = 1 г/см3.

Таблица 6.19

Диаметр долота, мм

Удельный момент на долоте (Н·м/кН) по категориям твердости пород

I-II

III-IV

V-VI

VII

VIII

120,6

139,7

149,2(151)

165,1

190,5

215,9

244,5

269,9

295,3

320

9,5

11,0

11,9

13,0

15,0

16,9

19,3

21,2

23,3

25,2

6,9

8,1

8,7

9,5

11,0

12,4

14,2

15,6

17,1

18,5

4,4

5,2

5,5

6,1

7,7

7,9

9,0

9,9

10,8

11,8

2,8

3,3

3,6

3,9

4,5

5,1

5,8

6,4

7,0

7,6

1,9

2,2

2,4

2,6

3,0

3,4

3,9

4,3

4,7

5,1

Mуд 2 = Mуд 1, (6.30)

где Dд1 - исходный диаметр долота, мм; Dд2 - фактический диаметр долота, мм; Mуд 1 - табличные значения удельного момента для исходного долота соответствующей категории твердости породы,

Н·м/кН; Mуд.2 - искомая величина удельного момента для фактического, диаметра долота и данной твердости горной породы, Н·м/кН.

Пример 6.3. Рассчитать параметры режима бурения при проходке пород V-VI категории твердости долотом диаметром 269 мм с использованием турбобура А9Ш, бурильных труб диаметром 140 мм и промывочной жидкости плотностью 1,3 г/см3.

Р е ш е н и е.

1. По графику (см. рис. 6.1) определяем удельную нагрузку для пород V-VI категории - 8 кН/см. Тогда рд = 8·26,9 = 216 кН.

2. Расход промывочной жидкости согласно формуле (6.6) и графика скорости восходящего потока (см. рис. 6.1):

Q = м3/с = 42 л/с.

3. Для определения фактической частоты вращения турбобура А9Ш из табл. 6.18 находим: Qс = 0,045 м 3/с; ?с = 1200 кг/м3; nx.c = 830 мин-1; Mт.с. = 6140 Н?м.

С учетом зависимостей (6.28) и (6.29) находим фактические значения частоты холостого вращения nx и тормозного момента Mт на валу турбобура при Q = 0,042 м3/с и ? = 1300 кг/м3

nx = 830 мин-1;

Mт = 6140Н?м.

По табл. 6.19 находим удельный момент для долота диаметром 269 мм (категория твердости V-VI):

Mуд = 9,9 Н?м/кН.

По формуле (6.27) определяем фактическую частоту вращения долота при осевой нагрузке 216 кН:

n = 774,6 мин-1.

Список литературы

1. Беляев В.М., Калинин А.Г., Солодкий К.М. Расчет компоновок нижней части бурильной колонны. - М.: Недра, 1977.

2. Боголюбский К.А., Соловьев Н.В., Букалов А.А. Практикум по курсу промывочной жидкости и тампонажной смеси с основами гидравлики. - М.: МГТА, 1991.

3. Булатов АЛ., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 4 т. -М.: Недра, 1985. - Т. 1-2.

4. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. - М.: Недра, 1991.

5. Булатов А.И., Пеньков АЛ., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984.

6. Вадеикий ЮВ. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. для техникумов. -М.: Недра, 1995.

7. Ганджумян РА., Калинин А.Г., Никитин БА. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. - М.: Недра, 2000.

8. Зиненко В.П. Буровые машины и механизмы: Методическое пособие к курсовой работе для системы дистанционного образования. - М.: МГГА, 2001.

9. Емельянов В.Н., Коновалова А.Ш., Элияшевский И.В. Дипломное и курсовое проектирование бурения нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1993.

10. Ильский АЛ., Шмидт АЛ. Буровые машины и механизмы: Учеб. для техникумов. - М.: Недра, 1989.

11. Инструкция по расчету колонн насосно-компрессорных труб. - Куйбышев: ВНИИТнефть, 1990.

12. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Госгортехнадзор России, № 10-13/127 от 12.03.1997 г. - М., 1997.

13. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. - М.: Недра, 1980.

14. Инструкция по расчету обсадных колонн для горизонтальных скважин. Госгортехнадзор России, №10-03/667 от 06.09.2000 г. - М., 2000.

15. Инструкция по расчету цементирования обсадных колонн в скважине. -Киев: УкргипроНИИнефть, 1997.

16. Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин. - М., 1997.

17. Иогансен К.Б. Спутник буровика: Справочник. - М.: Недра, 1990.

18. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник. - М.: Недра, 1997.

19. Калинин А.Г., Ошкордин О.В., Питерский В.М., Соловьев Н.В. Разведочное бурение: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 2000.

20. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1998.

21. Каталог нефтяного оборудования, средств автоматизации, приборов и спецматериалов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - Т. 1-П.

22. Комплексная методика классификации горных пород геологического разреза, разделения его на пачки пород и выбора рациональных типов и конструкций шарошечных долот для эффективного разбуривания нефтяных и газовых месторождений. РД 39-2-772-82. - М.: Недра, 1982.

23. Леонов Е.Г., Исаев В.М. Гидроаэромеханика в бурении. - М.: Недра, 1987.

24. Методическое руководство по проектированию и расчету нижней части бурильной колонны при бурении глубоких скважин в осложненных условиях Азербайджана. - Баку: АзНИИнефть, 1981.

25. Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых для бурения на разведочных и эксплуатационных площадях. - М.: Миннефтепром, 1973.

26. Палашкин Е.Л. Справочник механика глубокого бурения. - М.: Недра, 1981.

27. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утв. Постановлением Госгортехнадзора России №24 от 09.04.1998 г. и введены в действие с 01.09.1998 г.

28. Рязанов Я.Л. Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1979.

29. Сароян А.К. Теория и практика работы бурильной колонны. - М.: Недра, 1990.

30. Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра. 1982.

31. Соловьев Е.Н. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 1979.

32. Соловьев Е.Н. Задачник по заканчиванию скважин: Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1989.

33. Справочник по бурению скважин на воду/Под ред. Д.Н. Башкатова. - М.: Недра, 1979.

34. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений/М.Г. Абрамсон, В.В. Байдюк, В.С. Зарецкий и др. - М.: Недра, 1984.

35. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1994.

36. Трубы нефтяного сортамента: Справочник/Под ред. А.Е. Сарояна. 3-е -изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987.

37. Элияшевский И.Б., Сторонами М.Л., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. - М.: Недра, 1982 г.

Размещено на Allbest.ru

Страница:


Подобные документы

  • Расчет бурильной скважины

    Геологические условия бурения. Расчет плотности растворов. Выбор конструкции скважины и способа бурения, гидравлической программы бурения скважины. Выбор типа промывочной жидкости. Расчет обсадных колонн на прочность. Характеристика бурильной установки.

    курсовая работа [74,5 K], добавлен 20.01.2016

  • Бурение поисково-разведочной скважины на месторождении каменного угля

    Геолого-технические условия бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор и обоснование способа бурения. Выбор бурового инструмента и оборудования. Проектирование технологического режима бурения. Мероприятия по предупреждению аварий в скважине.

    курсовая работа [927,4 K], добавлен 30.03.2016

  • Морское бурение разведочных скважин

    Выбор способа бурения и построения конструкции скважины. Проверочный расчет буровой вышки. Технология погружения обсадной колонны, отбора керна, вращательного бурения. Составление геологического наряда. Организация морского бурения, ликвидационные работы.

    курсовая работа [2,3 M], добавлен 14.06.2014

  • Бурение инженерно-геологической скважины

    Проектирование буровых работ для инженерно-геологических изысканий. Выбор способа бурения и промывки, определение конструкции скважины. Выбор буровой установки, породоразрушающего и спуско-подъемного инструмента. Способы и методы повышения выхода керна.

    курсовая работа [167,6 K], добавлен 28.08.2013

  • Бурение скважин и откачка воды

    Выбор и обоснование типа и размера откачечных средств, расчет эрлифта для откачки, выбор фильтра и его расчёт. Обоснование способа бурения скважины, её конструкция. Технология бурения для горизонтов, выбор бурового оборудования, буровой снаряд.

    контрольная работа [77,8 K], добавлен 21.10.2012

  • Проект разведочной скважины глубиной 540 метров

    Проектирование разведочной скважины. Проработка целевого задания и геологических условий бурения. Выбор и обоснование способа бурения, конструкции скважины, бурового оборудования. Мероприятия по повышению выхода керна. Меры борьбы с искривлением скважин.

    курсовая работа [52,4 K], добавлен 07.02.2010

  • Бурение геологоразведочных скважин на стадии разведки

    Проектирование конструкции скважины для разведки залежей угля. Определение свойств горных пород и геолого-технических условий; выбор бурового оборудования и способа бурения; расчет режимных параметров. Предупреждение и ликвидация аварий, охрана труда.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 20.02.2013

  • Техника разведки

    Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Техника безопасности при проходке разведочных вертикальных горных выработок. Расчет параметров многоствольной скважины. Выбор и обоснование бурового оборудования. Тампонаж скважины.

    курсовая работа [634,5 K], добавлен 12.02.2009

  • Техника разведки

    Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Техника безопасности при проходке разведочных вертикальных горных выработок. Расчет параметров многоствольной скважины. Выбор и обоснование бурового оборудования.Тампонаж скважины.

    курсовая работа [419,4 K], добавлен 12.02.2009

  • Выбор оптимального режима бурения на примере месторождения Самантепе

    Геолого-геофизическая характеристика месторождения Самантепе. Обоснование способа бурения и проектирование конструкции скважины. Определение породоразрушающего инструмента, расчет осевой нагрузки и частоты вращения. Проведение инженерных мероприятий.

    дипломная работа [60,7 K], добавлен 25.06.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены