Проектирование частоты вращения долота (n) для реализации объемного разрушения пород на забое скважины.

2.3.1. Расчет n = n _t при поддержании времени контакта (t _к) зуба долота с породой (с забоем) с учетом некоторых параметров долота и t _к:

,                                       (2.4)

где: t_z - средняя величина шага зубцов периферийных венцов шарошки долота с учетом величины b _з, м (см);

Таблица 2.2

Величины параметров по вариантам

Параметр	Величина параметра и тип горной породы по вариантам
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Диаметр долота, мм	215,9	190,5	244,5	215,9	215,9	190,5	269,9	295,3	190,5	215,9	244,5	295,3
Название породы	Глинистый сланец	Аргиллит	Песчаник	Алевролит	Известняк	Глинистый сланец	Доломит	Ангидрит	Алевролит	Аргиллит	Песчаник	Известняк
Рш, Мпа	550	500	700	600	500	1000	500	1100	1000	350	600	300
Кт	4	4	5	4,5	4	6	4	5	5	3	5	3
Ка	4	5	8	7	2	4	2	5	8	3	8	2

 

Продолжение табл.2.2.

Параметр	Величина параметра и тип горной породы по вариантам
	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Диаметр долота, мм	215,9	190,5	244,5	295,3	269,9	269,9	295,3	244,5	215,9	190,5	215,9	295,3
Название породы	Глина плотная	Мергель глинистый	Песчаник	Аргиллит	Ангидрит	Алевролит	Известняк	Доломит	Глинистый сланец	Аргиллит	Песчаник	Алевролит
Рш, Мпа	560	750	1000	560	1000	1500	1000	900	570	1250	1500	380
Кт	4	4	5	4	5	6	5	6	4	5	6	3
Ка	5	2	8	3	2	7	2	2	2	6	8	8

 

 

R - радиус долота, м (см);

t _к - 2…8 мс - нижний предел для мягких пород, верхний - для твердых; для крепких пород - t _к @ 15мс.

2.3.2. При расчетах n _t величины R и t_z взять можно по первому заданию, а t _к - ориентируясь на табл.2.3 и 3.3. [5, табл.2.4; 4, стр.174]

Таблица 2.3

Категория твердости пород по штампу	1, 2, 3	4, 5	6, 7	8, 9	10, 11, 12
Тип породы (долот)	Т	С	Т	К	ОК

 

2.3.3. При известных величинах осевой нагрузки на долото, в частности ее динамической составляющей (G _д), модуля упругости (Е) и площади поперечного сечения тела (F) динамически активного участка, например вала забойного двигателя, частоту вращения долота для обеспечения t _к определим
по формуле [1]:

,                         (2.5)

где размерности параметров в системе "СИ":

с - скорость звука в материале вала двигателя, с = 5100 м/с;

b - угол между осью шарошек в долоте, обычно sin b = 0,80...0,82;

Е = 2,1 × 10¹¹ Па (для стали);

t _к - в мс;

G _д - в Н.

2.3.4. При выполнения этого задания величину G _д можно найти [1] по ранее найденной нагрузке G , а R и t _к - из предыдущих заданий для своего варианта. Площадь F обычно изменяется от 38 до 65 см² (для забойных двигателей). Отделять этот параметр следует используя паспортные данные двигателя, потому что в справочной литературе данные о конструкции валов забойных двигателей приведены только в работе [6], которая с 1970г. не переиздана. Величину - F для выполнения этого задания можно принять по согласованию с преподавателем.

2.4. Расчет G и n с учетом условия получения максимальной проходки на долото (т.е. G_h и n_h).

2.4.1. Такой подход в большей степени эффективен при разбуривании твердых и крепких пород, когда заранее предусмотрено применение двигателей типа "Д", ТРМ, ТН, позволяющих углублять скважину с низкой частотой вращения долота, особенно когда имеются данные о коэффициенте "у".

2.4.2. Расчет G_h производят по формуле:

,                                              (2.6)

где: t _д - потенциальный ресурс долота по времени работы, ч (предел 89 по формуле (2.7) для долот типа "3", а верхний - для типа "Н"):

;                                         (2.7)

D _д - диаметр долота, м

b_n - коэффициент, учитывающий снижение долговечности опоры долота (Т_оп) за счет повышения n на 1 оборот в мин; b_n = 0,02 ч×мин/об;

К _G - коэффициент, который учитывает уменьшение Т_оп при увеличении нагрузки на долото на 1 кН,

.

2.4.3. Проектирование частоты вращения долота (n_h) для обеспечения максимальной проходки (h _д) на долото (при заданной величине G) осуществляют согласно формуле:

,                            (2.6)

где: у - учитывает влияние свойств горных пород, числа поражений забоя вооружением и t _к на величину h _д (через механическую скорость проходки - V _м). Величина у: при низкооборотном бурении для твердых пород у = 0,5; для мягких - у = 1; при высокооборотном бурении для твердых пород у = 0,36, а для мягких
у = 0,7.

2.5. Проектирование расхода промывочной жидкости (подачи буровых насосов) при нормальных условиях бурения скважины.

2.5.1. Расход промывочной жидкости (Q) при указанных условиях должен быть в пределах:

,

где: Q _тн - технологически необходимая величина Q, удовлетворяющая основным технологическим требованиям процесса углубления скважины (м³/с или л/с)

Q_min - это расход Q, позволяющий эффективно очищать скважину от выбуренной породы и определяется по рекомендациям из гидромеханики,, например [7], или из табл.2.4.

Величину Q _тн найдем по формуле [1]:

,                     (2.9)

где: P_max - максимальное давление на выкиде буровых насосов, МПа, которое может определиться на основе обработки промысловой информации о его эффективных, величинах или определяться по формуле [8], учитывающей поддержание необходимой осевой гидравлической нагрузки (G _г) на вал забойного двигателя, как:

,                 (2.10)

где:G_max - максимальная осевая нагрузка на долото, Н;

G _вр - вес вращающихся элементов турбобура (забойного двигателя, Н;

Т_п - осевая нагрузка на осевую опору двигателя, Н:

;

d _ср - средний диаметр турбинок, м [1, 6];

Р_т - перепад давления в турбобуре, МПа;

Р_оч - давление необходимое [8] для очистки забоя от выбуренной породы, Па, (в формуле (2.9) в МПа)

Р_гд - перепад давления в промывочном узле долота, МПа;

Р _R - гидроимпульсное давление, МПа, Р _R @ 2 МПа; [8];

r ₁, r ₂ - плотность промывочной жидкости внутри бурильного инструмента и в заколонном пространстве, кг/м³ (или Н×с²/м⁴);

Таблица 2.4.

Данные к расчету Q _тн вариантам

Номер варианта	Qmin, л/с	r 1, кг/м3	r 2, кг/м3	Тип бурильных труб	Наружный диаметр труб, мм	Толщина стенки трубы, мм	Глубина скважины, м
1	18	1100	1150	П	127	10	2000
2	15	1200	1250	П	114	9	1500
З	25	1000	1150	В	140	10	1800
4	20	1250	1300	П	127	9:	1600
5	20	1000	1100	Д16-Т	147	11	2000
6	22	1100	1150	ВК	127	9	2200
7	27	1200	1250	Д16-Т	147	11	1500
8	30	1150	1200	В	168	10	1800
9	22	1200	1250	П	114	9	1600
10	20	1100	1150	П	127	9	1200
11	24	1000	1100	В	140	9	1800
12	20	1200	1250	В	168	10	1000
13	22	1150	1200	П	127	9	1900
14	18	1300	1350	Д16-Т	114	10	2100
15	26	1250	1300	Н	140	10	2200
16	28	1100	1150	Д16-Т	147	11	1800
17	24	1150	1200	В	140	10	2300
18	20	1100	1150	Н	140	9	1900
19	25	1000	1100	Д16-Т	147	11	2100
20	22	1200	1250	П	127	10	1900
21	26	1150	1200	Д16-Т	129	10	2300
22	21	1250	1300	Д16-Т	114	10	3400
23	23	1300	1350	П	127	9	2100
24	25	1100	1200	ВК	140	10	1700

a_i - коэффициент гидросопротивлений, не зависящих от глубины(L) скважины, или от длин секций бурильной колонны. М^-4;

b_i, b_j - коэффициенты гидросопротивлений, зависящих от L, м^-5,

l_i, l_j - длины секций бурильной колонны с разными диаметрами и толщинами стенок труб, м;

2.5.2. Перепад Р_гд можно определить как технологически необходимый (Р_дт). При этом Р_гд считаем активным» регулятором нагрузки G _г. Величину Р_дт находим согласно выражению:

.                  (2.11)

2.5.3. Порядок выполнения задания 2.5.

2.5.3.1. Из задания 2.1, 2.2 берем величину G (т.к. Р_ш задании 2.1, 2.2 задано в единичном значении, то для расчета Р _max и Р_дт условно берем G_max = Gcp = G).

2.5.3.2. Определяется G _вр = (0,40...0,48) × G _т × b, (здесь b - учитывает Архимедову силу, a G _т - вес турбобура) [9, стр14, 15].

2.5.3.3. Принимается Т_п к расчетам по формулам (2.10) и (2.11), причем для мягких пород Т_п = + (10…30) кН, для средних можно Т_п = 0, для твердых
Т_п = - (10…30) кН.

2.5.3.4. Рассчитываем:F _р (d _ср взять из табл. 1.2 работы [8] из табл.1.3 [10]) Р_оч как Р_оч = N _оч / Q_min (N_оч - мощность для очистки забоя от выбуренной породы, рассчитывается по формуле (1.20) [8], а Q_min берется из табл.2.4 данных МУ), причем для крепких пород можно Р_оч = 0 , и принимаем P_R = 2 МПа. При расчете Р_оч плотность породы (r _п) следует принять согласно данным работ [4, 5] или как среднюю (для данного задания) r _п = 2500 кг/м³. Механическую скорость бурения здесь также условно можно принять: 40 м/ч (мягкие породы), 30 м/ч (средние породы) и 20 м/ч (твердые породы).

2.5.3.5. Принимаем Q_min , r ₁ , r ₂ и бурильную колонну (трубы) согласно табл.2.4, определяем a_i , b_i , b_j (из приложения 1 [1]) или по формулам [1], причем для a_i для данного расчета взять из второй строки приложения 1 [I].

2.5.3.6. В данном задании можно бурильную колонну взять одноразмерной, а потерями в УБТ пренебречь.

2.6. Выбор турбобура (ГЗД).

2.6.1. Диаметр ГЗД выбирается в соответствии с D _д.

2.6.2. Частота n _t (из задания 2.3) приравнивается оптимальной частоте вращения вала выбираемого турбобура.

2.6.3. Рассчитывают момент сопротивлений при работе турбобура (с долотом) в процессе углублений скважины:

                                   (2.12)

где: М_у - удельный момент при работе долота на углубление скважины, н×м/кН;

G_c - статическая составляющая осевой нагрузка на долото, кН:

;

М_о - момент расходуемой на трение долота о стенки скважины, Н×м;

М_п - вращающий момент, расходуемые на сопротивления в осевой опоре турбобура:

;                                   (2.13)

Т_п - осевая нагрузка на осевую опору (.пяту) турбобура, ее можно принять как предложено в п.2.5;

m _п - коэффициент сопротивления в осевой опоре турбобура, m _п = 0,08…0,3 в данном задании можно брать m _п = 0,1;

r _п - средний радиус трения в пяте осевой опоры, м:

;

r _н, r _в - наружный и внутренний радиусы пяты опоры, м;

для турбобуров диаметром (d _т):

240 mm              r _н = 92 мм       r _в = 70 мм

195 мм                        r _н = 75 мм       r _в = 62 мм

172 мм                        r _н = 66 мм       r _в = 56 мм.

Величины М_о и М_у можно брать из работы [5, стр.185], отдельно М_у - в работе [11] или расчитывать как:

;

D _д - диаметр долота, м;

;

R - радиус долота, м;

m _гп - коэффициент трения (сопротивления) вооружения долота о породу;

m _гп = 0,1...0,4 - соответственно для крепких пород и мягких.

2.6.4. Приравнивая М_с к оптимальному вращающему моменту на валу турбобура (М_оп) и n _t к оптимальной частоте вращения вала двигателя (n _оп), по справочным данным [8, 9, 10, 11] или из табл. 2.5 находят лучший турбобур при возможно минимальном расходе (из справочных) промывочной жидкости или при технологически необходимом (Q _тн)расходе (из задания 2.5).

2.6.5. Отметим, что выполнение заданий 2.5 и 2.6 можно менять местами; определять Q _тн при предварительно выбранном перепаде давления в турбобуре (т.е. предварительно выбран турбобур). Либо как в задании 2.6 выбирается турбобур при минимально возможном Q, рекомендуемом в справочных данных о работе турбобуров. Метод выбора турбобура (п. 2.6) применим при выборе других типов ГЗД.

2.6.6. Порядок выполнения задания.

2.6.6.1. Paссчитывают М_у, G_c , М_дп, М_о, принимают m _п , Т_п, находят r _п , М_п, М_с.

2.6.6.2. Приравнивают М_с = М_оп и n _t = n _оп и выбирают лучшую модель турбобура.

2.6.6.3. Если Q _тн заранее не рассчитан, то берут модель при минимальном Q из справочных величин (не путать Q_min) Когда известна величина Q _тн , тогда турбобур выбирают при Q _тн . В обоих случаях возможно (или необходимо) применять формулы пересчета при плотности r ₁ (из задания 2.5).

Например.

Рассчитаны: М_с = 1700 Н×м, n _t = 420об/мин (7 об/с), Q _тн = 32 л/с, (0,032 м³/с). Даны также: r ₁ = 1200 кг/м³ и d _т = 195 мм.

Из табл.1.2 [8] видно, что согласно вышеприведенным параметрам подходит (но не совсем !) турбобур ЗТСШ1-195 при Q = 30 л/с.

Применим формулы пересчета, приведенные в тех же Му [8, cтр.8] при нашем Q = 32 л/с находим:

;

Очень удачно подошел турбобур 3TСШ-I95 при Q _тн = 32 л/с. Но можно при наших n _t, М_с, и Q _тн взять две секции 3ТСШ1М2-195 [8, табл.1.3]. Если не приемлем ни один из турбобуров, то можно выбрать двигатели "Д", ТРМ и др.

Таблица 2.5.

Характеристика некоторых забойных двигателей, применяемых в Тюменской области

(прокачиваемая жидкость - вода)

Шифр двигателя (тип)	Тип турбины	Число турбинок (секций)	Q, л/с	Моп, Н×м	nоп, об/мин	Рт, МПа	Длина двигателя, м	Вес двигателя, кН
Т12РТ-240	30/16,5	104	50	2040	660*	4	8,3	20,2
ТСШ-240	30/16,5	205	50	3890	665	8,2	-	-
ЗТСШ1-240	30/16,5	315	32	2650	445	5,5	-	-
Т13МЗБ	-	1с.	50	2170	695	4,5	8,2	20,3
ТО2-240	-	1с.	45	1370	420	3	10,2	25,9
ЗТСШ1-195	26/16,5	330	30	1480	395	(4,5**)	-	-
ЗТСШ1-195ТЛ	24/18	318	40	1745	355	(4)	-	-
ТСШ-М1	38/15; 38/12	450	40	2660	280	5,3	26,9	40
ТСШ-М2	32/15; 38/12	450	28	2230	385	(5)	26,9	40
А7Ш	А7Н4С	2с.	30	1900	520	8	17,6	31,4
Д1-195	-	1с.	35	5300	140	6	7,7	13
ТН-195	-	2с.	28	2940	170	8,6	-	-
ЗТСШ2-195-01	26/16,5	339	30	1600	425	3,5	25,9	48,5
ТРМ-195	21/16,5	109	28	3200	175	(4)	13,7	26
ТРМ-195	26/16,5	204	32	3530	110	3,5	-	-
ТО2-195	А7Н4С	1с.	30	870	520	3,7	10,1	18,5
ТО-195	24/20,5	105	35	1090	770	4,3	9,7	16,9
Э185-8Р	-	-	30	3330	340	7,9	-	-
КТД4С-195 214/60	-	3с.	28	1210	465	5,5	-	-
ЗТСШ1-172	28/16	3с.	25	1760	625	8,8	25,4	35,3
ТПС-172	ТПС	426	25	1700	400	5,	26,7	-
КТД4С-172 190/40		2.с	22	1880	490	8,4	17,6	25,9

Примечания: * Для двигателей "Д" и "Э" это рабочая частота вращения вала. ** Перепад указан с учетом потерь в сужениях двигателя. Двигатель ТH включает 1с "Д" и 64 цельнолитых турбинки.

Литература

1. Палий Л.А., Корнеев К.Е. Буровые долота. Справочник. - М.: Недра, 2011. - 446 с. - ил.

2. Потапов Ю.Ф., Матвеева А.М., Маханько В.Д. и др. Проектирование режимов турбинного бурения. - М.: Недра, 2014. - 240c. - ил.

3. Абрамсон М.Г., Байдюк Б.В., Зарецкий B.C. и др. Справочник по механическим свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 2012. - 207 с. - ил.

4. Спивак A.H., Пoпoв А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин.- М.: Недра, 2011.-239с. - ил.

5. Шумова З.И., Собкина И.В. Справочник по турбобурам. - М.: Недра, 2012. - 192 с.: ил.

6. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. Учебник для вузов. - М.: Недра,1987. - 304 с.: ил.

7. Северинчик Н.А. Машины и оборудование для бурения скважин. -М.: Недра, 2013. - 368с.: ил.

8. Гусман Н.Т., Любимов В.Г., Никитин Г.М. и др. Расчет, конструирование и эксплуатация турбобуров. - М.: Недра, 2011. -368 с.: ил.

 

СОДЕРЖАНИЕ

1.	Цель и сроки выполнения МУ	3
2.	Проектирование параметров режима бурения и выбор турбобура	3
	2.1. Определение осевой нагрузки на долото	3
	2.2. Аналитический метод расчета G предусматривающий объемное разрушение пород на забое скважины	3
	2.3. Проектирование частоты вращения долота для реализации объемного разрушения пород на забое скважины	5
	2.4. Расчет G и n с учетом условия получения максимальной проходки на долото	8
	2.5. Проектирование расхода промывочной жидкости (подачи буровых насосов) при нормальных условиях бурения скважины	8
	2.6. Выбор турбобура (ГЗД)	11
Литература		15

 

 

Методические указания по курсу "Технология бурения нефтяных и газовых скважин" студентам специальности 21.02.02 "Бурение нефтяных и газовых скважин" для расчетов параметров режима бурения и выбора модели забойного двигателя.