 |
Главная |
Проектирование режима бурения и расчеты, связанные с углублением скважины
 2020-02-04 |
 252 |
 Обсуждений (0) |
из
5.00
|
2.1. Выбор долота
2.1.1. Выбор типа долота осуществляет с применением статистических методов обработки промысловых данных, собранных непосредственно на практике либо из отчетной документации организаций. Существуют экспресс - методы выбора долота по методике ВНИИБТ [1] с привлечением обобщенной классификационной таблицы соответствия типов шарошечных долот свойствам горных пород, а также - классификационной таблицы соответствия типов долот категориям твердости и абразивности пород.
2.1.2. Строятся гистограммы по фактическим данным о процентном содержании пород соответствующих категория твердости и абразивности в интервале пород условно одинаковой буримости и сравниваются с эталонными.
2.1.3. Во втором случае дана таблица, построенная в координатах, на которых откладывают фактические данные о категориях твердости и абразивности разбуриваемых пород и определяют тип долота (приложение 4, рис.1.1). Оба последних метода основаны на обработке информации о работе долот в соответствующих породах методами статистики. Эти методы предложены более 15 лет назад, поэтому при окончательном выборе долот следует привлечь информации об отработке или испытании долот на конкретном месторождении не далее как за последние 1-2 года.
2.1.4. При выборе долот необходимо привлекать последние рекомендации предложенные соответствующими организациями, в первую очередь НИИ.
2.1.5. При выборе долот следует учитывать, что в настоящее время более эффективными считаются долота, у которых имеется центральная насадка либо две боковые насадки, максимально приближенные к забою, насадки с виброструей промывочной жидкости, но в любом случае, чтобы промывочные узлы долот не препятствовали хорошему выносу шлама из - под долота и не способствовали бы размыванию стенок скважины.
2.2. Выбор и обоснование способа бурения
2.2.1. Способ бурения скважины или ее отдельных интервалов можно выбрать по стоимости 1м бурения путем обработки данных после бурения скважин различными способами на данном месторождении или на месторождениях с сопоставимыми условиями углубления скважин.
2.2.2. Другой метод выбора состоит в следующем.
2.2.2.1. Изучают физико-механические свойства горных пород геологического разреза скважины (по промысловым, геофизическим и др. данным или по литературным данным и технической документации для района, где впервые намечено бурить скважину). Предварительно (если нет еще обоснованных рекомендаций) выбирает тип и размер долота. Если намечено применять шарошечные долота, то определяет необходимое время контакте (t к) вооружения долота с забоем и рассчитывают частоту (n t) вращения долота для обеспечения t к по формуле:
; (2.1)
где: - величина коэффициента - 7,2 для мягких пород;
tz - средняя величина шага зубцов долота по венцам Б, В и периферийному (П) венцу шарошки, см;
b3 - текущая средняя ширина площадки притупления для зубцов шарошки, см (для твердосплавных зубцов b3 = const, причем, в этом случае величину b3 можно определять при вдавливании зубца в породу на 0,5...2,0 мм в зависимости от твердости пород и формы зубца);
R - радиус долота, см (желательно определять от центра долота до середины зубца на венце П и осреднять по количеству шарошек долота);
t к - 2…8 мс (нижний предел для очень мягких пород, верхний - для твердых, для крепких - 15 мс);
2.2.2.2. Ориентируясь на величину n t (табл. 2.1), предварительно выбирают способ бурения или тип привода долота.
Таблица 2.1
| Частота, об/мин | 40¸120 | 100¸350 | 350¸500 |
| Способ бурения (тип привода долота) | роторный, ВЗД | ВЗД (тип "Д"), низкооборотный или редукторный турбобур, редукторный электробур | Турбобуры, электробуры |
2.2.3. Затем, используя следующие рекомендации, уточняют способ бурения или тип привода долота.
2.2.3.1. Предпочтителен роторный способ бурения:
- при бурении скважин на большой глубине для обеспечения длительного долбления с целью сокращения времени спуско-подъемных операций, особенно при использовании долот малого диаметра и при высокой забойной температуре (свыше 140°С);
- при разбуривании мягких пород, когда желательно применение лопастных долот и шарошечных типа "М", при дополнительном разрушении пород струёй промывочной жидкости, движущееся со скоростью более 100 м/с;
- когда ожидается разбуривание высокоабразивных пород;
- если запроектировано или осуществляется бурение с промывочной жидкостью с плотностью (r) более 1,8 г/см3, при бурении с отбором керна снарядами типа "Недра";
- когда забой и скважину продувают газом или воздухом;
- в случае сильных осложнений в скважине (при сужениях ствола скважины, при обвалах, поглощениях промывочной жидкости, при применении промывочной жидкости с наполнителями на нефтяной основе и др.).
2.2.3.2. Факторы, способствующие эффективности турбинного бурения:
- когда плотность промывочной жидкости менее 1,7 г/см3, а температура на забое (t з) - ниже 140°С;
- если намечено применение алмазных долот и типа ИСМ, а также легкосплавных труб;
- при проводке направленно - искривленных скважин со значительными смещениями забоя от вертикали;
- в случае бурения вертикальных скважин - шахт с применением PTБ;
- при бурении с незначительной аэрацией промывочной жидкости.
2.2.3.3. Предпочтительно электробурение:
- когда промывочную жидкость утяжеляют до r £ 1,8 г/см3 и применяют долота более 190 мм;
- при проводке направленно - искривленных, особенно горизонтальных, скважин с телеметрическими системами замера зенитного и азимутального углов оси скважин и с системами ориентации отклонителя;
- когда намечено применять алмазные долота и ИСМ, но с утяжеленными промывочными жидкостями;
- если скважину углубляет с ее продувкой или с промывкой сильно аэрированной жидкостью.
2.2.4. О возможностях применения объемных (винтовых) забойных двигателей (ВЗД).
2.2.4.l. В настоящее время рекомендации по применению ВЗД еще не выработаны окончательно, что обусловлено несколькими причинами: с применением ВЗД (в частности Д-172 и Д-195) можно бурить скважины с довольно широким диапазоном свойств горных город по твердости (типа С, Т, К) при повышении проходки на долото и снижении (или при сохранении) механической скорости проходки по сравнению с h д и V м при турбинном бурении. При этом возможно применение промывочных жидкостей с различной плотностью при расходе жидкости от 24 до 40 л/с.
2.2.4.2. Имеется мало сведений о том, насколько полезно реализуются возможности ВЗД по вращающим моментам, которые иногда кратно выше, чем у турбобуров такого же как у ВЗД диаметров.
2.2.4.3. Наработка по времени на отказ (Тот) у ВЗД почти при всех условиях бурения не превышает 60 ч в среднем, хотя показана возможность достижения Тот >200 ч.
2.2.4.4. Наиболее отработанной и доказанной считается рекомендация по эффективному применению ВЗД в сочетании с шарошечными долотами с маслонаполненной опорой. Причем до некоторой степени упрощается процесс управления работой бурильного инструмента в сравнении с турбинным способом в связи со специфичной взаимосвязью между режимными параметрами, а также между последними и перепадом давления в ВЭД.
2.2.4.5. Необходимо отметить, что механизм взаимодействия вооружения долота с породой при ВЗД отличается от такового при турбинном бурении.
2.3. Расчеты частоты продольных зубцовых вибраций долота и количества поражений забоя его вооружением.
2.3.1. В начальный период применения шарошечных долот частоту (f) их зубцовых осевых вибраций предложено было определять по формуле:
(2.2)
где: n - частота вращения долота, 1/с;
R, r - соответственно радиус долота и шарошки по периферийному (П) венцу;
z - число зубцов на венце П.
Формула (2.2) применима (с определенной погрешностью) когда забой скважины недеформируемый и нет поперечных вибраций долота или когда осевая нагрузка на долото (без разделения ее на статическую и динамическую составляющие) поочередно переходит с одной шарошки на другую. Первый случай нереален в скважине, а второй приближенно соответствует роторному способу бурения. При расчете f для турбинного бурения согласно формуле (2.2) возможны ошибки до 100% и более.
2.3.2. В процессе взаимодействия зубца долота с забоем отражена работа всего бурильного инструмента и бурового насоса по разрушении деформируемых пород, поэтому фактическую f (f д ) непосредственно определить практически невозможно. В работе [2] предложено определять период таких вибраций (Тд), а затем f д = 1/Тд.
2.3.3. Для случая, когда полного приотрыва долота от забоя нет, с учетом затрат времени на разрушение центральной части забоя, период Тд определяется как:
, (2.3)
где:G д - динамическая нагрузка на долото, Н;
с - скорость звука в динамически активном участке (обычно в валу двигателя) низа бурильного инструмента, м/с;
E, F - модуль упругости и площадь поперечного сечения вала ГЗД, соответственно, МПа и м2;
b - угол наклона оси шарошки к оси долота;
(2.4)
К1, К2, К3, К4 - коэффициенты, учитывающие изменение частоты вращения вала ГЗД, в течение части периода Тд соответственно во время: вдавливания зубца в породу ( t вд ); перехода статической нагрузки ( Gc ) долота с одного зубца венца П на другой зуб этого же венца; перемещения по окружности вокруг оси долота центра венца П на величину шага зубцов этого же венца и выхода из лунки вдавливания ( t в ) зубца на венце П. К1 * , К2 * , К3 * , К4 * - то же, что и К1…К4, но при взаимодействии шарошек с центральной частью забоя в течение остальной части Тд, причем К1 * » К1 = 0,5…1,0, К2 * » К2, К3 * » К3 при изменении К2 и К3 от1,0 до1,5 К4 * » К4 = 1,0…0,5, К * » К
R м, Rj - мгновенный радиус долота для венцов П и средний для венцов Б, В соответственно;
t п , t ц - соответственно -шаг зубцов по венцу П к средний для венцов Б, В;
t i - средний радиус шарошек по венцам Б, В;
G - Н
Кп, Кц - жесткость пары "зубец - порода" для венцов П и Б, В соответственно, н/см.
2.3.4. Для инженерных расчетов, связанных с Тд , при 6урении с турбобурами можно принимать:К2 * » К2 » К3 * » К3 = 1,25, К1 = 0,8 ¸ 0,5, К4 = 0,8 ¸ 0,5, а для долот диаметром 190…269 мм типов М…СТ: ri/r = 0.5 ¸ 0,7 , Rj/R - 0,4 ¸ 0.5 и t ц = (1,1 ¸ 1,2) × t п. Тогда приняв Кп = Кц, упростим выражение для расчета Тд для вышеуказанных условий (с точностью до 10%):
, (2.5)
2.3.5. Пример. Дано:n = 400 об/мин; К = 4; Gд = 36 кН; с = 5100м/с; tп = 2,5 см; Rм = 10 см; У = 2×105 МПа; F = 40 см2 sinb = 0,8; r = 6,8 см; Gc = 120 кН; Кп = 5×105 Н/см. Ответ: Тд = 0,0147 с; fд = 68 гц.
2.3.6. Выражения (2.4) и (2.5) позволяют на новом уровне анализировать процесс бурения с ГЗД и работу бурильного инструмента по разрушению забоя, например, рассчитать число поражений забоя вооружением долот.
2.3.7. Определение количества поражений забоя скважины вооружением шарошечного долота при применений ГЗД.
Количество поражений забоя можно рассчитать по формуле:
, (2.6)
где: f дс - вреднее значение f д, гц;
еш - число шарошек долота одновременно контактирующих с забоем скважины;
К0 - количестве зубцов (по образующей шарошки), одновременно оказывающих интенсивное силовое воздействие на породы забоя.
Наиболее устойчиво долото работает при опоре на две шарошки и как средневзвешенное еш = 2,2 (при роторном бурении еш » 1), что подтверждено промысловыми исследованиями Бойко В.Г. и Копыловым В.Е. в конце 60 г.г., (ТюмИИ, кафедра бурения). При еш = 3 или при резкой смене режима взаимодействия долота с забоем интенсивный силовой контакт долота с забоем может нарушаться. Так как периферийная и центральная части забоя разрушаются в основном в разные промежутки времени, то в интенсивном силовом контакте с забоем скважины одновременно могут находиться зубцы периферийных (П) венцов (или близких к венцу П) или зубцы венцов А, Б В. Таким образом в среднем К0-= 1,5¸2,0 в зависимости от количества венцов на шарошках.
2.3.8. Пример. По формуле (2.5) находим f д = 70 Гц, тогда Кпор = 70×2,2×2 = 308 поражения в секунду. Это значит за 1с на каждую площадку на забое в 0,5 см2 будет оказано осевое силовое воздействие более 4 paз (4,0¸6,0 раз).
2.3.9. Применяя выражения (2.5), (2.6) и отношения еш, можно, например, оценить соотношение V м и h д при роторном и турбинном способах в идентичных условиях бурения скважины.
Так 
, а 
; (здесь индексы "т" и "р" соответственно относятся к турбинному и роторному способам).
Например, при n = 110 об/мин, f др = 50 Гц, f дт = 70 Гц, ешт. = 2,2, ешр. = 1,
К0р = К0т = 2 находим: 
, а 
.
Следовательно, при данных условиях при турбинном бурении V м в 3 раза выше, чем при роторном, а проходка наоборот в два с лишним раза выше при роторном способе. Конечно Gд при роторном способе больше, чем при турбинном, а условия работы долота при интенсивном силовом контакте на 1 шарошку в случае роторного способа несколько хуже чем при контакте на 2 шарошки, поэтому величины отношений V мт / V мр и h др / h дт будут несколько иными в конкретных условиях бурения, но все-таки в среднем будут равны 3 и 2,0¸2,5 при бурении пород типа MС...СТ. По мере увеличения твердости пород нагрузка Gд при турбинном бурении снижается, а при роторном способе остается примерно на уровне как и при бурении пород МС...СТ, поэтому соотношение V мт / V мр при бурении более крепких пород будет снижаться быстрее, чем h др / h дт.
2.4. Определение осевой нагрузки на долото по твердости горных пород (условие объемного разрушения породы).
2.4.1. Обычно величину G в этом случае определяют:
, (2.7)
где: a 1 - коэффициент, который предположительно учитывает забойные условия разрушения пород, a 1 = 0,25 ¸ 1,30
Рш - твердость пород по штампу, МПа,
F к1 - площадь контакта вооружения долота с забоем (опорная площадь), м2.
При указанных размерностях. Рш и F к1 осевую нагрузку получим в МН.
Величину коэффициента a 1 определяют опытным путем и в основном ссылки делают на изменения динамичности приложения G в забойных условиях. Но тогда a 1 должен снижаться при увеличении твердости пород.
2.4.2. Противоречие устраняется, если более правильно определяются значения Рш и F к1 для конкретных условий углубления скважин. В этой связи величину G можно рассматривать при a 1 = 1, но F к1 = F к. определять по формуле:
, (2.8)
где: R = m, h н коэффициент перекрытия забоя зубцами долота по радиусу R (предполагается, что все три шарошки контактируют с забоем одновременно значение h н берется из справочника [3] или непосредственно замеряется на долоте; b3 - ширина площадки, по которой зуб долота оказывает давление на породу при его вдавливании на 0,5¸2,0 мм в породу [4]; для нового долота в качестве b3 принимают ширину площадки притупления фрезерованного зубца, тем самым, занижают F к , м; Кш = еш/3; ори турбинном бурении одновременный контакт осуществляют не 3, а около 2,2 шарошек, следовательно Кш = 2,2/3 = 0,73.
Таблица 2.2
Твердость горных пород по штампу геологического разреза
по Сургутскому району бурения
| Свита | Горная порода | Интервал залегания однородных пород, м | Твердость по штампу (Рш), МПа | Среднее значение, Рш, МПа |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Люлинворская | Глины диатоновые | 435-525 | 60-240 | 150 |
| Талицкая | Глины монтмор. | 525-630 | 180 | 180 |
| Ганькинская | Глины | 720-780 | 600-690 | 645 |
| Березовская | Глины Песчаник | 780-830 830-915 | 660-740 770-890 | 700 830 |
| Кузнецовская | Глины алевролитовые | 915-935 | 400-480 | 440 |
|
Покурская
| Песчаник глинистый | 935-1190 | 600-900 | 750 |
| Песчаник глинистый | 1190-1270 | 730-850 | 790 | |
| Алевролит | 1270-1380 | 380-480 | 415 |
Продолжение табл. 2.2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
|
Покурская
| Песчаник глинистый | 1380-1470 | 700-800 | 750 |
| Алевролит | 1470-1670 | 300-360 | 330 | |
| Чернореченск. | Песчаник | 1670-1780 | 600-750 | 675 |
| Алымская | Глина алевролитовая | 1780-1890 | 121 | 121 |
|
Вартовская
| Песчаник нефтенасыщ. | 1890-1970 | 580-740 | 660 |
| Песчаник глинистый | 1970-2080 | 600-760 | 675 | |
| Глина известковая | 2080-2110 | 300-380 | 34 | |
| Песчаник нефтенасыщ. | 2110-2210 | 600-750 | 675 | |
| Глина | 2210-2280 | 280-390 | 335 | |
| Песчаник нефтенасыщ. | 2280-2320 | 350-710 | 530 | |
|
Мегионская
| Глина | 2320-2340 | 420-460 | 440 |
| Песчаник нефтенасыщ. | 2340-2430 | 520-670 | 595 | |
| Глина | 2430-2560 | 580-730 | 655 | |
| Песчаник нефтенасыщ. | 2560-2650 | 610-730 | 670 | |
| Баженовская | Аргиллит нефтенасыщ. | 2650-2670 | 460-1200 | 830 |
|
Васюганская | Песчаник | 2670-2700 | 1200-1280 | 1240 |
| Глина | 2700-2730 | 970 | 970 | |
| Тюменская | Песчаник | 2730-2760 | 700-900 | 800 |
| Глина | 2760-2810 | 750-1150 | 980 | |
| Песчаник | 2810-2835 | 550-880 | 715 | |
| Глина | 2835-3000 | 520-590 | 555 |
Тогда
(2.9)
а выражение для расчета G = G ш принимает вид:
(2.10)
где: G ш = нагрузка G рассчитанная по Рш
2.4.3. Данные о Рш для разрезов, указанных в таблицах районов бурения, и для районов со сходными по свойствам (литологии) горных пород в первом приближении можно найти в табл. 2.2 и 2.3.
Таблица 2.3.
Твердость Рш для, пород геологического разреза Шаимскоro района бурения
| Свита | Интервал бурения, м | Горные породы | Рш, МПа |
| Чеганская | 130-260 | Глины серые | 180 |
| Люлинворская | 250-300 | Глины диатомовые | 60-240 |
| Люлинворская | 300-870 | Диатомиты светло-серые | 80-250 |
| Люлинворская | 370-435 | Глины диатомовые | 60-250 |
| Талицкая | 495-490 | Глины | 180 |
| Талицкая | 490-560 | Глины алевритистые | 400-200 |
| Ганькинская | 560-595 | Мергель | 400-600 |
| Березовская | 595-760 | Глины, глины опоков. | 600-740 |
| Кузнецовская | 760-790 | Глины серые, темно-серые | 400-480 |
| Уватская | 790-980 | Алевролиты серые и светло-серые | 380-450 |
|
Ханты-Мансийская | 980-1070 | Глины с прослоями песка | 600-800 |
| 1070-1165 | Глины темно-серые | 380-456 | |
| Викуловская | 1165-1320 | Песчаник | 600-750 |
| Кошайская | 1320-1335 | Аргиллиты темно-серые | 270-770 |
| Леушинская | 1335-1470 | Песчаник | 580-740 |
| Алясовская | 1470-l700 | Аргиллиты серые, зеленовато-серые | 800-900 |
| Тутлеймская | 1700-1720 | Аргиллиты коричнево- черные, битуминозные | 460-1200 |
| Абалакская | 1720-1750 | Песчаник | 180-640 |
| Тюменская | 1750-1770 | Алевролит | 900-1000 |
| Кора выветривания, фундамент | 1770-1810 | Выветренные породы, глинистые сланцы | 1500-1600 |
При определении Рш по данным таблиц 2.2 и 2.3 должна использоваться геолого-петрографическая и геолого-геофизическая информация о свойствах пород, полученная по конкретному месторождению (эту информацию студент обязан собрать во время прохождения практики). Уточнить величины Рш можно по данным работы [5, табл.10.1, 10.2, 12.6, 12.7], a также по другим таблицам этой работы, в которых приведены данные о Рш для пород аналогичных для района, где проектируется бурить скважину.
2.4.4. При определении осевой нагрузки на долото с привлечением твердости горных пород по штампу следует учитывать, что для пород в Среднем Приобье в интервале 400…2300 м величина Рш в основном не превышает 800 МПа, а в среднем изменяется в пределах 400…800 МПа (около 15% - Рш<300МПа, 36% - Рш = 300…550 МПа и около 40% - Рш = 550…800 МПа).
2.5. Расчет необходимой частоты вращения долота
2.5.1. Частота вращения долота (вала забойного двигателя) в первую очередь должна определяться при выполнении условия, при котором обеспечивается необходимое время контакта вооружения долота с забоем для достижения объемного разрушения пород на забое скважины, т.е. как: n = n t .
Ориентировочное значение n t определяется по формуле (2.1) при выборе способа бурения (или типа привода долота, в частности, типа забойного двигателя.
2.5.2. Уточненные величины n t (обозначим их как n t 1 в интервалах условно одинаковой буримости пород. следует рассчитать при определившихся параметрах турбобуров (ГЗД) и принятой нагрузке G д с учетом, что t к » t вд + t в и К » 1 так как определяться должно среднее значение n t:
(2.11)
Таким образом из (2.11) находим:
(2.12)
2.5.3. Необходимо отметить, что турбобуры типа 3ТСШ1, А7П3 способны работать при соотношении G д / G с > 0,25, тогда как редукторные турбобуры в современном исполнении в силу специфичности работы редукторного устройства, а также двигатели ВЗД (в связи с особым способом образования вращательного момента при наличии "закрытых" камер в отдельные моменты времени Тд для одного витка и постоянно по всей длине рабочей части двигателя) работают в основном при G с и малых G д, т.е. при G д / G с < 0,25. Так по данным работ [6, 7]при турбинном бурении G д » (0,15 ¸ 0,30) G с, а при редукторных G д < 0 , 15 × G д
(или G = G с +G д = (0,15 ¸ 0,30) × G с).
Поэтому при разбуривании пород, при которых нет объемного разрушения породы в виде крупных частиц шлама, можно принять рекомендации [4] по реализации t к2 = 15…40 мс и определять n t = n t 2 по формуле:
, (2.13)
2.5.4. Пример. Найти n t 1, если дано; G д = 36 кН; R м = 0,1 м; с = 5100 м/с; r = 0,068 м; Е = 2,1 × 105 МПа; F = 4 × 10-3 м 2 ; sin b = 0,8; t к1 = 4 мс
По формуле (2.12) находим: n t 1 = 290 об/мин. Для мягких пород t к1 = 2 мс при тех же параметрах и G д = 40 кН получаем n t 1 = 430 об/мин. Приведенный пример еще pas позволяет убедиться, насколько тесно взаимосвязаны параметры режима бурения и другие параметры при турбинном бурении.
2.6. Проектирование расхода промывочной жидкости.
2.6.1. При проектировании рационального режима бурения после расчета минимально необходимого расхода (Qmin), достаточного для хорошей очистки забоя и скважины от выбуренной породы, необходимо определить технологически необходимый (рациональный) расход промывочной жидкости (Q т). Вывод формулы для расчета Q т осуществляется при выполнении условия, при котором к турбобуру и забою скважины подводится максимально возможная гидравлическая мощность.
2.6.2. Обычно при возрастании осевой нагрузки на долото от нуля до Gв частота вращения вала турбобура уменьшается вначале до n оп = n х /2, затем возможно до nmin = (0,40 ¸ 0,46) × nx. При превышении нагрузки G выше определенного предела вал турбобура резко останавливается. Энергетически наиболее выгоден вариант работы турбобура, когда n = n оп » n х /2, хотя при определенных условиях при этом режиме могут наблюдаться интенсивные осевые вибрации статора турбобура вместе со сжатой частью бурильной колонны. Действие этого отрицательного фактора снижается, если внутри бурильной колонны (и в турбобуре) поддерживается [8, 9] гидроимпульсное давление Р R; выполняется условие[12]:
, (2.14)
или между корпусом и валом турбобура в осевом направлении встраивается амортизирующее звено.
2.6.3. Расшифруем принятие в п. 2.6.2 обозначения:
nmin, n оп, nx - минимальная, оптимальная частота n и частота холостого хода турбобура:
, (2.15)
G г - гидравлическая нагрузка на вал турбобура;
G вр - вес вращающихся деталей турбобура.
2.6.4. В результате анализа промысловых данных нами при турбинном бурении скважин на Самотлорском месторождении с привлечением информации станции ГТК и с записью расхода промывочной жидкости установлено:
2.6.4.1. В настоящее время при турбинном бурении в основном поддерживается (и видимо всегда поддерживалось) соотношение:
, (2.16)
где: n рг - так называемая разгрузочная величина при осевой нагрузке на пяту турбобура равной нулю Gп = 0 .
2.6.4.2. Баланс гидравлической мощности, затрачиваемой буровыми насосами, следует представлять в виде:
, (2.17)
P ма x , Q ф - максимальное давление и фактическая величина Q на выкиде буровых насосов;
N т , N гд , N оч , N гс , NR - соответственно мощности, расходуемые в турбобуре, в промывочных узлах долота, на очистку забоя от шлака и вынос его из скважины, на гидросопротивления в бурильной колонне, за колонной и устьевой обвязке скважины, в также на поддержание гидроимпульсного давления (PR) .
2.6.4.3. Разрушение горных пород струей жидкости частично возможно за счет N гд если при расчете d н предусмотрен режим максимальной кинетической энергии струи жидкости в насадках долота (d н - диаметр насадок долот).
2.6.5. Из (2.17) следует: максимальная величина N т равна:
, (2.18)
а соответственно этим мощностям и перепад давлений в турбобуре:
, (2.19)
откуда видно, что только при 
возможно равенство
. (2.20)
2.6.6. Следовательно, формула Булаха Г.И. для определения оптимальной величины расхода промывочной жидкости (Q0), полученная путем дифференцирования по Q преобразованного выражения (2.20)является частным случаем более общего выражения для расчета технологически необходимой величины Q(Q т ).
, (2.21)
, (2.22)
B коэффициент ai в формуле (2.22) входит и коэффициент сопротивлений в долоте (который можно получить только при известных параметрах долота и Q).
2.6.7. Так как без очистки забоя и скважины от выбуренной породы, т.е. при N оч = 0, бурение невозможно, а в общем случае NR ¹ 0, то рассчитывать Q0 по формуле (2/22) можно только при особых условиях бурения. Кроме того, как видно из формулы (2.20), неправомерно утверждать, что турбинное бурение должно осуществляться при Ртп = 2/3 × Р max или даже при Ртп+ Рд = 2/3 × Р max.
2.6.8. При условии (2.18) и балансе давлений (2.19) формула для расчета Q т-[9] принимает вид:
, (2.23)
где:
; (2.24)
Р - МПа
r 1, r 2 - плотности промывочной жидкости внутри бурильного инструмента и в заколонном пространстве, кг/м3 (или - Н×с2/м4); в (2.22) - r = ( r 1 + r 2 )/2;
ai - коэффициент гидросопротивлений, не зависящих от глубина (L) скважины (от длин секций бурильной колонны), м-4;
bi, bj - коэффициентs гидросопротивлений, зависящих от L , м-5; в формуле (2.22) - b = (bi +bj)/2
li, lj - длины секций бурильной колонны с разными диаметрами и толщинами стенок труб, м;
- коэффициенты ai, bi, bj - можно рассчитывать самим по формулам (2.27)...(2.32) согласно методике работы [10] или брать из приложений 1, 2, 3 данного пособия после обоснования и выбора компоновки бурильного инструмента и расчета Qmin [11, стр47-55].
2.6.9. Из выражений (2.17) и (2.23) следует: рекомендацию П.П. Шумилова о том, что должно быть Pmax = 3 × P т /2 необходимо изменить, так как наиболее эффективно мощность N г расходуется при условии:
. (2.25)
2.6.10. Таким образом основой для проектирования расхода промывочной жидкости является выражение (2.23), а остальные методы и формула для расчета величин Q проверочные; например, проверяются: удовлетворительность очистки забоя и скважины (Qmin), условия предотвращения сальникообразования, вторичного перемалывания шлама на забое и др. [11, 12].
Так, по формуле:
, (2.26)
где: Му - удельный момент на долоте, Н×м/кН; G - кН
М0 - момент на трение долота о стенки скважины, H×м;
r 1 - кг/м3;
См1 - постоянная величина для конкретного турбобура по моменту (в данном случае по оптимальному моменту), по существу проверяется соответствие выбранного турбобура условиям бурения.
Формула (2.26) может считаться может считаться проектной в том случае, когда модель турбобура выбрана, например, с применением статистического метода проектирования, или заказчик ограничен в выборе турбобура по каким-либо причинам.
2.6.11. Следует отметить, что проверочная формула для расчета Q может стать основной при специальных режимах бурения (в отличие от случая рационального режима бурения).
2.6.12. При расчетах Q т по формуле (2.23) коэффициент ai, включает несколько составляющих:
, (2.27)
где: a мс , a ш , a в , a тв , a д - соответственно учитывают сопротивления в манифольде и стояке, вертлюге, ведущей трубе и долоте (см. приложение 1).
Если перепад Ргд, введен в числитель формулы (2.23) для расчета Q т , то в (2.27 ) a д = 0.
2.6.13.Коэффициенты bi и bj можно брать приложений 2, 3 или рассчитывать по формулам: для труб типа П, ПК (ТБПВ) и Н, НК (НБНК):
; (2.28)
для труб с высаженными внутрь концами ( и для ТБВК)
; (2.29)
; (2.30)
, (2.31)
где: d в , d н1 - соответственно внутренний и наружный диаметр бурильных труб, м;
Dc - диаметр скважины, м;
b3, b4 - коэффициенты bj для Dc > 0,19 м и Dc < 0,19 м соответственно;
Коэффициент a д определяется как:
, (2.32)
где: f н - суммарная площадь сечения струи, выходящей из насадки долота (или так называемая площадь сечения насадок долота), м2;
m д - коэффициент, учитывающий потери давления при течений промывочной жидкости в долото и на выходе струи из насадок; в отличие от коэффициента расхода для насадок (m н = 0,95…1,0), m д составляет 0,69…0,94.
Величины bi и bj для УБТ определяются по формулам (2.28) и (2.30) с соответствующей подстановкой в них внутреннего и наружного диаметра УБТ вместо d в и d нт .
Приложение 1
Величины ai [10,12]
| Элементы обвязки | ||||||||||
| Манифольд и стояк <
Популярное: Как вы ведете себя при стрессе?: Вы можете самостоятельно управлять стрессом! Каждый из нас имеет право и возможность уменьшить его воздействие на нас...  ©2015-2024 megaobuchalka.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. (252)
|
Почему 1285321 студент выбрали МегаОбучалку... Система поиска информации Мобильная версия сайта Удобная навигация Нет шокирующей рекламы |
|||||||||
(0.013 сек.)