Файл: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007.doc

Таблица 5.28

Диаметр обсадной колонны, мм	Диаметр бурильной колонны, мм, при бурении
	забойными двигателями	роторный способ
114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 299 324 340 377 406 >406	- - - - - 89; 102; (90); (103) 102; (103); 114 114; 127 (129) 127; 140; (129); (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 168; (170)	60 (64) 60 (64) 73 73 73 89; 102; (90); (103) 102; (103); 114 102; (103); 114 114; 127 (129) 127; 140; (129); (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147)
Примечание. Цифры в скобках – размеры бурильных труб старых сортаментов.

4. Находим длину второй секции, расположенной в растянутой части КНБК и составленной из УБТ диаметром 159 мм:



5. Определяем общую длину КНБК

L_КНБК = ℓ_{т +} ℓ₁ +ℓ₂ = 14,00 + 43,3+ 16,97 = 74,27 м.

6. Общий вес КНБК

Q_КНБК = G + ℓ_{УБТ (1)} · q_УБТ(1) + ℓ_{УБТ (2)} · q_УБТ(2) = 0,025·10^-3 + 43,3·10^-3 + 16,96·1164·10^-3 = = 87,27·10^-3 МН.

7. Определяем число промежуточных опор, расположенных в сжатой части КНБК, составленной из УБТ диаметром 178 мм и длиной 43,3 м, так как по табл. 5.24 Р_кр = 57,8 кН = =0,0578·10^-3 МН.

Так как Р_д > Р_кр (0,079·10^-3 > 0,0578·10^-3), следовательно, необходимо устанавливать промежуточные опоры.

В соответствии с табл. 5.27. расстояние между опорами составляет а = 33,0 м (для частоты вращения n= 50 мин^-1).

Тогда число опор составит:

Следовательно, для указанных выше условий необходимо применять КНБК, в состав которой входят следующие элементы:

долото диаметром 215,9 мм;

турбобур длина 14 м, весом 0,025·10^-3 МН;

1-я секция УБТ (сжатая часть) – длиной 43,3 м, весом 67,5·10^-3 МН;

2-я секция УБТ (растянутая часть) – длиной 16,97 м, весом 19,8·10^-3МН;

Общая длина КНБК – 74,27 м, общий вес КНБК – 87,27·10^-3 МН.
6. Расчет параметров режима бурения
Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром [6, 7, 16, 19, 25, 30, 35].

---

В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузка на долото р_д, кН; частота вращения инструмента n, с^-1; расход промывочной жидкости Q, м³; тип и качество циркуляционного агента.

Режимные параметры можно подразделить на две группы:

1) первичные режимные параметры, или параметры управления;

2) вторичные режимные параметры, или параметры контроля.

Первичные параметры поддаются произвольному регулированию с целью управления процессом бурения. Параметры второй группы находятся в зависимости от конкретных условий в скважине или в случае применения забойных двигателей определяются характеристикой привода.

Сочетание режимных параметров бурения, которое обеспечивает наилучшие показатели углубления скважины, наиболее высокую эффективность работы породоразрушающего инструмента и необходимое качество буровых работ с использованием имеющегося оборудования, называется оптимальным режимом бурения. Такой режим бурения устанавливают для конкретных геологических условий с учетом характеристик имеющегося оборудования для наиболее эффективного его использования.

Расчет параметров режима бурения ведется для каждой выделенной пачки горных пород применительно к конкретному типу долота и способу бурения.
6.1. Роторное бурение

При проектировании режимов бурения на хорошо изученных площадях осевая нагрузка может определяться по формуле:

, (6.1)
где _з – коэффициент, учитывающий изменение твердости горных пород в конкретных условиях забоя ( = 0,33  1,59), для практических расчетов _з принимается равным 1,0; р_ш – твердость горной породы по штампу, МПа; F_к –площадь контакта зубьев долота с забоем, м².
По формуле Федорова В.С.

, (6.2)
где D_д – 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 ·Р_max.уд. · D_д · n_min, (6.3)

где К – коэффициент; Р_{max уд} – максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, МН/см (см. рис. 6.1); D_д – диаметр долота, см; n_min - минимальная частота вращения стола ротора, берется по характеристике его для конкретной буровой установки, мин^-1.

Коэффициент К можно найти по формуле:

, (6.4)

где Р_д – текущее значение нагрузки для конкретного типа долота; n_i – текущее значение частоты вращения стола ротора.

Подставив значение К в формулу (6.3) и решив уравнение относительно n_i, 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. n_min 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 = η₁ · ( , (6.6)

где Q– расход промывочной жидкости, м³/с; η₁ – коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины, для очень мягких пород (песок) η₁ = 1,3 , для крепких пород η₁ = 1,05; D_скв – диаметр скважины, м; d_б.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 P_д, поскольку не учитывает работоспособность опор и вооружения долот в зависимости от частоты вращения. Если

---

р_ш и α_з неизвестны, то P_д для шарошечных долот D_д  190 мм можно практически определять по удельной нагрузке Р_уд (в кН/мм):

P_д = Р_уд · D_д (6.7)

Рекомендуемые значения Р_уд 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 Р_уд лимитируется прочностью вооружения долота и подшипников.

Рекомендуемые значения Р_уд для лопастных долот: 0,10,4 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.

---