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

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 р_ш выбираем из табл. 1.1, а исходные данные для расчета F_к и Р_д берем из табл. 6.1. Выбираем среднее значение = 1. Все эти данные сведем в табл. 6.9.

Таблица 6.9

Номер пачки	Тип долота	η	δ, 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. F_к = м². Р_д = 1,0 · 1000 · 3,136 · ∙10^-4 = 0,31 МН; Р_уд по рис. 6.1 равна 0,007 МН/см; n = мин^-1; η 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: F_к = м²; Р_д = 1·1000·3,35·10^-4 = 0,34 МН; Р_уд = 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. F_к = м²; Р_д = 1500·1,83·10^-4 = 0,3 МН. Но так как для долота 244,5МСЗ-ГНУ, согласно данным табл.1.5, Р_{мах.доп} = 0,24 МН, то для дальнейшего расчета будем брать эту нагрузку. Р_уд = 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. F_к = м²; Р_д = 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. Р_уд = 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. F_к = м²; Р_д = 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. Р_уд = 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. F_к = м²; Р_д = 5000·1,83·10^-4 = 0,66 МН. Для долота 151Т-ЦВ максимально допустимая нагрузка 0,16 МН. Используем это значение нагрузки в расчете. Р_уд = 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:

Р_т2 = Р_т1 , (6.14) где Q₁ и P_т1 – табличные значения расхода жидкости и соответствующего ему перепада давлений на турбине (технической характеристике турбобура); Q₂ и Р_т2 - 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.

---