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

р_н.26,7 =р_об.26,7 +р_д.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:

р МПа; р МПа;

р МПа; р МПа;

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 р_т =⅔р₀; 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 ⅔

---

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 ⅔р₀. 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=n_x(1- ), (6.27) где n_x – частота вращения при холостом ходе турбобура, мин^-1;M_уд – удельный момент на долоте, Н·м/кН; М_т – тормозной момент турбобура

---

, Н·м.

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

n_x = n_x.c , (6.28)

M_т = M_{т.с. ,} (6.29) где n_x.c, M_т.с, Q_c и ρ_с – табличные данные стендовых характеристик частоты вращения вала турбобура, тормозного момента, расхода и плотности промывочной жидкости. Q и ρ – 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	ρс, 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 ρс. Это означает, что стендовые характеристики снимались при прокачке водой, т.е. ρс = 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

---

M_{уд 2} = M_{уд 1} , (6.30)

где D_д1 – исходный диаметр долота, мм; D_д2 - фактический диаметр долота, мм; M_{уд 1} – табличные значения удельного момента для исходного долота соответствующей категории твердости породы,

Н·м/кН; M_уд.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 р_д = 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: Q_с = 0,045 м ³/с; ρ_с = 1200 кг/м³; n_x.c = 830 мин^-1; M_т.с. = 6140 Н·м.

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

n_x = 830 мин^-1;

M_т = 6140 Н·м.

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

M_уд = 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

---