зміст

ЗАГАЛЬНІ МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ……………………	4
Практичне заняття № 1 ПРОЕКТУВАННЯ ПАРАМЕТРІВ РЕЖИМІВ БУРІННЯ ДЛЯ РОТОРНОГО СПОСОБУ………….........	5
Практичне заняття № 2 розрахунок та ОБҐРУНТУВАННЯ параметрів бурових розчинів……………….......	15
Практичне заняття № 3 ОСНОВИ ПРОЕКТУВАННЯ КОНСТРУКЦІЇ СВЕРДЛОВИН …………………………………………........	18
Практичне заняття № 4 ОСНОВИ РОЗРАХУНКУ РЕЖИМІВ ЦЕМЕНТУВАННЯ СВЕРДЛОВИНИ……………….	28
Практичне заняття № 5 ВИЗНАЧЕННЯ ВЕРХНЬОЇ МЕЖІ ПРИХОПЛЕННЯ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ…………	33
Перелік рекомендованих джерел ...….......	37

Загальні методичні вказівки

Практичні роботи з дисципліни «Основи технології буріння свердловин» для студентів за напрямом 6.050304 - “Нафтогазова справа” виконують у шостому семестрі обсягом 16 годин, паралельно із засвоєнням теоретичного курсу.

Основна мета практичних занять – закріпити теоретичний матеріал курсу. З метою підвищення якості знань виконанню кожної роботи передує контроль підготовки студентів, на основі якого викладач вирішує питання про допуск до виконання роботи; непідготовлені студенти до роботи не допускаються.

Звіти з практичних робіт необхідно оформляти відповідно до чинних вимог.

Практичне заняття № 1 проектування параметрів режимів буріння для роторного способу

Під режимом буріння розуміють сукупність факторів, які впливають на ефективність руйнування породи та інтенсив­ність зношування долота і якими можна оперативно управляти в період роботи долота на вибої, а самі фактори називають режимними параметрами.

До основних режимних параметрів належать:

1 Осьове навантаження на долото – ;

2 Частота обертання долота – _д;

3 Витрата промивальної рідини – Q;

1.1 Проектування параметрів режиму буріння

Проектування осьового навантаження на долото проводиться двома способами:

а) за питомим навантаженням на долото:

, (1.1)

де – питоме навантаження на одиницю діаметра долота, табл. 1.1;

– діаметр долота, м.

Таблиця 1.1 – Питоме навантаження для різних типів доліт

Тип долота	Тришарошкові долота
	М	МС	С	Т	К
, Н/м	<2×10-5	(2-5)×10-5	(5-10)×10-5	(10-15)×10-5	>15×10-5
Тип долота	Лопатеві		Фрезерні	Алмазні та "ИСМ"	Одноша-рошкові
	2Л	3Л
, Н/м	(3-5,7)×10-5	(4,5-8,5)×10-5	(4-6)×10-5	(1,5-3,3)×10-5	(6-8)×10-5

б) за твердістю і площею контакту:

, (1.2)

де – коефіцієнт, який враховує вплив вибійних умов на твердість гірських порід;

– твердість породи за штампом, Па;

– площа контакту зубів долота з породою, , табл. 1.2.

Таблиця 1.2 – Контактна площа тришарошкових доліт

Тип долота	Контактна площа в мм2 долота діаметром, мм
	190,5	215,9	269,9	295,3
М	169	195	245	270
МЗ	-	202	-	-
МС	179	220	-	305
МСЗ	162	-	-	255
С	221	250	280	330
СЗ	180	-	210	217
Т	210	233	305	352
ТЗ	150	-	220	241
К	125	153	-	190

Розраховану величину осьового навантаження на долото порівнюють з допустимим (паспортним) для даного типорозміру долота []. Розраховане осьове навантаження повинно задовольняти умову: []

Для шарошкових доліт швидкість обертання долота _д проектують з урахуванням умови забезпечення необхідного часу контакту зуба долота з гірською породою:

, (1.3)

де – діаметр шарошки, м;

– максимальна кількість зубів на периферійному вінці шарошки =15-25, де менше значення характерне для доліт типу “М”, а більше – для доліт типу “К”;

– мінімально необхідний час контакту зуба долота з породою, с:

. (1.4)

Нижня границя діапазону характерна для доліт типу “К”, а верхня – доліт типу “М”.

Витрату промивальної рідини Q проектують, виходячи із умов:

а) очищення вибою свердловини від шламу:

, (1.5)

де – питома витрата промивальної рідини, (менше значення питомої витрати вибирають для буріння в міцних породах, а більше – для буріння в м’яких породах), м/с;

=0,35-0,5 м/с – береться при роторному способі та електробурінні;

=0,5-0,7 м/с – береться при бурінні гідравлічними вибійними двигунами;

– площа вибою свердловини, м²:

, (1.6)

б) транспортування шламу в кільцевому просторі:

(1.7)

де - швидкість руху рідини в кільцевому просторі, м/с.

У скельних породах = 0,7-1,0 м/с. В м'яких породах = 1,0-1,4 м/с. При бурінні долотами великого діаметру = 0,3-0,5 м/с;

– площа кільцевого простору, м²;

(1.8)

де – діаметр свердловини з урахуванням кавернозності, м;

– зовнішній діаметр бурильних труб, м.

З розрахованих значень Q вибирають найбільше, яке узгоджують з робочою характеристикою бурового насоса, яка подана в табл. 1.3. За фактичну витрату приймають найближче більше значення витрати і відповідне їй значення тиску .

Таблиця 1.3– Робочі характеристики бурових насосів

Буровий насос	Кількість циліндрів	Частота подвій-них ходів, 1/хв	Діаметр циліндрових втулок, мм2
			120	130	140	150	160	170	180	190	200
БРН-1	2	72	—	15,0 20,0	17,8 16,9	20,8 14,0	24,0 12,5	27,2 11,0	31,0 9,8	—	—
У8-6МА2	2	65	—	18,9 25,0	22,7 22,3	26,7 19,0	31,0 16,3	35,5 14,0	40,4 12,5	45,4 11,1	50,9 10,0
У8-7МА	2	65	—	—	22,7 32,0	26,7 27,2	31,0 23,4	35,5 20,4	40,4 18,0	45,5 15,9	50,9 14,2
УНБ-1250	2	60	—	—	—	26,7 40,0	31,1 35,0	35,7 30,5	40,7 26,5	45,4 23,6	51,4 21,0
НБТ-600-1	3	150	21,1 25,0	24,9 21,6	28,8 18,7	33,1 16,2	37,5 14,3	42,6 12,6	47,7 11,3	—	—

Примітка. У чисельнику наведена теоретична продуктивність бурового насоса Q (л/с), а в знаменнику — максимальний тиск (МПа).