- •Дисциплина «Технология бурения».
- •1. Конструктивные отличия бурильных труб типа нк, п и д16т.
- •2. Напряжения, возникающие в бурильной колонне; привести общие формулы. Конструктивные особенности труб лбтвк, в и вн.
- •3. Методика проектирования бурильной колонны (с приведением основных расчетных формул на прочность).
- •4. Способы бурения скважины, их преимущества и недостатки. Коэффициент передачи мощности на забой скважины и кпд способа бурения.
- •5. Как влияют на величину механической скорости проходки режимные параметры? Влияние дифференциального давления на забой при этом.
- •6. Источники вибраций бурильного инструмента и понятие о его колебаниях с повышенными амплитудами. Методы борьбы с такими колебаниями.
- •7. Виды режимов бурения и методы их проектирования. Как проектируется частота вращения долота.
- •8.Проектирование режима бурения аналитическим методом. Подробней изложить методы расчета осевой нагрузки на забой скважины и частоты вращения долота.
- •9. Методы проектирования осевой нагрузки на долото и задаваемый по индикатору веса при разных способах бурения.
- •10. Изложить принципы проектирования расхода (подачи) пром. Жидкости; расчет технологически необходимого расхода.
- •11. Конструктивные отличия турбобуров зтсш1 и а7пз. Имитационные характеристики их турбин.
- •12. Устройство взд и их технологическая характеристика (модель).
- •13. Устройство двигателя типа твдм. Технологическая характеристика турбобура 3тсш1.
- •14. Расчет вращающего момента сопротивления на валу гзд.
- •15. Методика выбора способа бурения; ограничения величин параметров режима бурурения при разных способах.
- •16. Взаимосвязь между режимными параметрами при разных способах бурения. Влияние величины расхода промывочной жидкости на выходные характеристики взд и турбобура.
- •17. Как реализуется гидравлическая мощность буровых насосов (по элементам затрат) в процессе бурения скважины. Пути увеличения кпд способа бурения.
- •18. Методика выбора модели турбобура (типа гзд).
- •19. Расчет технологически необходимого давления в промывочном узле долота и диаметра насадок долота.
- •20. Какие параметры в технологии углубления скважины рассчитывают или определяют с привлечением частоты осевых зубцовых вибраций долота? Принцип действия амортизатора Длину убт можно определить как
- •21. Методы получения информации из бурящихся скважин. Приборы контроля параметров режима бурения. Принципы управления работой долота при углублении скважин.
- •22.Методика проектирования бурильной колонны (без приведения расчетных формул на устойчивость колонны).
13. Устройство двигателя типа твдм. Технологическая характеристика турбобура 3тсш1.
Разработано несколько модификаций ТН. Одна из моделей такого гидравлического забойного двигателя включает короткую турбинную секцию до 64 турбинок, секцию двигателя "Д" (ВЗД) и шпиндель с амортизированной опорой. Валы секции ВЗД и шпинделя соединяются торсионным валом для снижения биений вала шпинделя, обусловленных эксцентричным вращением вала ВЗД. Разработаны конструкции ТН, в которых снижено вредное влияние такого вращения вала секции ВЗД. Одной из последних таких моделей является ТВДМ.
Характеристику турбобура определяют те же параметры, что и турбины, но с учетом расходования МВ на сопротивления в опорах турбобура, на работу калибраторов, присоединенных к валу ГЗД и на Мо. В опубликованных работах понятие "характеристика турбобура" иногда трактуется по разному, но в основном определяется часть момента Mв (Mp), которую можно передать на забой для разрушения пород, обеспечить Мдп и преодолеть сопутствующие потери Mв или Nт .
Мощность Nт расходуется на трение: в осевой (Nп*) и радиальных (Nрад) опорах турбобура, долота о стенки скважины (Nо), а также на работу калибраторов (Nкц), поэтому мощность, переданная на забой скважины (Nдз), определяется выражением Nдз = Nт - (Nп* + No + Nрад + Nкц ) при Nдз min = Nдп. Здесь Nдп - мощность на разрушение забоя и неизбежное рассеивание части Nт в породе и бурильной колонне при рабочей частоте n = nр (Nдп = 2Мдп nр). При Nдз < Nдп эффективного углубления забоя не будет. Таким образом, только часть момента Мв. Мвр = Мв – Мп* - М1, где М1= Мо + Мрад+ Мкц, можно расходовать на поддержание "полезно" расходуемого на забое момента Мдп. Величину Мвмах при котором вал турбобура остановится, можно найти как Мвмах Moп + МJ, где МJ - крутящий (маховой) момент, расходуемый на вращение всей массы ротора турбобура ( в том числе и с дополнительными маховиками на его валу), когда рабочая n (nр) минимальна, то есть nр = nmin.
При n < nоп имеет место МJ < Моп, поэтому при nmin<0,9 nоп наступает неустойчивый режим работы турбобура, после которого его вал резко останавливается.
14. Расчет вращающего момента сопротивления на валу гзд.
В технологии бурения принято уравнение
Mв=Мт(1 – ni/nx)>=Mc
Оно называется основным уравнением турбинного бурения. В левой части представлен крутящий момент на валу турбобура, а справа - суммарный крутящий момент, который необходимо преодолеть турбобуру в процессе углубления скважины. Составляющие Мс необходимо рассчитывать согласно выражению Мс = Мдз + Мо + Мп* + Мкц + Мрад + Мкр, где Мдп- крутящий момент, необходимый для работы долота на разрушение пород на забое скважины – Мдп Мдз , поддержание вибраций бурильного инструмента и рассеивание мощности в массиве горных пород в призабойной зоне; Мо - момент на трение долота о стенки скважины и промывочную жидкость; Мп*=Мп+Ммп; Мп, Ммп - затраты момента Мв на трение в осевой опоре турбобура обусловленные, соответственно, действием осевой нагрузки на пяту турбобура (ГЗД) и молекулярным трением в паре "пята-подпятник; Мкц - вращающий момент на работу калибраторов и центраторов, закрепленных на валу ГЗД (последнее бывает редко); Мрад - момент в радиальных опорах турбобуров, которым часто пренебрегают; Мкр - сумма моментов для поддержания крутильных колебаний долота и преодоления сопротивлений, обусловленных неравномерной работой вооружения долота на забое скважины; методов расчета Mкр нет, но его величина в среднем невелика, хотя пиковые значения могут отражаться на работе долота и ГЗД (при роторном бурении величиной Мкр, видимо, нельзя пренебрегать). Момент Мдз можно рассчитывать как Мдз = Мдп = Gст Му, где Gст - статическая часть нагрузки на забой – G3, ; вместо G3, ошибочно подставляют G или Gгив; My - удельный момент при работе долота на забое, который измеряют опытным путем
Му=гп(0,55 - 0,72) R 103 , гп - коэффициент сопротивления при взаимодействии вооружения долота с забоем, гп =0,40 - 0,05, где верхний предел для очень мягких пород, а нижний - для крепких. Величину Мо находят согласно эмпирической формуле для бурения с ГЗД Мо = 550 Дд, а для роторного бурения – Мо 250 Дд (диаметр долота в м), но есть данные, что Мо примерно в 2 раза меньше, чем найденное по этим формулам. Для расчета Мкц с одним калибратором радиусом Rк применима формула Мкц= Gрад Rк Kp , где Gрад - радиальное усилие на рабочие элементы калибратора, Н; Кр - учитывает свойства пород; Кр= 0,15 - О,50 с верхним пределом для мягких пород, с нижним - для твердых; Rк - в м. Крутящий момент для работы на забое алмазного долота можно рассчитать по формуле Мдп 0,5 с G3 R, где с - коэффициент сопротивления в процессе резания пород алмазами, с = 0,384; G3 - в Н; R - в м.