книги из ГПНТБ / Элияшевский, И. В. Типовые задачи и расчеты в бурении учеб. пособие
.pdfспуско-подъем и замену долота |
Тс_п = |
2 ч, определяем рейсовую |
|||
скорость |
hi |
70 |
|
|
|
-'pi |
|
= 4,12 м/ч; |
|||
^61 + ГС. п |
15 + |
2 |
|||
|
|
||||
|
tбг + Т'с |
35 |
= |
3,89 м/ч. |
|
|
7+ 2 |
|
|
||
Первое долото работоспособнее при прочих равных условиях, так как пр1 > ур2.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛЬНОЙ ПЛОЩАДИ КОНТАКТА НОВОГО И СРАБОТАННОГО |ДОЛОТА С ЗАБОЕМ И ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ КОНТАКТА ЗУБЬЕВ ШАРОШЕК ДОЛОТА С ПОРОДОЙ
Задача 7. Определить начальную площадь контакта нового шаро шечного долота 1В-243С с забоем, если диаметр долота D a = 243 мм. Начальная тупизна периферийного венца шарошки Ва ш = 1 мм, коэффициент перекрытия зубьев долота г\г = 1,11.
Решение. Начальная площадь контакта нового шарошечного долота с забоем определяется по формуле
FH= - ~2 —------ |
^------ = 135 мм2 = 1,35 см2. |
Задача 8. Используя данные предыдущей задачи, определить площадь контакта долота с забоем через t6 = 4 ч работы его на за бое, если прирост опорной поверхности долота в единицу времени 01? при данном режиме бурения составляет 0,06 см2/ч.
Решение. Плбщадь контакта долота с забоем в данный момент времени определяется по формуле
Fi = FB+ BFt6.
Подставляя данные, получаем
Ft = 1,35 + 0,06 - 4 = 1,59 см2.
П р п м е ч а н ш е . Значение коэффициента 0 F легче всего определить опыт ным путем, используя следующую формулу:
Ft - F „
®F t6
Имея значение |
для определенной горной породы при одних условиях бу |
рения, можно пересчитать его для других условий по следующей приближенной формуле:
0^
F>iniGi
DnG '
где D — диаметр долота; п —. скорость вращения долота; G — осевая нагрузка на долото.
Без индекса — для одних условий бурения, с индексом «1» — для других.
10
Задача 9. Определить продолжительность контакта Т зубьев ша рошек долот ЗБ-269М и К-269СТ с породой при п = 600 об/мин. Диаметры шарошек и число зубьев долот соответственно равны: dm м = 170 мм, zM= 19; ст = 161 мм, zCT= 25.
Решение. Продолжительность контакта зубьев долота с породой определяется по формуле
|
60 |
ю3 ' |
|
Г = — ^ ------- ; |
|
|
пг |
|
|
170 |
|
т |
60—— • 103 |
о о . |
' 269 |
||
Тм |
600 ■19 |
“ 3 ’3 МС’ |
„60Si'103 чо
600-25 |
- 2 ’3 м с - |
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ИСТЕЧЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ ПРОМЫВОЧНЫХ
ИСМЕННЫХ НАСАДОК ДОЛОТА
Задача 10. Определить скорость истечения жидкости из промы
вочных каналов |
долота |
диаметром 214 мм, |
если подача жидкости |
|||||
Q — 50 л/с, |
число отверстий |
три, |
диаметр |
выходного |
сечения на |
|||
садки 18 мм. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Решение. |
Скорость |
истечения |
жидкости |
в м/с |
определяется |
|||
по формуле |
|
|
|
4Q • 103 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
mnd% ’ |
|
|
|
|
где Q — расход |
жидкости в |
л/с; |
m — число |
насадок |
(отверстий); |
|||
d — диаметр выходного сечения насадки в мм.
4 • 50 • Ю3
66 м/с.
3-3,14-182
РАСЧЕТ ПОТРЕБНОГО КОЛИЧЕСТВА ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ СПЛОШНОГО БУРЕНИЯ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПЛАНА БУРОВЫХ РАБОТ
Задача И . Определить потребность в шарошечных долотах на пла нируемый год при следующих исходных данных.
Планируемый объем бурения, м: |
|
40 000 |
эксплуатационного Нэ ................................................................................... |
|
|
разведочного Я р .............................................................................................. |
%: |
20 000 |
Удельный вес проходки шарошечными долотами, |
90 |
|
в эксплуатационном бурении аэ ............................................................... |
|
|
в разведочном бурении ар ........................................................................... |
|
70 |
Проектируемая норма проходки на долото, л : |
|
15 |
в эксплуатационном бурении k3 ............................................................... |
|
|
в разведочном бурении /гр ........................................................................... |
. |
Ю |
Норма переходящего запаса долот 7\ д н и ........................................... |
35 |
И
Выделенный фонд на шарошечные долота в предыдущем году тф0нд |
4000 |
||
План бурения на предыдущий год, м: |
35 000 |
||
эксплуатационного Н'э ................................................................................... |
|
||
разведочного Я р ............................................................................................... |
|
|
15 000 |
Норма проходки на долото в предыдущем году, м: |
13 |
||
в эксплуатационном |
бурении |
h’3 .............................................................. |
|
в разведочном бурении А р ........................................................................... |
|
8 |
|
Остаток долот на 1 января предыдущего года тост ................................ |
200 |
||
Удельный вес проходки |
шарошечными долотами в предыдущем го |
|
|
ду- %'■ |
бурении |
а'э |
95 |
в эксплуатационном |
|||
в разведочном бурении а'р ........................................................................... |
|
8J |
|
Решение. |
|
|
|
|
|
1. |
Количество |
долот, |
необходимое для обеспечения проходки |
||
Нэ и Нр в планируемом периоде, составляет: |
|||||
в эксплуатационном бурении |
|
|
|||
|
Мэ |
Я эЯэ |
40 000 • 90 |
= 2400 шт; |
|
|
|
Аэ • 100 |
15 |
-100 |
|
в разведочном бурении |
|
|
|
||
|
М р = |
Я pdp _ 20 000 |
• 70 |
1400 шт. |
|
|
А р • 100 |
10 • 100 |
|||
Общее количество долот в планируемом году
Мэ р = М э+ Мр = 2400 +1400 = 3800 шт.
2. |
Ожидаемое количество долот в предыдущем году |
|||
|
М 1= т0СТ-f /гафонд = 200 + 4000 = 4200 шт. |
|||
3. |
Предполагаемый расход |
долот в предыдущем году: |
||
в эксплуатационном бурении |
|
|||
|
М' — Н'эаэ |
35 000•95 |
= 2560 шт; |
|
|
3 А'-100 |
13 • 100 |
|
|
в разведочном бурении |
|
|
||
|
М' |
Я ряр |
15000-80 |
1500 шт. |
|
а; • юо |
8-100 |
||
|
|
|
||
Общий расход долот в предыдущем году |
||||
|
M i р = м ; + М'р = 2560 + 1500 = 4060 шт. |
|||
4. |
Ожидаемый переходящий остаток на 1 января планируемого |
|||
года |
ш'ст = М 1—М э’ |
р = 4200 —4060 = 140 шт. |
||
|
||||
5. |
Потребность в долотах в планируемом году с учетом создания |
|||
установленного переходящего запаса |
|
|||
|
М-2, — МЭ' р - |
Мэ. рТ -тп„ |
||
|
|
|
365 |
|
|
Мэ = 3800 - |
3800 • 35 |
.140 = 4024 шт. |
|
|
|
365 |
|
|
Г л а в а II
БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ
ВЫБОР ТИПА БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ БУРЕНИЯ
В настоящее время на буровых предприятиях применяют следу ющие типы стальных бурильных труб (СБТ): с высаженными внутрь концами; с высаженными наружу концами; с приваренными соедини тельными концами; с блокирующими поясками; со стабилизирующими поясками. Кроме СБТ применяют легкосплавные бурильные трубы ЛБТ.
Трубы бурильные с высаженными внутрь концами являются наиболее распространенным типом труб, применяемых при бурении. Основным недостатком труб с высаженными внутрь концами является наличие внутренней высаженной части, которая приводит к значи тельным гидравлическим потерям; особенно существенным стано вится этот недостаток при бурении глубоких скважин и применении гидромониторных долот и турбобуров. Для бурения электробурами эти трубы следует считать непригодными. Особенно значительными гидравлические потери становятся при применении труб малого диаметра (меньше 114 мм) и труб с большой толщиной стенки. По этому эти трубы рекомендуется применять при роторном способе бурения.
Трубы бурильные с высаженными наружу концами имеют глад копроходное сечение, в результате чего гидравлические потери значительно меньше, чем в трубах с высаженными внутрь концами. Поэтому трубы с высаженными наружу концами могут применяться при турбинном, роторном способах бурения и электробурении.
Трубы бурильные с приваренными соединительными концами выпускаются трех типов:
ТБП — трубы бурильные с приваренными соединительными кон цами, гладкие. Предназначены для бурения скважин турбинным способом;
ТБПВ — трубы бурильные с приваренными соединительными концами с высадкой наружу. Предназначены для бурения скважин турбинным и роторным способами;
13
ТБПВЭ — трубы бурильные с приваренными соединительными концами для электробурения.
Трубы бурильные с блокирующими поясками (ТББ) отличаются от труб с высаженными внутрь концами наличием блокирующих поясков на концах трубы, цилиндрической резьбы, упорного соеди нения трубы с замком, тугого сопряжения резьбы трубы с замком. Эти трубы рекомендуется применять при роторном способе бурения.
Трубы бурильные со стабилизирующими поясками отличаются от бурильных труб с высаженными внутрь и наружу концами нали чием гладких участков трубы непосредственно за навинченными ниппелем и муфтой замка и стабилизирующих уплотнительных пояс ков на замках, конической трапецеидальной резьбы с сопряжением по внутреннему диаметру и одной стороне профиля, упорного соеди нения трубы с замком, тугого сопряжения резьбы трубы с замком.
Бурильные трубы со стабилизирующими поясками выпускаются двух типов:
ТБВ — трубы бурильные с высаженными внутрь концами. Ре комендуется применять при роторном бурении;
ТВН— трубы бурильные с высаженными наружу концами. Ре комендуется применять при роторном, турбинном способах бурения и электробурении.
Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) предназначены для тур бинного и роторного способов бурения, изготовляются с высажен ными внутрь концами. Одним из важных преимуществ труб ЛБТ является их легкость, что позволяет бурить скважины глубиной
7000-10 000 м.
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) являются важнейшей составной частью бурильной колонны. Они предназначены для уве личения жесткости, продольной устойчивости и веса нижней части бурильной колонны, работающей на сжатие и создающей необходи мую нагрузку на долото.
Утяжеленные бурильные трубы изготовляются круглого сечения с различной конфигурацией верхней части. УБТ трехгранного се чения с прямыми или спиральными гранями применяются для уменьшения искривления скважины. Эти трубы имеют несколько меньшую жесткость, чем трубы круглого сечения, но хорошо цент рируются в скважине, так как их диагональ выбирается меньше диа метра долота на 4—5 мм.
Длина УБТ, установленных в нижней части бурильной колонны иногда составляет 200—300 м.
Применяется также утяжеленные бурильные трубы сбалансиро ванные (УБТС) и сверхутяжеленные бурильные трубы СУБТ.
РАСЧЕТ РАЦИОНАЛЬНОГО ДИАМЕТРА БУРИЛЬНЫХ |
ТРУБ |
||
|
ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН |
|
|
Задача |
12. Необходимо пробурить |
скважину глубиной Н — |
|
= 3000 м |
долотом Пд = 243 мм, имея |
два комплекта |
бурильных |
тРУб диаметром D = 140 мм и D = 127 мм с толщиной стенки б =
14
= 10 мм. Удельный вес глинистого раствора угл = 1,25гс/см3; производительность насосов Q = 30 л/с; структурная вязкость рас твора 1] = 1-10-3 кгс-с/м2; динамическое напряжение сдвига рас
твора то = 0,816 кгс/см2.
Требуется определить, какого диаметра бурильные трубы более рационально применять для проводки скважины данным размером долота.
Решение. Рациональный диаметр бурильных труб определяется из условия минимума суммы гидравлических сопротивлений в трубах и кольцевом пространстве.
Определим потери давления в 140-мм бурильных трубах по фор муле
Ртр 8 2 ,6 ^ тр ^ Угл. р»
где Хтр — безразмерный коэффициент гидравлических сопротивле ний бурильных труб.
Для определения Ятр необходимо определить обобщенный крите рий Рейнольдса
Ее* = |
Угл. р^тр^ |
|
гДе Угл. р = 1)25 гс/см3 (1250 кгс/м3) — удельный вес глинистого рас
твора; |
vrp — средняя скорость течения глинистого раствора в тру |
|||
бах |
|
4Q |
|
|
|
|
|
||
|
|
Утр ~ ЛсР • |
|
|
Q = |
30 л/с (0,03 м3/с) — расход |
буровой |
жидкости; |
|
d = |
140 — 2-10 = |
120 мм — внутренний |
диаметр 140-мм бу |
|
рильных труб. |
|
|
|
|
Тогда |
|
4 ■0,03 |
0 пп |
, |
|
|
|||
|
|
= 3.14.0.120= |
= 2 ’66 М/С; |
|
g = |
9,81 м/с2 — ускорение силы тяжести. |
|
||
Следовательно, |
1250 • 2,66 • 0,120 |
|
||
|
Re* = - |
5750. |
||
|
1 • W 3 + 0,816-0,120 |
|||
|
; 9,81 |
|
||
|
|
|
6 • 2,66 |
|
Режим течения глинистого раствора в бурильных трубах турбулент ный* (см. главу III).
Тогда
0,08 |
_ 0,08 |
0,0233. |
|
т Р _ улИс* |
у' 5750 |
||
|
|||
Подставляя значения, получаем |
|
||
Ртр= 82,6-0,0233 |
30' 2У ° 1,25 = 26 кгс/см2. |
||
15
Определим потери давления в кольцевом пространстве при буре нии трубами диаметром 140 мм по формуле
QT-L |
|
Рк. п = 8 2 ,6 Я к, |
' Угл. Р I |
(Л д -Д )8 {Оя + D p |
где Хк п — коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого пространства.
Для определения ККшп необходимо определить обобщенный кри терий Рейнольдса
Re* Угл. рУк. п (Рд—D) g
где vK п — средняя скорость течения глинистого раствора по коль цевому пространству
|
|
4<? |
|
|
|
|
° к- п — n ( D \ —D2) ’ |
|
|
D д = |
243 мм = |
0,243 м — диаметр скважины (долота); |
||
D = |
0,140 м — наружный диаметр бурильных труб. |
|||
|
|
4 • 0,03 |
0,95 м /с . |
|
|
|
3,14 (0,2432 —0.1402) |
|
|
Тогда |
|
|
|
|
|
1250-0,95(0,243 —0,140) |
|
||
|
Re*: |
764. |
||
|
|
|
||
9,81 ( l - Ю -з+0,816 °’2g3 Q9°^ 40)
Режим течения глинистого раствора в кольцевом пространстве ламинарный (см. главу III).
Тогда
КК . П ---- |
80 |
80 |
0,105. |
|
Re* |
764 |
|||
|
|
Подставляя значения, получаем
ркп = 82,6-0,105 |
_______ 302 •3000________ |
1,25 = 18,8 кгс/см2. |
|
(24,3 —14,0)3 (24,3+14,0)2 |
|
Таким образом, суммарные гидравлические потери давления в 140-мм бурильных трубах и 243-мм кольцевом пространстве равны
Р--- Ртр + Рк. п-
р= 26 + 18,8 = 44,8 кгс/см2.
Аналогично определим потери давления в 127-мм бурильных трубах и 243-мм кольцевом пространстве.
Ртр = 8 2 ,6 Х тр db «гл. р-
Re* Угл. рутр^
16
|
|
4Q |
= |
4 ■0,03 |
3,33 м/с. |
|
||
|
Утп == |
3,l4-0,1072 |
|
|||||
|
ТР — nd2 |
|
|
|
|
|||
|
|
d = 1 2 7 - 2 - 1 0 = 107 мм. |
|
|||||
|
Re |
|
|
1250- 3,33 -0,107 |
|
|
8260. |
|
|
9,81 |
( 1 • 10“3 |
0,816-0,107 |
\ |
||||
|
|
|
||||||
|
|
6 • 3,33 |
) |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
vTp ' |
|
0,08 |
0,08 = 0,022. |
|
||
|
|
|
V Re* |
К 8260 |
|
|
|
|
|
ртр = 82,6 • 0,022 3°21о37^ |
1,25 = 46,7 кгс/см2. |
||||||
|
Рк. |
|
|
|
Q^L |
|
|
|
|
П= 82,6Я,К-П (/>д-Л )3 (Я д+ Л )2 ' Yr.n. р- |
|||||||
|
|
Re* |
|
Уг-Л, рГк |
П(Цд— D) |
|
|
|
|
|
|
*(,l+T“Tfcf) |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
40 |
|
|
4 • 0,03 |
|
^0,89 м/с. |
|
|
|
|
|
3,14(0,2432-0,1272) |
|
|||
|
Re* = |
1250-0,89 (0,243 —0,127) |
|
= 680. |
||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
( l -Ю -з + 0 , 8 1 6 — |
|
|
|
|||
|
|
|
|
80 |
80 |
|
|
|
|
|
•к. п — Re* |
680 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рк. п = |
|
|
|
302 '•3000 |
|
1,25 = 15,3 кгс/см2. |
||
82,6-0,118- (24,3 —12,7)3 (24,3+12,7)2 |
||||||||
Таким |
образом, |
суммарные гидравлические потери давления |
||||||
в 127-мм бурильных трубах и 243-мм кольцевом пространстве равны
Р— Ртр+ Рк. п•
р—46,7 + 15,3 = 62 кгс/см2.
Следовательно, трубы диаметром 140 мм в сочетании с долотом диаметром 243 мм более рационально применять, чем трубы диамет ром 127 мм, так как суммарные гидравлические потери давления в первом случае составляют 44,8 кгс/см2, а во втором — 62 кгс/см2.
П р и м е ч а н и е . В мировой практике бурения наиболее употребитель ным является следующее соотношение между диаметрами бурильных труб и долота
= 0,55 ч-0,6.
Зависимости диаметров бурильных труб от диаметров долот приведены в табл. 8 приложения.
2 Закав 484 |
ГV |
|
17 |
I |
- бл«чхш» |
||
] |
ллу-i'. |
1ел»‘ » |
|
j |
"А'.Т<■; |
i эхе |
CCCf- |
I |
i-м** |
->rsл |
|
РАСЧЕТ КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ ПРИ ТУРБИННОМ СПОСОБЕ БУРЕНИЯ
Задача 13. Рассчитать бурильную колонну на прочность для тур бинного способа бурения скважины глубиной Н = 3100 м. "Условия бурения нормальные.
Данные для расчеты: бурильные трубы типа ТБПВ диаметром D == 146 мм из стали группы прочности Д с толщиной стенки б = = 8 мм; вес турбобура qT = 2000 кг; диаметр долота D a = 269 мм; перепад давления в турбобуре и долоте ро = 50 кгс/см2 (для расчета величину р 0 при максимальной производительности насосов можно брать из табл. 39 приложения); осевая нагрузка на долото G = 9 тс (если не известна точная нагрузка на долото, условно для расчета можно взять максимальную допустимую осевую нагрузку на долото данного размера из табл. 3 приложения); удельный вес глинистого раствора угл = 1,30 гс/см3; удельный вес материала труб ум ~ = 7,85 гс/см®.
Решение. В буровой практике придерживаются соотношений между диаметром долота, бурильных труб, УБТ и турбобура, ука
занных в табл. 8 приложения. |
|
Принимая, |
согласно данным табл. 8 приложения, диаметр УБТ |
D y — 203 мм, |
определяем длину УБТ |
|
KG |
где G — осевая нагрузка на долото в кгс. |
|
Согласно |
Единым техническим правилам ведения работ при |
бурении скважин, общее количество УБТ в компоновке бурильной колонны должно обеспечить создание максимальной нагрузки на долото, предусмотренной проектом работ, и иметь резерв (по весу
УБТ) 25°/6 от указанной осевой нагрузки. |
|
|||
|
Исходя из этого, коэффициент К, учитывающий превышение |
|||
веса утяжеленных труб над нагрузкой на долото, равен 1,25. |
qy — |
|||
вес |
1 м труб УБТ. Согласно |
данным табл. 10 приложения, |
qy = |
|
= |
192 кг. |
|
|
|
|
Принимая К — 1,25, получаем |
|
|
|
|
1,25-9000 |
= 70 м. |
|
|
|
192 |
|
|
|
|
7,85/ |
|
|
|
|
\ |
|
|
|
Принимаем qy = 75 м (т. е. три свечи по 25 м каждая). Допустимую глубину бурения данной колонной бурильных труб
определяют по |
формуле |
|
/г |
доп — Оу?y + Ч т ) ( l — - |
" ) — P o F 0 |
— о 1- |
+ 1у, |
|
*ДО П ---- |
||
Qnp
IS
гДе (?доп — допустимая растягивающая нагрузка на теле трубы первой секции
01 _ ^ Е .
Здесь QI — растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести. Согласно данным табл. 9 при ложения, QI = 130 тс.
П р и м е ч а н и е . |
Величину |
Qp можно также |
определить |
по |
формуле |
|
e P = -JO>2-d2)ffT, |
|
|
|
|
где D u d — соответственно наружный и внутренний диаметры |
бурильных |
||||
труб в см; стт — предел текучести |
материала труб в кгс/см2. |
|
|
||
К — коэффициент |
запаса |
прочности. К |
принимается |
равным |
|
1,3 для нормальных и 1,4 для осложненных условий бурения (коэф фициент запаса прочности принят по отношению к пределу текучести материала труб без учета потерь веса колонны в жидкости). Исходя из нормальных условий бурения, принимаем К = 1,3.
Тогда |
|
|
|
Qh>„ = |
= |
100 000 кгс. |
|
F о — площадь поперечного сечения |
канала гладкой части буриль |
||
ной трубы. Согласно данным табл. |
9 приложения, F о = |
132,7 см2. |
|
П р и м е ч а и и е. Величину F0 можно также определить |
по формуле |
||
|
Fn = —7- d%, |
|
|
где Л — внутренний диаметр |
бурильных |
труб в см. |
|
qпР — приведенный вес 1 м бурильной трубы типа ТБПВ диаметром 146 мм с толщиной стенки 8 мм.
Согласно данным табл. 9 приложения, |
= 31,4 кг. |
П р и м е ч а н и е . Если бурение производится бурильными трубами с вы саженными внутрь или наружу концами и навинченными замками, тогда приве денный вес 1 м бурильной трубы определяется по формуле
9пр— |
2<? + <7в + Яз |
|
I |
где I — длина одной бурильной трубы в м; q — вес 1 м гладкой части трубы
в кг; qB — вес высаженных концов в'кг; q3 — вес одного замка в кг. Величины I, q, qB, с/з приведены в табл. 9 приложения.
Принимая член ^1 — = 1, т. е. без учета потерь веса ко
лонны в жидкости, и подставляя значения компонентов в формулу для определения /£ош находим
П |
100 000— (75-192 + 2000) 1 -50 -132 .7 |
+ 75 = 2535 м. |
“-доп ■ |
31,4-1 |
|
|
|
|
2* |
|
19 |