- •Предисловие.
- •Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения
- •Основные параметры лопастных долот
- •Типоразмеры алмазных долот и долот, оснащенных синтетическими алмазами
- •Таблица 3.1
- •Таблица 3.3
- •Основные параметры винтовых забойных двигателей
- •Таблица 4.1
- •Таблица 4.2
- •Основные технические характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ
- •Таблица 4.3
- •Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения
- •под промежуточную колонну
- •Таблица 4.6
- •Основные параметры буровых насосов
- •Таблица 4.9
- •Техническая характеристика роторов
- •Таблица 4.11
- •Основные параметры кронблоков, талевых блоков, крюков и крюкоблоков
- •Таблица 4.12
- •Основные параметры вертлюгов
- •Таблица 4.13
- •Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок
- •Таблица 4.14
- •Основные технические характеристики превенторов
- •Таблица 5.1
- •Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб
- •Таблица 5.2
- •Таблица 5.3
- •примечание. Длина труб 12,4 и 8,5 м.
- •Таблица 5.4
- •Таблица 6.2
- •Допустимые осевые нагрузки при эксплуатации различных типов долот
- •(по ГОСТ 20692-75)
- •Таблица 6.4
- •Таблица 6.5
- •Нагрузку на колонковую бурильную головку ориентировочно можно определить по формуле
- •Таблица 6.8
- •Рациональные диаметры долота, УБТ и бурильных труб, мм
- •Таблица 6.9
- •Таблица 6.10
- •Таблица 6.14
- •Гидравлические потери в бурильных трубах
- •Таблица 6.15
- •Таблица 6.16
- •Гидравлические потери в замках
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
|
|
|
|
|
Таблица 6.5 |
D, |
Руд, кН/мм |
|
D, мм |
Руд, кН/мм |
|
мм |
минимальная |
максимальная |
|
минимальная |
максимальная |
158,1 |
0,122 |
0,38 |
214,3 |
0,140 |
0,65 |
163,5 |
0,122 |
0,49 |
242,1- |
0,144 |
0,66 |
188,9 |
0,132 |
0,58 |
267,5 |
0,136 |
0,68 |
|
|
|
293,9 |
|
|
Нагрузку Рд на алмазное долото необходимо увеличивать с учетом усилия, отжимающим долото от забоя Рот (кН), возникающим при бурении с повышенным перепадом давления на долоте
Рот = рSз, |
(6.11) |
|
где – |
коэффициент, определяемый конструкцией рабочей головки |
|
долота, |
= 0,167 ÷ 0,210 (точное значение для долот с повышенным |
|
перепадом давления указывается в паспорте долота); |
р – перепад |
|
давления, МПа; Sз – площадь забоя, м2.
Нагрузку на колонковую бурильную головку ориентировочно можно определить по формуле
Рд = зkрршFк, |
(6.12) |
где kр – коэффициент, учитывающий характер разрушения породы на забое и прочность рабочих инструментов, kр = 0,5 0,8 при бурении
алмазными бурильными головками, kр = 0,6 0,9 – твердосплавными и kр = 0,9 1,0 – шарошечными бурильными головками; рш и Fк – см. формулу (6.1).
Для практических расчетов площадь контакта (в мм2) алмазных
бурильных головок с забоем можно определить по формуле |
|
Sк = 0,03dсКт, |
(6.13) |
где 0,03 – коэффициент, характеризующий степень внедрения алмазов при хрупком разрушении породы; Кт – число алмазов на торцевой поверхности алмазной бурильной головки; dс – средний диаметр алмазов, мм; Sк определяется расчетным путем, исходя из известных размеров резцов с учетом затупления в процессе бурения.
При бурении алмазными бурильными головками рекомендуются следующие значения Руд (табл. 6.6).
|
|
Таблица 6.6 |
|
Диаметр |
Рекомендуемая осевая нагрузка, кН/см |
|
|
бурильной головки |
минимальная |
максимальная |
|
141,3/52 |
0,11 |
0,35 |
|
157,1/67 |
0,10 |
0,38 |
|
188,9/80 |
0,11 |
0,42 |
|
214,3/80 |
0,12 |
0,42 |
|
Оптимальная величина Рд выбирается в процессе рейса путем постепенного ее повышения от минимального значения также, как и при бурении алмазным долотом.
132
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рекомендуемые значения Рд на бурильные головки лопастные и ИСМ приведены ниже.
Диаметр, мм ……………………………187,3 |
212,7 |
Рд, кН………………………………80÷150/60÷100 |
100÷160/80÷120 |
Примечание. В числителе - для лопастных бурильных головок, в знаменателе – для бурильных головок ИСМ.
Осевые нагрузки на бурильные головки в зависимости от вооружения и характеристик породы приводятся в табл. 6.7.
При бурении осевая нагрузка на долото создается частью веса УБТ. Важно использовать УБТ такой длины (lу, м), чтобы при передаче на долото достаточной Рд нейтральное сечение находилось в интервале их установки.
Таблица 6.7
Рекомендуемые нагрузки на бурильные головки, кН
Диаметр |
Вооружение |
|
Породы |
|
|
бурильной |
|
очень |
твердые мало- |
плотные |
трещино- |
головки, |
|
твердые |
абразивные |
абразивные |
ватые |
мм |
|
|
|
|
|
95,5 |
Шарошечное |
40-45 |
35-40 |
30-35 |
25-30 |
|
Твердосплавное |
- |
25-30 |
15-27 |
18-20 |
|
Алмазное |
20-30 |
18-20 |
15-28 |
11-12 |
116,5 |
Шарошечное |
55-60 |
45-50 |
45-50 |
40-45 |
|
Твердосплавное |
- |
35-40 |
30-40 |
25-30 |
|
Алмазное |
45-55 |
30-35 |
25-35 |
18-24 |
138; 142,5 |
Шарошечное |
75-80 |
65-70 |
60-65 |
50-60 |
|
Твердосплавное |
- |
50-60 |
45-55 |
35-40 |
|
Алмазное |
60-65 |
45-55 |
40-50 |
27-35 |
148; 158 |
Шарошечное |
95-100 |
85-95 |
75-85 |
65-75 |
|
Твердосплавное |
- |
60-70 |
55-65 |
40-45 |
|
Алмазное |
75-85 |
55-60 |
44-52 |
35-40 |
186 |
Шарошечное |
130-140 |
110-120 |
95-110 |
80-95 |
|
Твердосплавное |
- |
80-100 |
80-95 |
60-65 |
|
Алмазное |
100-120 |
80-90 |
80-85 |
55-60 |
203 |
Шарошечное |
150-160 |
140-150 |
130-140 |
100-120 |
|
Твердосплавное |
- |
120-140 |
110-120 |
70-80 |
|
Алмазное |
120-140 |
100-120 |
90-105 |
60-70 |
|
|
|
|
|
|
При выборе диаметра УБТ необходимо руководствоваться рациональными соотношениями диаметров долота, УБТ и бурильных труб, обеспечивающими минимум гидравлических сопротивлений при промывке скважины (табл. 6.8).
133