- •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
|
9 |
580 |
640 |
610 |
|
11 |
680 |
750 |
720 |
114,3 |
|
|
Q<15÷16 л/c |
Q>15÷16 л/c |
|
8 |
1750 |
1900 |
1820 |
|
10 |
2220 |
2500 |
2300 |
По мере углубления скважины гидравлические сопротивления в бурильных трубах, замках и кольцевом пространстве постоянно возрастают, поэтому для обеспечения условия рт = ⅔р0 необходимо непрерывно снижать подачу насосов и изменять характеристику турбобуров так, чтобы перепад давления на турбинах оставался постоянным несмотря на снижение расхода жидкости.
Однако практически характеристики турбобуров можно изменять ступенчато, используя для бурения на различных интервалах глубины скважины турбобуры различных типов. Подача буровых насосов регулируется также ступенчато путем смены поршневых пар;
6.Выбираются рациональные типы турбобуров применительно
кглубине скважины и рациональному расходу промывочной жидкости. Рациональным типом турбобура считается такой, характеристика которого на диаграмме НТС наиболее близко располагается к линии ⅔ потерь давления на насосе.
Таким образом, основная задача проектирования режима турбинного бурения заключается в установлении режима работы насосов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для различных интервалов по глубине скважины для получения наиболее высоких показателей бурения. При выборе турбобуров используем данные из табл. 3.2 и табл. 6.11 (турбобуры старых конструкций, но еще применяются на промыслах), а при выборе насосов – из табл. 4.6.
|
|
|
|
|
|
Таблица 6.15 |
|
|
Гидравлические потери в кольцевом пространстве |
||||||
Диаметр |
Диаметр |
Значение коэффициента к.п ∙108для |
|
Диаметр |
|||
до-лот, мм |
бурильны |
воды |
глинистых растворов |
|
на- |
||
|
х |
труб, |
|
|
|
|
садок, |
|
мм |
|
|
|
|
|
мм |
|
|
|
|
Q<50 л/с |
Q>50 л/с |
|
|
295,5 |
168,3 |
48 |
85 |
60 |
|
14 |
|
|
146 |
|
31 |
60 |
40 |
|
|
|
139,7 |
26 |
50 |
35 |
|
|
|
|
|
|
|
Q<50 л/с |
Q>50 л/с |
|
|
269,9 |
168,3 |
100 |
130 |
110 |
|
13 |
|
|
146 |
|
68 |
85 |
70 |
|
|
|
139,7 |
42 |
65 |
50 |
|
|
|
|
|
|
|
Q<40 л/с |
Q>40 л/с |
|
|
244,5 |
168,3 |
280 |
350 |
300 |
|
12 |
|
|
146 |
|
245 |
190 |
160 |
|
|
145
