vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пример 6.2. Необходимо оценить возможность рационального применения турбобуров и насосов, имеющихся в наличии.

1.Турбобуры [37]: № 1 – Т12МЗЕ-170; № 2 – 3ТС5Б-170; № 3 – А6К3С (см. табл. 6.11). Диаметр турбобура А6К3С – 164 мм.

2.В состав буровой установки входит насос У8-6МА2 (см. табл.

4.2).

3.Глубина скважины 2000 м, диаметры долот (бурения) по интервалам глубины скважины следующие:

Интервал, м……………………….........0-100 100-1200 1200-2000

Рассчитаны рациональные расходы промывочной жидкости для каждого интервала: для первого - 40,5 дм3/с; для второго - 40,5 дм3/с; для третьего - 226,7 дм3/с.

Р е ш е н и е.

1. Строим диаграмму характеристики насоса У8-6МА2, беря табличные значения подачи Q и перепада давления ро и намечаем вертикальные линии допустимых значений давлений на насосе при различных подачах соответствующих различным диаметрам поршневых втулок (рис. 6.2).

146

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. Рассчитываем по формуле (6.14) перепад давления на турбинах для различных турбобуров, беря их табличные значения рт1 и Q1, для трех значений подачи насосов:

для турбобура № 1:

Расчетные значения наносим на поле диаграммы характеристики насоса и строим характеристики турбобуров.

147

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3. Определяем гидравлические потери, не зависящие от глубины скважины.

Потери в обвязке для разных интервалов бурения и значений рациональных расходов промывочной жидкости находим по формуле

(6.15)

потери в обвязке определяем по формуле (6.15)

Суммарная эквивалентная длина всей обвязки найдена по формулам (6.16-6.20)

Потери в долоте определяем по формулам (6.21 или 6.22)

Суммарные потери, не зависящие от глубины скважины:

рн.40,5 =роб.40,5 +рд.40,5 = 0,33 + 0,8 = 1,13 МПа; рн.26,7 =роб.26,7 +рд.26,7 = 0,14 + 0,4 = 0,54 МПа.

4. Определяем потери, зависящие от глубины скважины: потери в бурильных трубах по формулам (6.23 или 6.24)

потери в кольцевом пространстве по формуле (6.25), используя табличные значения коэффициентов кп [6] для различных значений подачи и глубины скважины (см. табл. 6.14)

потери в замковых соединениях по формуле (6.26)

148

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

pз40,5 0,1 2,2 10 5 1,2 40,52 0,0036 МПа;

Тогда при различных глубинах и при расстоянии между замками 10 м потери давления будут равны:

Суммарные потери, зависящие от глубины, приведены в табл.

6.17.

5.Наносим на график (см. рис. 6.2) потери, зависящие и не зависящие от глубины, суммируем и откладываем в направлении справа налево от линий допустимых давлений на насосе.

6.Наносим и определяем на график значения рт =⅔р0; откладываем их в направлении слева направо от линии нулевого значения давления на насосе.

7.На основе построенной диаграммы НТС оцениваем возможность рационального использования турбобуров в различных интервалах:

в интервале глубины 100-1200 м рационально применять турбобур № 1 (Т12МЗЕ-170), так как характеристика турбобура

давления) близко подходит к линии ⅔р0. Таким образом, в этом интервале до глубины 100-1200 м мощность турбобура № 1 будет практически полностью расходоваться.

В интервале глубины 1200-2000 м рационально вести бурение с использованием турбобура № 3 (А6К3С). В этом случае мощность турбобура № 3 будет рационально расходоваться по той же причине, что и для турбобура № 1 в интервале 100-1200 м.

Если известен тип турбобура, то расчет параметров режима бурения осуществляется следующим образом.

149

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Осевая нагрузка на долото определяется так же, как и при роторном бурении.

Расход промывочной жидкости определяется исходя из механических свойств горных пород и площади кольцевого пространства между бурильными трубами и стенками скважины. Для каждого интервала одного диаметра в соответствии с принятой конструкцией скважины рассчитываются рациональные значения расхода промывочной жидкости по формуле 6.6.

Для расчета частоты вращения используется методика, учитывающая реальные значения расхода промывочной жидкости и других буровых параметров.

Частота вращения определяется по формуле

где nx – частота вращения при холостом ходе турбобура, мин-1; Mуд – удельный момент на долоте, Н·м/кН; Мт – тормозной момент турбобура, Н·м.

Величины nx и Mт определяются с учетом фактических характеристик для данного интервала бурения расхода и плотности промывочной жидкости по зависимостям

где nx.c, Mт.с, Qc и ρс – табличные данные стендовых характеристик частоты вращения вала турбобура, тормозного момента, расхода и плотности промывочной жидкости. Q и ρ – фактические расход и плотность промывочной жидкости.

Данные по всем видам турбобуров приводятся в табл. 3.2 и 6.11, фрагмент таких данных - в табл. 6.18.

Значения удельного момента для долот различного диаметра и пород различной твердости приведены в табл. 6.19.

Характеристики удельного момента для долот, не указанных в табл.6.19, находятся методом интерполяции, либо по зависимости

150

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где Dд1 – исходный диаметр долота, мм; Dд2 - фактический диаметр долота, мм; Mуд 1 – табличные значения удельного момента для исходного долота соответствующей категории твердости породы, Н·м/кН; Mуд.2 – искомая величина удельного момента для фактического, диаметра долота и данной твердости горной породы, Н·м/кН.

Пример 6.3. Рассчитать параметры режима бурения при проходке пород V-VI категории твердости долотом диаметром 269 мм с использованием турбобура А9Ш, бурильных труб диаметром 140 мм

ипромывочной жидкости плотностью 1,3 г/см3.

Ре ш е н и е.

1.По графику (см. рис. 6.1) определяем удельную нагрузку для пород V-VI категории – 8 кН/см. Тогда рд = 8·26,9 = 216 кН.

2.Расход промывочной жидкости согласно формуле (6.6) и графика скорости восходящего потока (см. рис. 6.1):

151

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3. Для определения фактической частоты вращения турбобура А9Ш из табл. 6.18 находим: Qс = 0,045 м 3/с; ρс = 1200 кг/м3; nx.c =

830мин-1; Mт.с. = 6140 Н·м.

Сучетом зависимостей (6.28) и (6.29) находим фактические

значения частоты холостого вращения nx и тормозного момента Mт на валу турбобура при Q = 0,042 м3/с и ρ = 1300 кг/м3

По табл. 6.19 находим удельный момент для долота диаметром 269 мм (категория твердости V-VI):

Mуд = 9,9 Н·м/кН.

По формуле (6.27) определяем фактическую частоту вращения долота при осевой нагрузке 216 кН:

152

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Список литературы

1.Беляев В.М., Калинин А.Г., Солодкий К.М. Расчет компоновок нижней части бурильной колонны. - М.: Недра, 1977.

2.Боголюбский К.А., Соловьев Н.В., Букалов А.А. Практикум по курсу промывочной жидкости и тампонажной смеси с основами гидравлики. - М.: МГТА, 1991.

3.Булатов АЛ., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 4 т. -М.: Недра, 1985. - Т. 1-2.

4.Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. - М.: Недра, 1991.

5.Булатов А.И., Пеньков АЛ., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984.

6.Вадеикий ЮВ. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. для техникумов. -М.: Недра, 1995.

7.Ганджумян РА., Калинин А.Г., Никитин БА. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. - М.: Недра, 2000.

8.Зиненко В.П. Буровые машины и механизмы: Методическое пособие к курсовой работе для системы дистанционного образования.

-М.: МГГА, 2001.

9.Емельянов В.Н., Коновалова А.Ш., Элияшевский И.В.

Дипломное и курсовое проектирование бурения нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1993.

10.Ильский АЛ., Шмидт АЛ. Буровые машины и механизмы: Учеб. для техникумов. - М.: Недра, 1989.

11.Инструкция по расчету колонн насосно-компрессорных труб. - Куйбышев: ВНИИТнефть, 1990.

12.Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Госгортехнадзор России, № 10-13/127 от 12.03.1997 г. - М., 1997.

13.Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. - М.: Недра, 1980.

14.Инструкция по расчету обсадных колонн для горизонтальных скважин. Госгортехнадзор России, №10-03/667 от 06.09.2000 г. - М., 2000.

15.Инструкция по расчету цементирования обсадных колонн в скважине. -Киев: УкргипроНИИнефть, 1997.

16.Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин. - М., 1997.

17.Иогансен К.Б. Спутник буровика: Справочник. - М.: Недра,

1990.

18.Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З.

Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник. - М.: Недра, 1997.

153

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

19.Калинин А.Г., Ошкордин О.В., Питерский В.М., Соловьев Н.В. Разведочное бурение: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 2000.

20.Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1998.

21.Каталог нефтяного оборудования, средств автоматизации, приборов и спецматериалов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - Т. 1-П.

22.Комплексная методика классификации горных пород геологического разреза, разделения его на пачки пород и выбора рациональных типов и конструкций шарошечных долот для эффективного разбуривания нефтяных и газовых месторождений. РД 39-2-772-82. - М.: Недра, 1982.

23.Леонов Е.Г., Исаев В.М. Гидроаэромеханика в бурении. - М.: Недра, 1987.

24.Методическое руководство по проектированию и расчету нижней части бурильной колонны при бурении глубоких скважин в осложненных условиях Азербайджана. - Баку: АзНИИнефть, 1981.

25.Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых для бурения на разведочных и эксплуатационных площадях. - М.: Миннефтепром, 1973.

26.Палашкин Е.Л. Справочник механика глубокого бурения. - М.: Недра, 1981.

27.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утв. Постановлением Госгортехнадзора России №24 от 09.04.1998 г. и введены в действие с 01.09.1998 г.

28.Рязанов Я.Л. Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1979.

29.Сароян А.К. Теория и практика работы бурильной колонны. - М.: Недра, 1990.

30.Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра. 1982.

31.Соловьев Е.Н. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 1979.

32.Соловьев Е.Н. Задачник по заканчиванию скважин: Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1989.

33.Справочник по бурению скважин на воду/Под ред. Д.Н. Башкатова. - М.: Недра, 1979.

34.Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений/М.Г. Абрамсон, В.В. Байдюк, В.С. Зарецкий и др. - М.: Недра, 1984.

35.Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1994.

36.Трубы нефтяного сортамента: Справочник/Под ред. А.Е. Сарояна. 3-е -изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987.

37.Элияшевский И.Б., Сторонами М.Л., Орсуляк Я.М. Типовые

задачи и расчеты в бурении. - М.: Недра, 1982 г.

154

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

155