6. Расчет параметров режима бурения

Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром [6, 7, 16, 19, 25, 30, 35].

В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузка на долото р_д, кН; частота вращения инструмента n, с^-1; расход промывочной жидкости Q, м³; тип и качество циркуляционного агента.

Режимные параметры можно подразделить на две группы:

1) первичные режимные параметры, или параметры управления;

2) вторичные режимные параметры, или параметры контроля.

Первичные параметры поддаются произвольному регулированию с целью управления процессом бурения. Параметры второй группы находятся в зависимости от конкретных условий в скважине или в случае применения забойных двигателей определяются характеристикой привода.

Сочетание режимных параметров бурения, которое обеспечивает наилучшие показатели углубления скважины, наиболее высокую эффективность работы породоразрушающего инструмента и необходимое качество буровых работ с использованием имеющегося оборудования, называется оптимальным режимом бурения. Такой режим бурения устанавливают для конкретных геологических условий с учетом характеристик имеющегося оборудования для наиболее эффективного его использования.

Расчет параметров режима бурения ведется для каждой выделенной пачки горных пород применительно к конкретному типу долота и способу бурения.

6.1. Роторное бурение

При проектировании режимов бурения на хорошо изученных площадях осевая нагрузка может определяться по формуле:

, (6.1)

где _з – коэффициент, учитывающий изменение твердости горных пород в конкретных условиях забоя ( = 0,33  1,59), для практических расчетов _з принимается равным 1,0; р_ш – твердость горной породы по штампу, МПа; F_к –площадь контакта зубьев долота с забоем, м².

По формуле Федорова В.С.

, (6.2)

где D_д – диаметр долота, м;  - коэффициент перекрытия – это отношение суммарной длины контакта зубьев горной породой к длине образующей шарошки, м;  - притупление зубьев шарошки, м.

Значения твердости горных пород по штампу приведены в табл. 1.1. Значения  и  приведены в табл. 6.1 (хотя в таблице 6.1 приведены данные по долотам устаревших конструкций, их можно использовать для современных, учитывая для каких пород они предназначены – М, С или Т).

На площадях с недостаточно изученными физико-механическими свойствами горных пород нагрузка на долото определяется через его диаметр (для мягких пород она равна 0,002, для очень крепких 0,016 МН/см).

Частоту вращения находят в соответствии с методикой, предложенной

Владиславлевым В.С., исходя из постоянства мощности привода ротора

N = К ·Р_max.уд. · D_д · n_min, (6.3)

где К – коэффициент; Р_{max уд} – максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, МН/см (см. рис. 6.1); D_д – диаметр долота, см; n_min - минимальная частота вращения стола ротора, берется по характеристике его для конкретной буровой установки, мин^-1.

Коэффициент К можно найти по формуле:

, (6.4)

где Р_д – текущее значение нагрузки для конкретного типа долота; n_i – текущее значение частоты вращения стола ротора.

Подставив значение К в формулу (6.3) и решив уравнение относительно n_i, получим формулу для расчета текущего значения частоты вращения стола ротора.

, мин^-1 (6.5)

Таблица 6.1

Характеристика вооружения серийных долот сплошного бурения при нулевом погружении зубцов в породу (По Ю.А.Алексееву)

 - коэффициент перекртия,  - притупление зубьем, мм

Долото	, мм		Долото	, мм	
1В-93С (95,2) 1В-93Т (95,2) 2В-97С (98,4) 2В-97Т (98,4) 1В-112С (114,3) 1В-112Т (114,3) 2В-118С (120,6) 2В-118Т (120,6) 1В-132С (132) 1В-132Т (132) 4В-140С (139,7) 4В-140Т (139,7) 1В-145Т (146) 1В-151С (152,4) 1В-151Т (152,4) 1В-161С (158,7) 1В-161Т (158,7) 2В-190С (190,5) ОМ-576-190С (190,5) 3В-190С (190,5) 1В-190СТ (190, 5) 3В-190СТ (190,5) 3В-190СТ (190,5) 1В-190Т (190,5) ОМ21-190Т (190,5)	1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 2,0-2,5 1,5 1,0-2,5 1,0-2,5 1,5 1,0-1,8 1,0-4,0 1,5-1,8	1,04 1,04 1,12 1,43 1,84 1,42 1,05 1,80 1,02 0,82 0,95 0,95 1,85 1,12 1,33 1,15 0,92 0,99 1,02 1,17 1,17 0,86 1,56 0,94 1,04	К-214СТ (215,9) К-214Т (215,9) 4К-214ТК (215,9) Б-243С (244,5) АСГ25-243С (244,5) АСГ15-243СТ (244,5) АСГ14-343СТ (244,5) АСГ22-243ТК (244,5) Б-269С (269,9) ОМ-180-269С (269,9) ОМ-269СТ (269,9) ОМ-189-269Т (269,9) У-295 М (295,3) 8В-295 М (295,3) К-295 Т (295,3) 1У-295С (295,3) 1У-295СТ (295,3) У-295Т (295,3) 1Д-320С (320) 3Д-346М (349,2) 3Д-346С (349,2) 4Д-346Т (349,2) 2Д-394С (393,7) 2Д-394Т (393.7)	1,5 1,5 1,5 1,5 1,25 1,25 1,25 1,25 1,5 1,5-4,0 1,5 1,8-2,0 1,5-2,0 1,0-3,0 1,25 1,0-3,0 1,5-3,0 1,5-3,5 1,5 1,5-3,0 1,5 1,5 1,0 1,25	0,90 0,90 0,94 1,36 1,20 0,88 0,93 0,82 1,36 1,02 1,02 1,10 1,07 1,30 1,86 1,14 1,08 1,08 1,09 1,20 1,28 1,52 1,21 1,56
Примечание. 1. Обозначения: - коэффициент перекрытия; - притупление зубьев, мм. 2. В скобках указаны размеры современных долот.

Далее необходимо принять ближайшее значение частоты вращения исходя из характеристики ротора, входящего в комплект принятой буровой установки.

Частоту вращения, кроме того, рис.6.1, можно найти в зависимости от категории твердости горной породы или типа долота исходя из того, что для пород I-II категории (долота типа М) рекомендуемая частота вращения составляет 200-300 мин^-1, а для пород XI-XII категории (долота типа ОК) – 50-70 мин^-1. n_min вращателя ротора – 100 об/мин.*

* Этот минимум для данного примера

Расход промывочной жидкости определяется исходя из скорости восходящего потока, _в.п, которая для пород мягких составляет 1,5 м/с, а для очень крепких – 0,4 м/с. Для остальных пород скорость восходящего потока определяется линейной интерполяцией или по формуле

Q = η₁ · ( , (6.6)

где Q – расход промывочной жидкости, м³/с; η₁ – коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины, для очень мягких пород (песок) η₁ = 1,3 , для крепких пород η₁ = 1,05; D_скв – диаметр скважины, м; d_б.т – диаметр бурильных труб, м; _в.п - скорость восходящего потока, м/с, для мягких пород _в.п = 1,5 м/с, для очень крепких _в.п = 0,4 м/с.

Для удобства проектирования режимов бурения можно использовать графики, приведенные на рис. 6.1, а также данные, приведенные в табл. 6.2 и 6.3.

Допустимые осевые нагрузки на долота различных серий (в зависимости от диаметра долот) в соответствии с ГОСТ 20692-75 приведены в табл. 6.2. Сочетания частот вращения и удельных осевых нагрузок на долота различных серий приведены в табл. 6.3.

Верхнему уровню величин осевых нагрузок на долото соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот.

Формула (6.1) позволяет получить лишь ориентировочное значение P_д, поскольку не учитывает работоспособность опор и вооружения долот в зависимости от частоты вращения. Если р_ш и α_з неизвестны, то P_д для шарошечных долот D_д  190 мм можно практически определять по удельной нагрузке Р_уд (в кН/мм):

P_д = Р_уд · D_д (6.7)

Рекомендуемые значения Р_уд приведены в табл. 6.4.

С уменьшением D эти величины снижаются и для 140 мм долот они ниже примерно в 1,5-2 раза. Наибольшая Р_уд лимитируется прочностью вооружения долота и подшипников.

Рекомендуемые значения Р_уд для лопастных долот: 0,10,4 кН/мм.

Проектирование алмазных долот и режимов алмазного бурения производится с учетом максимально возможного использования положительных свойств алмазов (высокая твердость и износостойкость) и уменьшения влияния отрицательных свойств алмазов (хрупкость и склонность к растрескиванию при высокой температуре нагрева).

Интервал для бурения алмазными долотами следует выбирать из физико-механических свойств пород, слагающих данный интервал, из анализа показателей работы и характера износа шарошечных долот в данном интервале, а также из рентабельной проходки на алмазное долото в данном интервале.

Таблица 6.2