- •Предисловие.
- •1. Типизация геологических условий и выбор породоразрушающего инструмента.
- •Классификация горных пород (по л.А. Шрейнеру)
- •Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения
- •Основные параметры лопастных долот
- •Типоразмеры алмазных долот и долот, оснащенных синтетическими алмазами
- •Параметры керноприемных турбобуров (турбодолот) со съемным и несъемным керноприемниками.
- •2. Проектирование конструкции скважины.
- •2.1. Общие положения.
- •Перечень исходных данных, поступающих от заказчика и необходимых при обосновании и расчете конструкции скважины
- •2.2. Обоснование конструкции скважины в интервале продуктивного пласта.
- •2.3. Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска.
- •2.4. Соглосование диаметров обсадных колонн и долот.
- •Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн
- •Минимальная допустимая разность диаметров ствола cкважины и муфты обсадной колонны по [ 27 ]
- •Размеры (в мм) безмуфтовых раструбных обсадных труб типа тбо
- •Размеры (в мм) безмуфтовых обсадных труб типа ог1м
- •3. Выбор способа бурения
- •Основные технические характеристики турбобуров и колонковых турбодолот
- •Основные параметры винтовых забойных двигателей
- •Основные характеристики электробуров
- •4. Выбор бурового оборудования1
- •Основная характеристика установок эксплуатационного и глубокого разведочного бурения (гост 16293-82)
- •Основные технические характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ
- •Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения
- •Технические характеристики буровых установок
- •Под промежуточную колонну
- •Основные параметры буровых насосов
- •Основные параметры компрессоров
- •Техническая характеристика роторов
- •Основные параметры вышек буровых установок
- •Основные параметры кронблоков, талевых блоков, крюков и крюкоблоков
- •Основные параметры вертлюгов
- •Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок
- •Основные технические характеристики превенторов
- •5. Выбор и расчет бурильной колонны.
- •5.1. Выбор элементов бурильной колонны
- •Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб
- •Размеры бурильных труб с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками
- •Размеры, масса и жесткость бурильных труб с приваренными соединительными концами с высадкой наружу тбпв
- •Примечание. Длина труб 12,4 и 8,5 м.
- •Характеристика легкосплавных бурильных труб, изготовляемых из сплава д16т, и замков к ним
- •Основные размеры и масса замков для сбт
- •Размеры замков (ниппелей и муфт) для приварки к трубам
- •Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения
- •Основные размеры и масса убт
- •5.2. Выбор параметров убт
- •Диаметры, мм, нижней убт и долот
- •Диаметры обсадных труб и минимально допустимые диаметры убт, мм
- •Рекомендуемые диаметры бурильной и обсадной колонны
- •Коэффициенты потери веса колонны убт в буровом растворе
- •Геометрические характеристики утяжеленных бурильных труб
- •5.3. Расчет бурильных труб при роторном бурении
- •Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, мПа
- •Геометрические характеристики буровых труб
- •5.4. Расчет бурильных труб при турбинном бурении
- •5.5. Выбор и расчет компоновок низа бурильной колонны (кнбк)
- •5.5.1. Опорно-центрирующие элементы компоновок
- •5.5.2. Расчет компоновок маятникового типа (отвесных)
- •Основные параметры убт
- •5.5.3. Расчет жестких компоновок
- •5.5.4. Упрощенный вариант расчета жесткой компоновки для турбинного бурения
- •6. Расчет параметров режима бурения
- •6.1. Роторное бурение
- •Допустимые осевые нагрузки при эксплуатации различных типов долот (по гост 20692-75)
- •Режимы эксплуатации долот
- •Нагрузку на колонковую бурильную головку ориентировочно можно определить по формуле
- •Рациональные диаметры долота, убт и бурильных труб, мм
- •6.2. Турбинное бурение
- •Основные параметры турбобуров (ту 26-02-367-71)
- •Суммарная площадь промывочных отверстий долот
- •Гидравлические потери в долотах
- •Гидравлические потери в бурильных трубах
- •Гидравлические потери в кольцевом пространстве
- •Гидравлические потери в замках
- •Список литературы
- •Oглавление
Основные параметры турбобуров (ту 26-02-367-71)
-
Параметры
Т12М3Е-170
Т12М3Б-195
Т12РТ-240
ТС4А-104,5
ТС4А-127
ТС5Е-170
ТС5Б-195
3ТС5Е-170
3ТС5Б-195
Назначение
Тип
Число секций
В том числе:
турбинных
шпиндельных
Число ступеней турбины
Расход жидкости, дм3/с
Максимальная мощность, кВт
Частота вращения вала, рад/с (об/мин):
при максимальной
мощности
на холостом режиме
Вращающий момент, Н∙м:
при максимальной
мощности
при тормозном режиме
Перепад давления в турбине при максимальной мощ-ности, МПа
КПД турбины, %
Габаритные размеры, мм
диаметр
длина
Масса, кг
Бурение вертикаль-ных и наклонных скважин
Бурение шахтных стволов
Бурение геологоразве-дочных скважин мало-го диаметра; капиталь-ный ремонт скважин
Бурение вертикальных и наклонных скважин
-
Секционный
1
1
-
121
25
28
40
55
65,42
(625)
73,27
(700)
138,8
(1250)
146,53
(1400)
650
800
1300
1600
3,0
4,5
50
172
8440
1115
1
1
-
100
30
35
59
92
69,08
(660)
80,59
(770)
138,16
(1320)
161,2
(1540)
850
1150
1700
2300
3,5
4,5
60
195
9100
1500
1
1
-
104
50
55
136
177
69,08
(660)
75,88
(725)
138,16
(1320)
161,2
(1450)
2000
2400
4000
4800
4,0
4,5
70
240
8275
2070
3
3
-
212
8
9
15
18
91,06
(870)
102,57
(980)
182,12
(1740)
205,15
(1960)
150
200
300
400
4,5
5,5
37
104,5
12 775
630
3
3
-
240
12
13
26
25
77,45
(740)
83,73
(800)
154,91
(1480)
167,47
(1600)
350
400
700
800
5,0
6,0
44
127
13 635
1090
2
2
-
239
20
22
40
51
52,33
(500)
57,57
(550)
104,67
(1000)
115,3
(1100)
800
950
1600
1900
4,0
5,0
50
172
15 340
2150
2
2
-
177
25
28
59
81
57,57
(550)
64,37
(615)
115,13
(1100)
128,7
(1230)
1000
1300
2000
2600
4,0
5,0
60
195
14 035
2425
3
3
-
352
18
20
44
59
47,10
(450)
52,33
(500)
94,2
(900)
115,13
(1000)
900
1150
1800
2300
5,0
6,0
50
172
22 500
3195
3
3
-
272
22
24
59
77
50,76
(485)
55,47
(530)
101,53
(970)
110,95
(1060)
1200
1450
2400
2900
5,0
6,0
60
195
20 705
3610
* При переменном расходе жидкости
Продолжение табл. 6.11
Параметры |
3ТСШ-172 |
3ТСШ-195 |
3ТСШ-215 |
3ТСШ-240 |
3ТСШ-164ТЛ |
3ТСШ-196ТЛ |
А6К3С |
А7Н4С |
А9К5Са |
ЗТСШ1-172 |
ЗТСШ1-195 |
ЗТСШ1-195ТЛ |
Назначение Тип
Число секций В том числе: турбинных шпиндельных Число ступеней турбины Расход жидкости, дм3/см
Максимальная мощность, кВт
Частота вращения вала, рад/с (об/мин): при максимальной мощности
на холостом режиме
Вращающий момент, Н∙м: при максимальной мощности при тормозном режиме
Перепад давления в турбине при максимальной мощ-ности, МПа КПД турбины, % Габаритные размеры, мм диаметр длина Масса, кг |
Бурение вертикальных и наклонных скважин |
|||||||||||
Шпиндельный |
Секционный с наклонной линией давления |
Шпиндельный |
||||||||||
4
3 1 369
18 20
44 62
47,10 (450) 52,33 (500) 94,2 (900) 115,13 (1000)
1000 1200 2000 2400
5,0 6,5
50
172 25 330 3585 |
4
3 1 285
22 24
66 88
50,76 (485) 55,47 (530) 101,53 (970) 110,95 (1060)
1300 1550 2600 3100
5,0 6,0
60
195 23 550 4165
|
4
3 1 333
28 30
74 88
39,77 (380) 42,39 (405) 79,55 (760) 84,78 (810)
1800 2050 3600 4100
4,5 5,0
60
215 24 500 5545
|
4
3 1 318
32 34
110 132
43,96 (420) 47,10 (450) 87,92 (840) 94,2 (900)
2500 2850 5000 5700
5,0 5,5
70
240 23 550 5980
|
4
3 1 348
23 25
57 62
46,05 (440) 48,15 (460) 92,11 (880) 100,48 (960)
1100 1300 2200 2600
5,0 5,5
47
164 25 500 5980 |
4
3 1 327
40 45
66 96
36,11 (345) 40,82 (390) 72,22 (690) 81,64 (780)
1800 2300 3600 4600
3,0 4,0
60
195 26 110 4235 |
2
2 - 220
18 -
- -
31,4- 41,87* (300-400*) 125,6 (1200) -
700-900 1500
- 7,0
38
164 25 800 1860
|
2
2 - 226
33
- -
31,4-52,33 (300- 500*) 115,13 (1000*) -
1800-2000 4550
- 7,0
42
195 15 330 2590
|
2
2 - 203
45
- -
20,93 (200) 31,4 (300) 62,8 (600) -
2000-3000 6100
- 5,0
60
240 15 290
|
4
3 1 336
20 25
51 103
52,86 (505) 65,94 (630) 105,71 (1010) 131,88 (1260)
1000 1600 2000 3200
6,0 9,5
44
172 25 800 4400
|
4
3 1 306
30 35
55 85
41,87 (400) 49,2 (470) 83,73 (800) 98,39 (940)
1300 1800 2600 3600
3,5 4,0
50
195 25 905 4850 |
4
3 1 318
40 45
62 88
37,16 (355) 41,87 (400) 74,31 (710) 83,73 (800)
1750 2200 3500 4400
3,0 4,0
54
195 25 905 4355
|
Суммарные гидравлические потери в обвязке [35]:
роб = 8,26 , (6.15)
где λтр – безразмерный коэффициент, λтр = 0,0236 при турбулентном режиме; Q – расход промывочной жидкости, м3/час; d – внутренний диаметр бурильных труб, мм; ρр – плотность бурового раствора, кг/м3; l -эквивалентная длина обвязки, м.
Эквивалентная длина всех элементов обвязки, м
lэ.об = lэ.в.т + lэ.в + lэ.ш + lэ.п.л, (6.16)
где
lэ.в.т = lвт ; (6.17)
lэ.в = lв ; (6.18)
lэ.ш = lш ; (6.19)
lэ.пл = lпл ; (6.20) lвт, lв, lш, lпл – действительные длины соответственно ведущей трубы, вертлюга, шланга, подводящей линии, м; dв.т, dв, dш, dп.л – внутренние диаметры соответственно ведущей трубы, вертлюга, шланга, подводящей линии, мм.
Гидравлические потери в долоте
pд = , (6.21)
или
pд = д· р·Q2, (6.22)
где F – суммарное сечение промывочных отверстий долота, см2 [6] (табл. 6.12); д – коэффициент гидравлических сопротивлений в долоте (табл. 6.13).
Гидравлические потери, зависящие от глубины скважины, приведены ниже.
Потери в бурильных трубах.
ртр = 8,26 λтр ; (6.23) или
ртр = тр · ·Q2 ·H, (6.24)
где H – глубина скважины, м; тр – коэффициент гидравлических сопротивлений в бурильных трубах (табл. 6.14).
Гидравлические потери в кольцевом пространстве
рк.п. = 0,1 к.п Q2H, (6.25)
где αк.п. – коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве (табл. 6.15).
Гидравлические потери в замковом соединении
рз = 0,1 з. Q2, (6.26)
где з. – коэффициент гидравлических сопротивлений замков (табл. 6.16).
5) после нанесения на поле диаграммы характеристики насоса потерь, зависящих и не зависящих от глубины скважины, необходимо отложить при каждом рациональном расходе промывочной жидкости величину рт = ⅔ро (рт – перепад давления в турбобуре; ро – давление в нагнетательной линии буровых насосов). По данным П.П.Шумилов, наибольшую
Таблица 6.12