Материал: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007

Скачать

Заказать новую работу

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам

, откуда Рд = 1,8Ркр.

Этому значению Рд соответствует (см. выше) коэффициент момента i = 1,15.

4. При i= 1,15 для УБТ диаметром 229 мм и долота диаметром 269,9 мм по табл. 5.25 находим, что изгибающий момент на нижнем конце компоновки M1 = 0,1334 Н∙м.

5. Находим, что при M1 = 0,1334 тс∙м и жесткости сечения УБТ-229

,

параметр m = .

Далее по номограмме (см. рис .5.10) откладываем M1 = 0,1334 Н∙м при d=0,01 мм (точка 1), сносим точку 1 на первую шкалу М1 (точка 2), далее точку 2 соединяем с точкой 3 (Рд = 0,21 МН), получаем на шкале m точку 4, которую сносим по горизонтали до пересечения с m = 6,95·10-3 (точка 5); по точке 5 находим, что оптимальная длина жесткой наддолотной части ℓ1 = 9,4 м.

6. Находим число промежуточных опор в сжатой части компоновки по формуле (5.43):



Принимаем t= 4.

Предварительно для расчета по этой формуле нашли значение ℓ0 = 23 (по табл. 5.26).

7. Находим суммарную длину компоновки, беря в основу формулу (5.40).

м.

Следовательно, суммарная длина компоновки низа бурильной колонны для заданных условий будет равна 131,3 м.

Далее необходимо выбрать опорно-центрирующие элементы в соответствии с подразделом 5.5.1 и привести схему КНБК с указанием ее основных размеров.
5.5.4. Упрощенный вариант расчета жесткой компоновки для турбинного бурения
УБТ для турбинного бурения выбираются исходя из рекомендаций, изложенных в разделе 5.5. Число секций УБТ для плавного перехода к бурильным трубам необходимо выбирать по табл. 5.23.

Если нагрузка на долото больше критической (Рд > Ркр), то для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения (квадратные, спиральные и т.п.).

Основные параметры УБТ и величина расстояния между промежуточными опорами приведены в табл. 5.27.

Значения критической нагрузки Ркр для УБТ принимаются в соответствии с данными, приведенными в табл. 5.24.

Расстояние между промежуточными опорами для турбинного бурения принимается при частоте вращения 50 мин

-1.Роль жесткой наддолотной части КНБК в этом случае выполняет или маховик, или, в случае его отсутствия, корпус турбобура.Промежуточные опоры должны устанавливаться в первой, непосредственно над турбобуром, секции УБТ. Количество опор в этом случае определяется из выражения: , (5.44)где ℓУБТ(1) – длина УБТ первой секции; а – расстояние между промежуточными опорами.Диаметр бурильных труб выбирается в соответствии с данными, приведенными в табл. 5.28.Пример.5.10. Выполнить расчет КНБК для следующих условий: интервал бурения 500-2000 м под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм, диаметр обсадной колонны перед бурением данного интервала (кондуктор) 245 мм, способ бурения турбинный, турбобур двухсекционный, вес G = 25000 Н = 0,025·10-3 МН, длина 14 м. Диаметр долота Dд = 215,9 мм, осевая нагрузка Рд = 79 кН = 0,079 МН.Р е ш е н и е. 1. Выбираем тип и диаметр, а также число ступеней УБТ. В соответствии с табл. 5.23 для бурения 215,9 мм долотом в предыдущей обсадной колонне диаметром 245 мм под обсадную колонну диаметром 168 мм компоновка должна включать в себя две ступени УБТ диаметром 178 и 159 мм.В соответствии с табл. 5.27 вес 1 м УБТ диаметром 178 мм составляет 1559 Н = 1,559·10-3 МН, а вес 1 м УБТ диаметром 159 мм составляет 1164 Н = 1,164·10-3 МН. Принимаем тип УБТС-2.2. Диаметр бурильных труб по той же табл. 5.23 составляет 102 мм. 3. Поскольку мы выбрали двухступенчатую КНБК, сжатую часть размещаем в УБТ диаметром 178 мм (первая секция) непосредственно выше турбобуров. В этом случае длина сжатой части УБТ (по формуле 5.35):Таблица 5.27

Диаметр УБТ, мм
Масса 1 м УБТ, кг
Расстояние а, м при частоте вращения

колонны, об/мин

наружный
внутренний
50
90
120
150

73

89

95

108

114

121

133

140

146

159

178

178

203

203

219

229

245

254

273

299
35

51

32

56

45

64

64

68

74

80

80

90

80

100

112

90

135

100

100

100
25,3

32,8

49,3

52,6

67,6

63,5

83,8

102,9

97,7

116,4

155,9

145,9

214,9

192,4

218,4

273,4

257,7

336,1

397,8

489,5
17,5

19,7

19,5

21,4

21,5

22,7

23,6

24,7

24,9

31,5

33,0

33,4

34,9

35,5

37,0

37,0

39,5

39,0

40,3

41,9
13,0

14,7

14,5

16,0

16,0

16,9

17,7

18,4

18,5

23,5

24,6

24,9

26,0

26,5

27,6

27,6

29,4

29,1

30,0

31,3
11,3

12,7

12,6

13,8

13,9

14,6

15,2

15,9

16,0

20,3

21,3

21,5

22,5

22,9

23,9

23,9

25,5

25,2

26,0

27,1
10,1

11,4

11,2

12,4

12,4

13,1

13,6

14,2

14,4

18,2

19,1

19,3

20,1

20,5

21,4

21,4

22,8

22,5

23,2

24,2

Примечание.1. В компоновке УБТ диаметром более 203 мм промежуточные опоры можно не устанавливать. 2. Расстояние между опорами может быть увеличено не более чем на 10 %.
Таблица 5.28

Диаметр обсадной колонны, мм
Диаметр бурильной колонны, мм, при бурении

забойными двигателями
роторный способ

114

127

140

146

168

178

194

219

245

273

299

324

340

377

406

>406
-

-

-

-

-

89; 102; (90); (103)

102; (103); 114

114; 127 (129)

127; 140; (129); (147)

140; (147)

140; (147)

140; (147)

140; (147)

140; (147)

140; (147)

168; (170)
60 (64)

60 (64)

73

73

73

89; 102; (90); (103)

102; (103); 114

102; (103); 114

114; 127 (129)

127; 140; (129); (147)

140; (147)

140; (147)

140; (147)

140; (147)

140; (147)

Примечание. Цифры в скобках – размеры бурильных труб старых сортаментов.
4. Находим длину второй секции, расположенной в растянутой части КНБК и составленной из УБТ диаметром 159 мм:5. Определяем общую длину КНБКLКНБК = ℓт + ℓ1 +ℓ2 = 14,00 + 43,3+ 16,97 = 74,27 м.6. Общий вес КНБКQКНБК = G + ℓУБТ (1) ·qУБТ(1) + ℓУБТ (2) · qУБТ(2) = 0,025·10-3 + 43,3·10-3 + 16,96·1164·10-3 = = 87,27·10-3 МН.7. Определяем число промежуточных опор, расположенных в сжатой части КНБК, составленной из УБТ диаметром 178 мм и длиной 43,3 м, так как по табл. 5.24 Ркр = 57,8 кН = =0,0578·10-3 МН.Так как Рд > Ркр (0,079·10-3 > 0,0578·10-3), следовательно, необходимо устанавливать промежуточные опоры.В соответствии с табл. 5.27. расстояние между опорами составляет а = 33,0 м (для частоты вращения n= 50 мин-1).Тогда число опор составит: Следовательно, для указанных выше условий необходимо применять КНБК, в состав которой входят следующие элементы:долото диаметром 215,9 мм; турбобур длина 14 м, весом 0,025·10-3 МН;1-я секция УБТ (сжатая часть) – длиной 43,3 м, весом 67,5·10-3 МН;2-я секция УБТ (растянутая часть) – длиной 16,97 м, весом 19,8·10-3МН;Общая длина КНБК – 74,27 м, общий вес КНБК – 87,27·10-3 МН.6. Расчет параметров режима буренияПод 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 рд, 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 бурениеПри 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; рш – твердость горной породы по штампу, МПа; Fк –площадь контакта зубьев долота с забоем, м2.По формуле Федорова В.С. , (6.2) где Dд – 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, предложеннойВладиславлевым В.С., исходя из постоянства мощности привода ротораN = К ·Рmax.уд. · Dд · nmin,(6.3)где К – коэффициент; Рmax уд – максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, МН/см (см. рис. 6.1); Dд – диаметр долота, см; nmin - минимальная частота вращения стола ротора, берется по характеристике его для конкретной буровой установки, мин-1.Коэффициент К можно найти по формуле: , (6.4) где Рд – текущее значение нагрузки для конкретного типа долота; ni – текущее значение частоты вращения стола ротора.Подставив значение К в формулу (6.3) и решив уравнение относительно ni, получим формулу для расчета текущего значения частоты вращения стола ротора. , мин-1 (6.5)Таблица 6.1Характеристика 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.
Источник: https://files.student-it.ru/previewfile/271913

Смотрите также:

_3 тема - Диффузия
'Заповит' Рейнгольда Глиэра: стилистические особенности
'Создание и продвижение интернет - платформы реферальной системы' на примере компании Бартер–кард
[БИЛЕТЫ] IMK №3
[ТЕСТЫ] Спланхнология
00601
01. Концепция БД
02_ЛР
02. РСЧС_ВСМК_Таблица
04