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

МПа;



для турбобура № 2:

т2 = 5,0 МПа; т2 = 5,0 МПа;

т2 = 5,0 МПа;

для турбобура № 3:

т2 = 7 МПа; т2 = 7 МПа;

т2 = 7 МПа.

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

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)

роб.40,5 = 8,26·0,0236 МПа;

роб.26,7 = 8,26·0,0236 МПа;

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

м.

Потери в долоте определяем по формулам (6.21 или 6.22)

рд.40,5 = МПа;

рд.26,7 = МПа.

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) МПа; МПа; МПа; МПа;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) МПа; МПа; МПа;потери в замковых соединениях по формуле (6.26) МПа; МПа.Тогда при различных глубинах и при расстоянии между замками 10 м потери давления будут равны:р МПа; р МПа;р МПа; р МПа; 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 наиболее близко лежит к линии ⅔
р0, а линия (зависимые от глубины потери Таблица 6.17

Подача, дм3/с
Глубина скважины, мм
Суммарные потери, зависящие от глубины Рз, МПа

40,5
100

1200




26,7
1200

2000



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.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 формулеn=nx(1- ), (6.27) 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

nx = nx.c , (6.28)

Mт = Mт.с. , (6.29) 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

Таблица 6.18


Тип турбобура
Qc3, дм/с
ρс, мин-1
nx.c, мин-1
Mт.с, Н·м

А9Ш

А7Ш

3ТСШ-240

3ТСШ-195

ТС 56-240
45

20

34

24

40
1,2

1,2

1,2

1,2

1,0
830

950

900

1060

1060
6140

1470

6640

3630

5040

Примечание. Часто в справочных таблицах не указывается ρс. Это означает, что стендовые характеристики снимались при прокачке водой, т.е. ρс = 1 г/см3.
Таблица 6.19

Диаметр долота, мм
Удельный момент на долоте (Н·м/кН) по категориям твердости пород

I-II
III-IV
V-VI
VII
VIII

120,6

139,7

149,2(151)

165,1

190,5

215,9

244,5

269,9

295,3

320
9,5

11,0

11,9

13,0

15,0

16,9

19,3

21,2

23,3

25,2
6,9

8,1

8,7

9,5

11,0

12,4

14,2

15,6

17,1

18,5
4,4

5,2

5,5

6,1

7,7

7,9

9,0

9,9

10,8

11,8
2,8

3,3

3,6

3,9

4,5

5,1

5,8

6,4

7,0

7,6
1,9

2,2

2,4

2,6

3,0

3,4

3,9

4,3

4,7

5,1
Mуд 2 = Mуд 1 , (6.30)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 и промывочной жидкости плотностью 1,3 г/см3.Р е 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):Q = м3/с = 42 л/с.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 = 830 мин-1; Mт.с. = 6140 Н·м.С учетом 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/м3nx = 830 мин-1;Mт = 6140 Н·м.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:n = 774,6 мин-1.
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