Тандем - 2, шлакоблочные станки, бетоносмесители


Производство оборудования и технологии
Рубрики

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ

Расчет ведется для каждой выделенной пачки по­

род применительно к конкретному типу долоту и способу буре­ния.

При роторном бурении в процессе углубления можно про­извольно устанавливать любые комбинации основных параме­тров режима бурения.

С учетом твердости пород минимальная осевая нагрузка на долото, обеспечивающая объемное разрушение, определяется по формуле

(14.1)

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ

(14.2)

Подпись: (14.2)где £за6 — коэффициент, учитывающий влияние факторов, дей­ствующих в реальных условиях бурения (гидростатическое да­вление бурового раствора, температуры, динамичность, состоя­ние забоя и др.) и изменяющийся от 0,3 до 1,6 (наиболее часто ^заб = 0,44-0,7); рш — твердость породы, определенная при ста­тическом вдавливании штампа в атмосферных условиях; 5К — площадь контакта зубьев долота с забоем, которую приближенно можно вычислить из выражения

5К — 1,ЗБкпЬ,

1 ^

Подпись: 1 ^ где 1,3 — опытный коэффициент, учитывающий фактическую среднюю площадь контакта при нулевом погружении зубьев; кп — коэффициент перекрытия забоя зубьями долота, для до­лот с многоконусными шарошками со смещенными осями кп = 0,7-1,2, с одноконусными без смещения кп = 1,5-1,9,

(14-3)

Ь — притупление зубьев, м, Ь — (1,0 — г 1,5)10 3 м; К — радиус долота; пг — число венцов; — ширина г-го венца.

Пример 14.1. Вычислить Рд на долото ‘215,9С-ГВ при буре­нии в слоистых аргиллитах с твердостью рш = 1020 МПа.

Решение. Примем кп = 0,8; Ь = 1,05- 10_3 м и = 0,5. По формуле (14,2) получаем

5К = 1.3-215,9-10~3-0,8-1,05-10_3 = 235, 7 ■ 10~6 м2.

Тогда по формуле (14.1)

Рд = 0,5- 10,2- 105 -235,7 — Ю"6 =120,2 кН.

Формула (14.1) позволяет получить лишь ориентировочное значение Ра, поскольку не учитывает работоспособности опор и вооружения долот в зависимости от частоты вращения. Если рш и £,а6 неизвестны, то Рд для шарошечных долот П >190 мм мож­но практически определить по удельной нагрузке Руа (в кН/мм)

Р. ц =РупО. (14.4)

Рекомендуемые значения Руд приведены в табл. 14.1. Пример 14.2. Для условий примера 14.1 найти Рд по фор­муле (14.4).

Решение. Приняв Руд = 0,7 кН/мм (см. табл. 14.1), будем иметь

Рд = 0,7-215,9 « 151 кН.

Рекомендуемая удельная нагрузка на лопастное долото Руд = 0,14-0,4 кН/мм.

Оптимальной на алмазное долото считается та, при которой алмазы внедряются в породу на величину обнажения.

Для алмазных долот сплошного бурения Руд вначале должна быть минимальной (табл. 14.2), а затем увеличена по получен­ному значению имтах.

Нагрузку Рд на алмазное долото необходимо увеличивать с учетом усилия, отжимающим долото от забоя Рот (кН), возни-

Таблица 14.1

Горные породы

Рул, кН/мм

Весьма мягкие

Мягкие и среднемягкие, а также мягкие породы с про­слойками пород средней твердости и твердых Породы средней твердости с прослойками твердых Твердые породы

Крепкие и очень крепкие породы

Примечания: 1. С уменьшением И эти величинь 140-мм долот они ниже примерно в 1,5-2 раза. 2. Наи тируется прочностью вооружения долота и подшипнн

< 0,2 0,2-0,5

0,5-1,0 1,0-1,5 >1,5

I снижаются и для большая лими­тов.

О, мм

Ру Д,

:Н/мм

Рул, кН/мм

минимальная

максимальная

О, мм

минимальная

максимальная

158,1

0,122

0,38

214,3

0,140,

0,65

163,5

0,122

0,49

242,1-267,5

0Д44

0,66

188,9

0,132

0,58

293,9

0,136

0,68

кающим при бурении с повышенным перепадом давления ка до­лоте

Рот = ЛДр5„ (14.5)

где к — коэффициент, определяемый конструкцией рабочей го­ловки долота, 6 = 0,167-0,210 (точное значение для долот с по­вышенным перепадом давления указывается в паспорте долота); Ар — перепад давления, МПа; 5, — площадь забоя, м2.

На колонковую бурильную головку нагрузку на долото ори­ентировочно можно определить по формуле

Рд — кзабкррш$К, (14.6)

где кр — коэффициент, учитывающий характер разрушения по­роды на забое и прочность рабочих инструментов, кр = 0,5-г0,8 при бурении бурильными головками алмазными, кр =■ 0,6 0,9 — твердосплавными и кр = 0,9 т 1,0 — шарошечными бурголовками; рш и 5К — см, формулу (14.1).

Для практических расчетов площадь контакта (в мм2) алмаз­ных бурильных головок с забоем можно определить по формуле

5К = 0,03 ^СА’Т, (14.7)

где 0,03 — коэффициент, характеризующий степень внедрения алмазов при хрупком разрушении породы; Кг — число алмазов на торцевой поверхности алмазной бурголовки; — средний диаметр алмазов, мм; 5К определяется расчетным путем, исходя из известных размеров резцов с учетом затупления в процессе бурения.

При бурении алмазными бурголовками рекомендуются следу­ющие значения Руд (табл. 14.3).

Таблица 14.3

Диаметр

бурильной

головки

Рекомендуемая осевая нагрузка, кН/см

минимальная

максимальная

141,3/52

0,11

0,35

157,1/67

0,10

0,38

188,9/80

0,11

0,42

214,3/80

0,12

0,42

Оптимальная величина Рл выбирается в процессе рейса путем постепенного ее повышения от минимального значения так же, как и при бурении алмазным долотом.

Рекомендуемые значения Рл на бурильные головки лопастные и ИСМ приведены ниже.

Диаметр, мм 187,3 212,7

Рл, кН 80 -г-150*/60 — г 100 100 — т — 160/80 -=-120

*В числителе для лопастных бурильных головок, в знаменателе — для бурильных головок ИСМ.

Осевые нагрузки на бурильные головки в зависимости от во­оружения и характеристик породы приводятся в табл. 14.4.

При бурении осевая нагрузка на долото создается частью ве­са УБТ. Важно использовать УБТ такой длины[5] (/у, м), чтобы при передаче на долото достаточной Рл нейтральное сечение на­ходилось в интервале их установки.

При выборе диаметра УБТ необходимо руководствоваться ра­циональными соотношениями диаметров долота, УБТ и буриль-

Таблица 14.4

Рекомендуемые нагрузки на бурильные головки, кН

Диаметр бурильной головки, мм

Вооружение

Породы

очень

твердые

твердые

малоаб­

разивные

плотные

абразив­

ные

трешино-

ватые

95,5

Шарошечное

40-45

35-40

30-35

25-30

Т вердосплавное

25-30

15-27

18-20

Алмазное

20-30

18-20

15-28

11-12

116,5

Шарошечное

55-60

45-50

45-50

40-45

Т вердосплавное

35-40

30-40

25-30

Алмазное

45-55

30-35

25-35

18-24

138; 142,5

Шарошечное

75-80

65-70

60-65

50-60

Т вердосплавное

50-60

45-55

35-40

Алмазное

60-65

45-55

40-50

27-35

148; 158

Шарошечное

Э5-100

85-95

75-85

65-75

Т вердосплавное

60-70

55-65

40 45

Алмазное

75-85

55-60

44-52

35-40

186

Шарошечное

130-140

110-120

95-110

80-95

Твердосплавное

80-100

80-95

60-65

Алмазное

100-120

80-90

80-85

55-60

203

Шарошечное

150-160

140-150

130-140

100-120

Т вердосплавное

120-140

110-120

70-80

Алмазное

120-140

100-120

90-105

60-70

Рациональны« диаметры долота, УБТ и бурильных труб, мм

Долото

УБТ

Бурильная труба

140

95; 108

89

145, 151

108; 120

102

162, 172

108; 120; 133

114

190

146

127

214

178

127

243

178

168

269

203

168

295

203

168

320

203, 254

168

Ц6

203, 273

168

3*370

203, 299

163

ных труб, обеспечивающими минимум гидравлических сопроти­влений при промывке скважины (табл. 14.5).

Контроль за Рд и постоянством подачи бурового инстру­мента имеет важное значение. Измеряемая с помощью гидрав­лического индикатора веса (ГИВ) осевая нагрузка определяется из выражения

Ря = ~АСДРпс, (14.8)

где АС — средняя цена одного деления в данном интервале шка­лы; Др — число делений разгрузки; пс — число струн, несущих талевый блок

ДV = (Сі — С,)/ 10, (14.9)

где Сі и Сг — усилия в соответствующих делениях, указанные в паспорте ГИВ, кН.

Пример 14,3 Показание манометра ГИВ до начала бурения при вращении инструмента над забоем 46 делений. По паспорту 40 делениям соответствует натяжение каната 58 кН, а 50 деле­ниям — 79 кН. Определить Рд, если после постановки долота на забой в начале бурения показание манометра — 41 деление. Оснастка талевой системы 5×6. Число струн, несущих талевый блок, пс = 10.

Решение. Средняя цена одного деления в интервале 40 50 делений по формуле (14.9)

АС = (79 — 58)/10 = 2,1 кН.

По формуле (14.8)

Рп = 2,1 ■ 5 • 10 = 105 кН.

На практике цену деления ГИВ можно определить не пользу­ясь паспортом прибора из выражения где Сг — вес бурильной колонны, в момент, когда долото не ка­сается забоя скважины; С — показание ГИВ,

Фактическая осевая нагрузка на долото при повышенной ча­стоте вращения из-за трения бурильной колонны о стенки сква­жины оказывается меньше, чем по ГИВ. Поэтому значение Рд следует корректировать с учетом разницы в показателях ГИВ при вращении и без вращения колонны. При роторном бурении зависание бурильной колонны менее вероятно, поэтому значе­ние Рд, показываемое ГИВ, больше соответствует фактически передаваемому на долото.

Основные рабочие характеристики ГИВ — допустимые пре­делы измерения и его точность. Точность принято оценивать погрешностью. Абсолютная погрешность измеряемой величины

ДЛ’ = Л’ — Л’д, (14-11)

где X — результат измерения; А’д — действительное значение измеряемой величины (по показателям образцового прибора). Основная приведенная погрешность измерения (в %)

5’Х = ^100, (14.12)

в

где Ав — верхний предел измерения.

Относительная погрешность измерения (в %)

6Х = ^-100. (14.13)

Пример 14.4. Измеряемая величина в некотором интервале шкалы показывающего манометра ГИВ составляет 122 кН; дей­ствительное значение Л’д = 118,5 кН. Предел измерения ГИВ составляет 117,4-176,7 кН. Найти основную приведенную и от­носительную погрешности измерения.

Решение. Основная абсолютная погрешность измерения из выражения (14.11)

ДА = 122- 118,5 = 3,5 кН.

Основная приведенная погрешность измерения по уравнению (14.12)

ё’Х = 7^100 * 2 %.

176, 7

Относительная погрешность прибора по формуле (14.13)

и =Ж5100 =2’9%-

Оптимальное значение Рд в каждом конкретном случае следу­ет выявлять экспериментально путем комбинации с оптималь­ным значением частоты вращения.

По частоте вращения долота п различают три режима ра­боты: низкооборотный (роторное бурение) тг < 90 мин-1; при средних частотах вращения 90< п < 250 мин-1 и высокооборот­ный п > 450 мин-1.

Рекомендуемые значения п при роторном бурении с промыв­кой приведены в табл. 14.6.

Частота вращения ротора при бурении с продувкой трехша­рошечными долотами пород средней твердости, твердых и креп­ких не должна превышать 100-200 мин"3, а при бурении сыпу­чих и мягких пород — 200-300 мин-1 (при соблюдении других параметров режима бурения).

С ростом глубины скважины в связи с повышением давления всестороннего сжатия больше проявляется пластичность пород, требуются большие деформации до разрушения и большая дли­тельность контакта зубьев долота с забоем. Это обусловливает необходимость снижения частоты вращения с ростом глубины. Другая причина снижения частоты вращения долота заключа­ется в том, что мощность N, необходимая для привода ро­тора, с увеличением п и Н повышается вследствие быстрого роста потерь на трение бурильной колонны о стенки скважины (см. гл. 9).

Пример 14.5. Вычислить и сравнить мощности, затрачива­емые на холостое вращение в бурильной колонны диаметром с/„ = 140 мм в вертикальной скважине глубиной 1000 и 2000 м при следующих условиях: диаметр скважины О = 393,7 мм; п = 120 мин-1; 7 = 1,4 ■ 104 кН/м3.

Решение. По формуле (9.31) при Н = 1000 м

Лгхв1000 = 13 , 5 ■ 10’8 ■ 1000 • 0,142 • 1203,5 • 0,39370,5 -1,4- 104 =

30,6 кВт

при Н = 2000 м

Л’х. вгооо = 13,5-10-8-2000-0,142.120’’5-0,3937о’5-1,4.104 = 61, 2 кВт.

Таким образом, Л^.взооо > Л^.вюоо в 2 раза.

Таблица 14.6

Г лубина скважины Н, М

Частота вращения долота, п, мин 1 для пород

устойчивых

неустойчивых

<500

120-180

90-120

500-1500

90-120

60-90

1500-2500

60-120

40-60

2500-4000

40-90

40-60

>4000

40-90

40

Роторное бурение с низкими значениями п (20 — 80 мин-1) и большими крутящими моментами (150-500 кН-м) обеспечивает возможность эффективного разрушения почти всех видов гор­ных пород осадочной толщи при использовании различных, в том числе требующих больших удельных моментов, лопастных алмазных долот с большим скольжением.

Текущее значение частоты вращения стола ротора (мин-1)

Рул (max) у, , ,

Пі = “ТГ——- ^Птіп, (14.14)

-Гуд (О

где Руд (та*) — максимальная рекомендуемая нагрузка на 1 мм диаметра долота (см. табл. 14.1); Руд{) — текущее значение Руа для конкретного типа долота; гстш — минимальная частота вра­щения ротора, которая берется по характеристике его для кон­кретной буровой установки, мин-1.

По полученному значению п, принимается ближайшее значе­ние п ротора, исходя из его характеристики.

Увеличение п способствует повышению г? м в меньшей мере и ведет к уменьшению Лд. При этом возникают трудности с пе­редачей Л/кр бурильной колонной с поверхности до забоя сква­жины. Некоторое увеличение п против рекомендуемых значе­ний оправдывает себя только в случае хорошей стабилизации бурильной колонны с помощью стабилизаторов и поглощения вибраций наддолотными амортизаторами.

Критическая частота вращения трехшарошечного долота мо­жет быть рассчитана из выражения [17]

п*р = 60//3 = 20/, (14.15)

где / — частота колебаний долота по данным многочисленных наблюдений составляет три цикла за каждый оборот, с-1.

Собственная частота продольных колебаний УБТ (в с-1) определяется из выражения

/і = 1284//у, (14.16)

где 1у — длина УБТ, м.

Собственная частота вращения УБТ (в с-1)

/з = 811//у. (14-17)

Долото должно вращаться с частотой меньшей или большей /і и /г.

Пример 14*6. Вычислить критическую частоту вращения долота, если секция УБТ имеет длину 1У = 120 м.

Решение. Из выражений (14.16) и (14.17) находим ft = 1284/120 = 10,7 с-1,

/г = 811/120 = 6,7 с"1.

Рве. 14.1. Взаимосвязь между ско­ростью вращения шарошечного долота диаметром 214 мм в удель­ной осевой нагрузкой при ротор­ном бурении:

1

Угловая скорость вращения ротора, рад/с 3 О 23 33

М* 1,38 Щ 4,26 Периферийнав сиорост. н/с

Подпись:— для новых и сложных площадей;

2 — для площадей с хорошо изученны­ми нормальными условиями

По формуле (14.15) пкр1 =20’10,7 =214 мин-1, пкр2 = 20-6,7 = 134 мин-1.

Отсюда следует вывод, что для предотвращения вибраций, долото должно вращаться с частотой не менее 134 мин-1 и не более 214 мин"[6].

Для изменения частоты вращения ротора предназначены пре­образователь частоты вращения ротора в электрический сигнал ПЧР и измеритель частоты вращения ротора ИСР-1, входящий в комплекс Б-7 и представляющий собой обычный электриче­ский тахометр. Диапазон измерения контролируемой величины для ПЧР и ИСР-1 от 0 до 300 мин-1.

Сочетание оптимальных значений Рв и п должно обеспечить «„(шах). На рис. 14.1 показана зависимость между Руа и п для ша­рошечных долот О — 214 мм1 при условии, что интенсивность промывки достаточна для хорошей очистки забоя. Приведенная зависимость может быть использована и для долот других диа­метров. При этом частоту п рекомендуется регулировать так, чтобы ш на периферии долота не превышало указанных вели­чин.

При данном значении Ра увеличение п долота с целью по­вышения ьы целесообразно лишь до тех пор, пока возрастает рейсовая скорость бурения ир. Поэтому оптимальным явля­ется тот режим бурения, при котором обеспечивается рост г;р по сравнению с другими режимами. Любое изменение Руа и п или обоих параметров, вследствие чего ускоряется износ долота

И уменьшается кр (а следовательно, и гр), считается нерацио­нальным.

В табл. 14.7 приведены рекомендуемые режимы эксплуатации трехшарошечных долот при различных способах бурения.

Верхнему уровню Руд соответствует нижний уровень п и наоборот. В пластичных вязких глинистых породах, а также слабосцементированных малоабразивных породах целесообраз­но бурить при п, близких к максимальным, и пониженных Руд. В карбонатных породах целесообразно бурить при повышенных Руд и уменьшенных п. В песчаных и других абразивных, а также трещиноватых и обломочных породах целесообразно снижать п ротора во избежание повышенного износа, разрушения воору­жения герметизированных элементов опор шарошек. По мере изнашивания опор при бурении твердых пород значение Мкр возрастает, что позволяет более обоснованно изменять режим бурения, отрабатывать и менять долото.

За рубежом для долот с твердосплавным вооружением ши­роко практикуется выдача рекомендаций по интегральному па­раметру в виде произведения Рдп. Так, согласно рекомендациям фирмы “Хюз Тул” (табл. 14.8)1 при бурении долотом ^4 диа­метром 152,4 мм, если принять п = 4 с^1, значение Рд должно быть не более 200/4 = 50 кН.

Специфическая особенность роторного бурения — зависи­мость сочетания Рд и п не только от механических свойств горных пород, прочности и долговечности самого долота, но и от прочности и жесткости бурильной колонны. С увеличением Рд возрастают напряжения сжатия в нижней части бурильной колонны и изгиба, а с повышением п — напряжения изгиба и ча­стота продольных, а также крутильных колебаний, что может ускорить разрушение бурильных труб и особенно резьбовых со­единений.

Частота вращения п оказывает существенное влияние на ка­чественный отбор керна. Поэтому в зависимости от условий бу­рения рекомендуются следующие значения п.

Таблица 14.7

Серия долота

«, мин 1

Руд, кН/мм

Способ бурения

ГАУ

ГНУ

гн гв, цв

35-70

40-250

60-450

60-450

0,6-0,8 0,6-1,0

0,6-1,0 0,7-1,2

Роторный

Роторный, ГЗД, электробурами с редукторними вставками Роторный, ГЗД, электробурами Турбинный

1 Масленников И. К. Буровой инструмент: Справочник — М.: Недра, 1989.

t-i

Oi

Подпись: t-i Oi Значения произведения частоты вращения (с на осевую нагрузку (кН), рекомендуемые фирмой “Хюэ Тул”

Диаметр долота, мм

Модификации штыревых долот фирмы “

Хюз Тул

И

J11

J11C

J22

J22C

J33

J33C

J33H

J44

J44A

J44C

J55

J55R

J77

J99

120,6

191

_

149,2

208

200

152,4

208

200

200

155,6

208

208

200

158,8

208

200

165,1

208

191

217

217

217

171,4

191

200,0

275

275

275

275

275

275

275

266

266

266

266

266

267

267

212,7

_

275

325

316

215,9

275

325

325

358

350

350

350

350

350

222,2

325

358

358

358

358

358

325

325

325

325

325

325

241,3

358

375

375

375

367

367

367

367

367

367

250,8

375

375

375

375

358

__

357

358

269, 9

367

358

358

358

279,4

367

483

467

311,1

483

483

492

492

492

550

550

550

550

550

Бурильные головки. . . Шарошечные Алмазные Лопастные

и ИСМ

Частота вращения п, 48-50 40-170 70-110

млн"-1 ……………………………….

При роторном бурении и при бурении электробуром расход бурового раствора (подача насоса) вычисляется по формуле

(11.9) . Выбор ь’а в кольцевом пространстве основывается обыч­но на опытных данных. В большинстве случаев рекомендуется принимать ув = 0,4-^0,6 м/с (нижний предел при использовании утяжеленных буровых растворов, а верхний — при промывке неу тяжеленным и маловязкими растворами).

В интервале неустойчивых глин значение ув может быть уве­личено до 1,2 м/с. Для инженерных расчетов можно восполь­зоваться эмпирической зависимостью, применяемой за рубежом (рис. 14.2).

Пример 14.7. Определить подачу насоса для следующих условий бурения: диаметр долота О = 295,3 мм; диаметр бу­рильных труб = 127 мм; буровой раствор — неу тяжеленный маловязкий.

Решение. По рис. 14.2 долоту О = 0,3 м соответствует минимально допустимое значение ив = 0,4 м/с. По формуле (11.9)

3 14

Я = (0,32 — 0,1272)0,4 = 0,023 м3/с =23,2 л/с.

Если применить 25%-ный запас, то получим г>„ = 0,5 м/с и ф = 29 л/с.

В отечественной практике широко используют рекомендации В. С. Федорова о необходимости подачи на забой удельного рас­хода жидкости 0,057-0,065 л/(с-см2) для шарошечных и лопаст­ных долот и 0,06-0,1 л/(с-см2) для алмазных.

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯПри разбуривании мягких пород с очень высокой вслед­ствие большей интенсивности шламообразования $ целесообраз-

Рис. 14.2. Зависимость необходи­мой скорости восходящего потока в кольцевой пространстве от диа­метра скважины
но увеличивать, чтобы плотность раствора не могла существен­но возрасти за время, необходимое для транспортирования шла­ма к устью скважины.

Если < 15 м/ч, то увеличивать С} при роторном бурении (и бурении электробурами) целесообразно лишь до тех пор, пока скорость восходящего потока не достигнет 0,5-0,75 м/с.

Из трех основных режимных параметров при роторном буре­нии основное внимание уделяется Рд и. При средней чисто­те забоя скважины им увеличивается линейно с повышением Рд. Эта зависимость может быть доведена до квадратичной благода­ря улучшению очистки забоя путем увеличения гидравлической мощности (ЛГГ) струй, подводимых к забою через гидромонитор­ные насадки (см. гл. 11).

Минимально необходимую Агг на забое можно найти по гра­фику (см. рис. 11.6) в зависимости от произведения Рулп.

При бурении с отбором керна ф так же, как и п ограничи­вается и увеличивается в зависимости от диаметра бурильной головки (в л/с): от 16-24 до 18-26 (лопастные); от 16-24 до 20 28 (ИСМ); от 8-12 до 20-30 (алмазные).

Для алмазных бурильных головок расход бурового раствора (в л/с) рекомендуется определять по формуле

(14.18)

Подпись: (14.18)£2 — к050,

где к,0 = (0,06-0,10) — коэффициент очистки (охлаждения забоя), характеризующий расход жидкости на площади забоя 50 в 1 см2 за 1 с, л/(с-см2).

При турбинном бурении практически можно управлять только осевой нагрузкой на долото, которая определяется так же, как и при роторном бурении. В отличие от роторного бу­рения в зависимости от Рд, а следовательно, и вращающего мо­мента на долоте устанавливается та или иная частота вращения (например, повышение Рд вызывает рост М, а п падает). Связь между М и п определяется рабочей характеристикой турбобура, которая зависит от Ц и рб р.

В выборе (2 при турбинном бурении также меньше возмож­ностей, чем при роторном бурении, так как основная часть со­здаваемого в насосал давления расходуется в турбобуре. Таким образом, расход $ является основным параметром, от которого зависят все остальные, и он должен быть достаточным, чтобы двигатель мог развить момент, необходимый для вращения до­лота при заданном значении Рд:

(14.19)

Подпись: (14.19)М кт{МуаРд -(- А/о),

где кт — коэффициент, учитывающий момент на преодоление
сил трения в подшипниках ГЗД (кг ^ 1,1-і-1,2); Муд — удельный момент, Н-м/Н; Мо — вращающий момент на преодоление сил сопротивления, практически не зависящий от РД1 Н-м.

Момент, необходимый для вращения, можно вычислить так­же по формуле

М = —МулРд + М0, (14.20)

где 1}а — механический КПД долота, для нового долота 7]д — 0,96-0,98.

Удельный момент определяется опытным путем (например, косвенно с применением турботахометра непосредственно при бурении скважин) либо по формуле [23]

(14.21)

Подпись: (14.21)28

уд

Подпись: уд

1

Подпись: 1+ 0,14 Я

где — коэффициент, зависящий от модели долота, аА

для трехшарощечных долот типов М, МС, МСЗ; аа г» 0,7 0,8

для долот С, СЗ, СТ, СТЗ; ад га 0,5 + 0,6 для долот Т, ТЗ; аа « 2 — г 2,5 для фрезерных долот; ад к 1,7 Ч — 1,9 для алмазных и одношарошечных,

Для трехлопастных долот Муд примерно на 35 50 % больше, чем для долот типа С.

Значения М0 при бурении вертикальных скважин в диапазоне изменения р6 р = 1200^-1700 кг/м3 (по данным В. И. Курепина) можно определить из графика (рис. 14.3).

При турбинном бурении расход (в м3/с), обеспечивающий не­обходимый момент, определяется из выражения

‘б. рМтабл! (14-22)

где фтабл — расход раствора, м3/с, с плотностью /5та6л, кг/м3, при котором турбобур развивает вращающий момент Мта6л, Н-м (см. табл. 7.2).

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯН0, Н-м

Рас. 14.3. Зависимость момен­та Мо от диаметра долота О при бурении вертикальных сква­жин в диапазоне изменения плот­ности бурового раствора 1200- 1700 кг/м :

1, 2 — минимальные и максимальные значения соответственно

При разбуривании продуктивных пластов желательно при­менять те турбобуры, для работы которых необходим возмож­но меньший расход Q, но не ниже вычисленного по формуле

(11.9).

При бурении алмазными долотами значение Q выбирается из условия обеспечения нормальной работы турбобура. Рекоменду­емые значения Q приведены в табл. 14.9.

При использовании раствора с низким значением р6 р прини­мается наибольшее значение Q.

Пример 14.8. Определить расход бурового раствора при бу­рении скважины турбобуром ЗТСША 195TJI в породах средней твердости алмазным долотом ДЛС 214, ЗС2; с осевой нагрузкой. Рд = 100 кН; рб. р = 1150 кг/м3.

Решение. Примем п = 700 мин-1; ал = 1,8; кт = 1,1; М0 = 50 Н-м (см. рис. 14.3); QTaбл = 30 л/с (см. табл. 7.2).

По формулам (14.21), (14.20) и (14.22) находим соответствен­но

Муд «1,8 (~ + 0,14^ 0,2142 =1,5- Ю-2 Н — м/Н;

М я 1,1(1,5 ■ 10~2 • 100- 1034- 50) = 1705 Н-м;

Q = 30^/1000 • 1705/(1150 ■ 3060) = 22,4 л/с.

При турбинном бурении расход бурового раствора характери­зует режим бурения. Знание Q необходимо для оценки процесса разрушения горных пород в его взаимосвязи с энергетической ха­рактеристикой турбобура. Для измерения расхода буровых рас­творов на водной основе наиболее широко используется индук­ционный расходомер РГР-7.

Если значения расхода Q и давления на насосе рн остаются неизменными, то частота вращения п снижается с повышением пластичности горных пород (т. е. с ростом моментоемкости) и напротив п повышается, если встречаются хрупкие и твердые породы.

Таблица 14.9

Диаметр долота, мм

Q, л/с

Диаметр долота, мм

Q, л/с

138,1

6-18

214,3

26-36

149,4

242,1

30-50

159,4

267,5

163,5

14-22

292,9

45-60

186,9

20-30

295,3

Для расчета частоты вращения можно воспользоваться вы­ражением

■-‘О (14’23)

где «х ~ частота вращения при холостом ходе турбобура, мин-1; Мт — тормозной момент трубобура, Н м.

Значения п* и Мт определяются с учетом фактических ха­рактеристик для данного интервала бурения С) и р6 р по зависи­мостям

я* = (14.24)

Д/т = (14.25)

РсЧс

где пХ ст Л/Т. с, Яс Рс — соответственно табличные данные стен­довых характеристик частоты вращения вала турбобура, тор­мозного момента, расхода и плотности бурового раствора.

Данные для некоторых типов турбобуров приводятся в табл. 14.10.

фактические значения Мув для долот различного диаметра и пород различной твердости приведены в табл. 14.11.

Т аблица 14-10

Тип турбобура

<?о л/с

Рс кг/м3

Ях. с, МИН-1

Мт с, Н м

А9Ш

45

1200

830

6140

А7Ш

20

1200

950

1470

ЗТСШ1-240

34

1200

900

6640

ЗТСШ-195

24

1200

1060

3630

Таблица 14.11

Диаметр долота, мм

Удельный момент на долоте по категориям твердости пород, Н-м/кН

Ы1

Ш~1У

VII

VIII и более

120,6

9,5

6,9

м

2,8

1,9

139,7

11,0

8,1

5,2

3,3

0 2

151

31,9

8,7

5,5

3,6

2,4

190,5

15,0

11,0

7,0

4,5

3,0

215,9

16,9

12,4

7,9

5,1

3,4

244.5

19,3

14,2

9,0

5,8

3,9

269,9

21,2

15,6

9,9

6,4

4,3

245,3

23,3

17,1

10,8

7,0

4,"

320

25,2

18,5

11,8

7,6

5,1

Характеристики Л/уд для долот, не указанных в табл. 14.11, находят методом интерполяции либо по зависимости

Муд2 = Муд1~, (14.26)

где Муді — табличные значения удельного момента для ис­ходного долота соответствующей категории твердости породы; Муд2 — искомая величина удельного момента для фактического диаметра долота и данной твердости породы; и — соот­ветственно исходный и фактический диаметры долота.

Пример 14.9. Определить фактическую частоту вращения долота диаметром 269,9 мм с использованием турбобура А9Ш при следующих условиях: Рд = 216 кН; С? = 42 л/с; рс = 1300 кг/м3; .категория твердости пород У-УІ.

Решение. Из табл. 14.9 находим (} — 45 л/с; рс = 1200 кг/м3; пх с = 830 мин“1; Мт. с = 6140 Н-м.

С учетом зависимостей (14.24) и (14.25) находим фактические значения холостого вращения и тормозного момента на валу тур­бобура при (} = 42 л/с и р6 р = 1300 кг/м3:

42

пх = 830— = 774,6 мин ^

45

140Ш^| = 5776,5 Н. м.

По табл. 14.10 для долота диаметром 269,9 мм находим в породах У-УІ категории твердости Муд = 9,9 Н-м/кН.

Тогда по формуле (14.23)

" = 774’в(1-^тг) = 488 ш*“~‘-

Наибольшая частота вращения (в с“1) долот, вооруженных сверхтвердым материалом (алмазы, славутич и т. д.),

птах =^кр/7г £>, (14.27)

где шкр — окружная скорость периферии долота, при которой начинается графитизация или интенсивное и термическое раз­рушение сверхтвердых материалов, м/с, о>кр = 74-9 м/с.

Пример 14.10. Вычислить наибольшую частоту вращения долота ДКС 267,5С6.

Решение. Приняв шкр = 8 м/с по формуле (14.27) находим

птах = 8(3,14-0,2675) = 9,5 с-1, или 571 мин_і.

Скорость вращения долота при турбинном бурении измеряет­ся при помощи специального турботахометра, датчик которого устанавливается в верхнем узле турбобура и соединяется с валом последнего.

Турбобур выбирается исходя из условия передачи на забой наибольших значений мощности и крутящего момента. При этом следует учитывать следующие рекомендации: высокооборотные турбобуры с частотой вращения 600-750 мин-1 дают удовлетво­рительные результаты только при бурении в крепких породах сравнительно неглубоких скважин с промывкой водой или мало­вязкими глинистыми растворами небольшой плотности, а также при алмазном бурении малоабразивных пород с Рд, обеспечива­ющей максимальное значение?;м; тихоходные турбобуры с рас­четной частотой вращения примерно 300-450 или 200-300 мин-1 эффективно использовать при проходке шарошечными долота­ми глубокозалегающих пластичных и абразивных пород; при сравнительно больших глубинах скважин (а также при разбу — ривании продуктивных пластов) желательно применять такие турбобуры, для работы которых требуется расход, близкий к величине, найденной по формуле (11.9).

При таком выборе уменьшается дифференциальное давление на забое, а в ряде случаев и число буровых насосов.

Размер турбобура определяется диаметром скважины и дол­жен быть, как правило, меньше его на 20 мм.

При бурении скважин на средних и больших глубинах в диапазоне частот п = 100-г250 мин-1 целесообразно применять винтовые забойные двигатели (ВЗД). Поскольку ВЗД име — рг довольно жесткую характеристику, с увеличением Рд и М, срабатываемый в двигателе перепад давления Ар возрастает в степени, несколько большей единицы, а п уменьшается незна­чительно, пока реализуемая двигателем мощность не достигнет Максимума при данном значении <5- Прирост перепада давления в двигателе при увеличении Рд от нуля до допустимого максиму­ма составляет Ар = 3-М МПа. Этим пользуются для контроля Процесса бурения.

При бурении ВЗД расход, необходимый для его работы, вы­числяется по формуле

(14.28)

1к£Табл

где С^табл — расход бурового раствора (м3/с) с плотностью рта6л (кг/м3), при котором двигатель развивает вращающий момент -^табл (см — табл. 7.2); Мзд — см. формулы (14.19) и (14.20).

При бурении электробуром, как и при роторном бурении расход раствора может устанавливаться независимо от других режимных параметров, а избыточное давление насосов может быть использовано в насадках гидромониторных долот.

Частота вращения вала электробура устанавливается еще на
стадии проектирования режимов бурения, подбора типа электро­бура (см. табл. 7.4) и числа редукторов. При частоте перемен­ного тока / = 50 Гц частота вращения вала электробура п из­меняется от 660 до 750 мин-1.

Для разбуриванкя большой группы пород мягких и средней твердости, пластичных и абразивных, особенно залегающих на значительной глубине, указанные значения п велики. Поэтому на практике частоту вращения электробура снижают путем применения редукторов.

Независимо от способа бурения для выбора оптимальных режимных параметров используются результаты исследова­ний бурения опорно-технологических скважин на данной площа­ди или на других площадях с аналогичными горно-геологиче — скими условиями.

Этот вопрос решается главным образом методами математи­ческой статистики (см. гл. 19).

Общая постановка задач оптимизации записывается в следу­ющем виде:

условие обеспечения минимальных сроков строительства скважины

(14.29)

(14.30)

Подпись: (14.30)условие минимальных затрат на бурение в пределах сметы

С —► тіп при ур > Ур. п,

где г^р — рейсовая скорость бурения; С — стоимость 1 м про­ходки по затратам, зависящим от времени; Сп — плановая стои­мость 1 м проходки, обеспечивающая затраты на бурение в пре­делах сметы; г>р. п — плановая рейсовая скорость бурения, обес­печивающая строительство скважины в установленные сроки.

При выборе оптимальных значений параметров режима бу­рения необходимо учитывать, что на эффективность работы долот существенное влияние оказывают состав и свой­ства бурового раствора: плотность, реологические свойства, показатели фильтратоотдачи, содержание в нем твердой фазы и нефти.

Скорость проходки уменьшается при увеличении следующих показателей: плотности бурового раствора (приводит к возра­станию дифференциального давления); пластической вязкости и особенно динамического напряжения сдвига (при неизменной по­даче буровых насосов приводит к возрастанию гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе к дифференциально­го давления); содержания бентонитовых частиц в суспензиях на водной основе.

ДаІление жадности, МПа

Подпись: ДаІление жадности, МПа РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ

Ряс. 14.5. Влияние концентрации твер­дой фазы в буровом растворе на меха­ническую скорость проходки

Подпись:

ряс. 14.4. Влияние давления столба бу­ревого раствора на механическую ско­рость проходки при разбуривании раз­личных пород (по данным лаборатор­ных испытаний):

I — высокопроницаемый известняк; 2 — ма- лопроиицаемый мрамор; 3 — непроницаемый глинистый сланец

Подпись:Повышению скорости проходки способствуют следующие факторы: увеличение показателя мгновенной фильтратоотдачи бурового раствора; наличие в его фильтрате ПАВ, облегча­ющих проникновение жидкой среды в микротрещины и поры породы; добавки к буровому раствору на водной основе нефти, нефтепродуктов и других смазочных материалов (препятствует образованию сальников, в результате чего возрастают действи­тельная осевая нагрузка на долото и мощность, подводимая к забою), уменьшение содержания твердой фазы.

Влияние дифференциального давления и содержания твердой фазы на механическую скорость проходки показано на рис. 14.4 и 14.5 (Н. Г. Середа, Е. М. Соловьев, 1974).

Почти все факторы, которые способствуют снижению скоро­сти проходки, неблагоприятно влияют также на величину про ходки за рейс.

Оставить комментарий