МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
по курсу "Технология бурения глубоких скважин" для проектирования
режима бурения с забойными двигателями и самостоятельной
работы студентов специальности 0909.
Часть 2
Тюмень, 2003
Утверждено редакционно-издательским советом
Тюменского государственного нефтегазового университета
Составитель: к.т.н., доцент кафедры бурения Кулябин Г.А.
 Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2003
2
Обозначения некоторых параметров, принятых в первой части данной
методической разработки
G - осевая нагрузка на долото;
Gш - величина G, определенная с привлечением твердости горных пород по
штампу (Рш);
Gд - динамическая составлявшая нагрузки G;
Gп - осевая нагрузка на осевую опору забойного двигателя (турбобура);
Gh
max
- проектная величина G .найденная из условия достижения
максимальной проходки (hд) на шарошечное долото по временя взноса его опоры;
Мв, Мд - соответственно вращательный момент на валу турбобура и момент
сопротивления на долоте;
Nгс - мощность, затрачиваемая на гидросопротивления в устьевой обвязке
скважины, манифольдной линии, в бурильных трубах и затрубном пространстве;
Nт, Рт - общая мощность турбобура и перепад давления в нем
соответственно;
n - частота вращения долота (вала забойного двигатели);
n - частота n при которой обеспечивается необходимое время контакта (к)
вооружения долота с забоем;
n
h
max
- проектная величина n, полученная из условия достижения
максимальной hд;
1 - плотность промывочной жидкости внутри бурильного инструмента;
Q - расход промывочной жидкости (подача буровых насосов);
Qт - технологически необходимая величина;
Ргд - перепад давления в долоте.
3
1. Проектирование и расчеты параметров по технологии
углубления скважин
1.1. Выбор турбобура
1.1.1. В разных литературных источниках, например [1, 2, 3, 4] и др. было
предложено несколько методов (способов) выбора турбобура, основные из
которых заключаются в следующем.
1.1.2. Определяются постоянные параметры турбобура по моменту и
перепаду в турбобуре при известных моделях двигателя (модель предварительно
выбрана!) и рассчитывается число ступеней (турбинок) турбобура [1.стр.201-204].
1.1.3. С применением методов статистики обрабатываются промысловые
данные о показателях бурения с применением разных турбобуров, и выбирается
лучший.
Недостатка метода: количество применявшихся моделей, как правило,
ограничено; выделить роль собственно турбобура (а не роль совокупности
факторов) не всегда возможно.
1.1.4. Выбор сводятся к расчету Q и числа ступеней турбобура [8].
1.1.5. При выборе турбобура применяются НТС - диаграммы (НТС - "насос турбобур - скважина"). НТС - диаграмма по существу (да и по названию "диаграмма") является демонстрацией метода, в частности [1, стр. 205; 3] по
потребляемой турбобуром мощности.
1.1.6.
Рассчитываются
фактические
или
проектные
энергетические
параметры, определяющие эффективное разрушение пород на забое скважины и
выбирается модель турбобура с соответствующими указанным параметрам
характеристиками турбобура, а затем уточняется количество турбинок в
турбобуре и их определенное сочетание от разных моделей.
Достоинство метода заключается в его простоте, а также в том, что:
 в расчетах применяются все необходимые параметры для разрушения пород и
характеристики турбобура;
 метод может применяться для выбора любого типа ГЗД с учетом всех
основных технологических связей при углублении забоя.
4
Действительно Q = Qт см. [4] свидетельствует о том, что к турбобуру можно
подвести максимально возможную гидравлическую энергию насосов, а условия
n = n, и Мв = Мд + М о том, что при выбранном ГЗД будет обеспечено к и
требуемый момент для работы всей системы бурильного инструмента (М
момент на трение в опорах ГЗД, на вращение калибраторов, маховика и т.д.).
1.1.7. Все остальные методы, в том числе и какие-либо оправданные или
обоснованные в определенных условиях, обусловлены техническими или
организационными ограничениями, геологическими условиями (осложнениями и
др.), либо специальными условиями проводки скважины (в последнем случае
необходимы специальные режимы бурения скважин).
1.1.8. Пятый метод (см. п.1.1.6.) выбора турбобура осуществляют следующим
образом.
1.1.8.1. Рассчитывают n по формуле (2.1) первой части данного пособия [4].
1.1.8.2. Определяют вращательный момент, возникающий при работе долота,
М д  М дп  М 0 ,
(1.1)
где: Мдп - вращательный момент, необходимый для разрушения забоя (полезно
затраченный)
М дп  М у  G c ,
(1.2)
М0 - момент на трение долота о стенки скважины и промывочную жидкость,
Нм;
М 0  550D д ,
(1.3)
Dд - диаметр долота, м;
Му - удельный момент на долоте, Нм/кН;
Gc - статическая часть осевой нагрузки (G) на долото, кН.
Удельный момент на долоте зависит от многих факторов, но в основном от
радиуса трения долота о забой (от Rм - "мгновенного" радиуса взаимодействия
вооружения с забоем), от величины G (Gc) и от коэффициента трения (гп) или
сопротивления (с), появляющихся при взаимодействии зубцов долота с породой.
5
Величина с появляется при вдавливании зубцов в породу или при
попадании их во впадины глубокой забойной рейки, при скольжении, когда
коэффициент скольжения более 0,01 при износе долота, особенно его опоры, в
связи с чем Му возрастает к концу долбления, в линейный характер роста Му
изменяется на нелинейный (степенной) [5].
Для определения Му предпочтительно использовать данные, полученные в
промысловых условиях опытным путем. Некоторые данные об Му из работы [6],
приемлемые в расчетах Мдп для горных пород месторождений Среднего Приобья
(а при соответствующей обработке и для тех же пород других районов бурения в
Тюменской области) приведены в табл.1.1. При отсутствии промысловой
информации, величину Му (в Нм/кН) можно определить как:
М у   гп  R м  10 3 ,
(1.4)
где: Rм - мгновенный [7] радиус вращения долота, м; для многоконусных
шарошек можно принять:
R м  0,55...0,72 R ,
(1.5)
гп = 0,40,1 - верхний предел дня мягких пород, нижний для твердых и
крепких пород.
Пример. Дано: гп = 0,1, Rм = 0,6R, R = 10,8 см, Gc = 140 кН,
Находим: Му = 6б5 Нм/кН, Мдп = 910 Нм
Нагрузка Gc определяется согласно [4, стр. 19] или по формуле (при Gп = 0)
G с  G в  G г  G вр .
(1.6)
где: Gг - гидравлическая нагрузка на вал ГЗД
G г  Fp Р тп  Р гд  PR  ;
(1.7)
Ртп, Ргд, РR - перепады давления в турбобуре (полный с учетом потерь
давления в сужениях), в долоте и гидроимпульсное давление (см. п.1.2.3.2 и
п.13.3);
Fр - расчетная для ГЗД площадь, на которую действует Gг (рассчитывается
по справочным данным);
Gвр - вес вращающихся деталей ГЗД с учетом Архимедовой силы.
6
Таблица 1.1
Данные по определению Му на Усть-Балыкском месторождении
Стратиграфическое
Долото
подразделение
Свита
Ярус
Частота
Му,
Средние
вращения
Нм/кН
величины
долота,
Му,
об/мин
Нм/кН
КоньякБерезовская
сантон-
7К-214МСГ
675
9,5-13,0
11,3
кампан
Кузнецовская
Турон
7К-214МСГ
675
11,5-13,0
12,2
Покурская
Сеноман
7К-214МСГ
675
11,3-13,7
12,5
Покурская
Сеноман
1К-214СЗГ
240
11,3-13,7
12,5
Покурская
Альб
Ш-215,9,МЗГВ
240
6,9-22,1
14,5
Покурская
Апт
Ш 215,9,МЗГВ
240
10,5-25,6
18,0
Покурская
Апт
1К-214СЗГ
240
8,7-10,3
9,5
Алльмовская
Готерив-
Ш 215,9 СГН
240
10,4-17,3
13,8
7К-214МСГ
240
15,5-17,0
16,3
Ш 215,9 СГН
240
5,2-15,4
10,3
5К-214СГ
240
7,7-15,5
11,6
Баррем
Алльмовская
ГотеривБаррем
Вартовская
ГотеривБаррем
Вартовская
ГотеривБаррем
Мегионская
Валанжин
Ш 215,9 СГН
240
8,1-10,5
9,3
Мегионская
Валанжин
5К-214СГ
240
7,7-8,9
8,3
1.1.8.3. После расчетов Мд и n приравнивают Мв = Мд + М (или Мв = Мд).
Считая, что Мв = Моп , а n = nоп (здесь Моп и nоп - вращательный момент и
частота вращения вала турбобура при его максимальной мощности).
7
1.1.8.4. При расчетной величине Qт по n и nв выбирают модель турбобура
или ГЗД. Если при Q = Qт согласно справочным данным, близких n и nоп, Мв и
Моп нет, то применяют формулы пересчета:
n1 Q1

;
n c Qc
M 1 M в  1  Q 2т


;
M c M c  с  Q с2
Р т1  1  Q 2т

,
Р тc  с  Q с2
где величины с индексом "1" можно принять за искомые (проектные), а с
индексом "с" - за справочные (Qc, Mc, c, Pтс).
1.1.8.5. Рабочий режим выбранного забойного двигателя при максимуме его
мощности должен соответствовать заданным параметрам режима бурения при
минимальном
количестве
секций
ГЗД.
Поэтому
проектные
рабочие
характеристики турбобуров рекомендуется принимать согласно соотношениям
[8]:
М в  М оп 
Мт
;
2
n p  n оп 
nx
,
2
где: Мт - тормозной момент на валу турбобура;
nр, nx - рабочая частота вращения вала турбобура и частота холостого хода
соответственно;
Величины Моп, nоп, и Мт берут из справочной литературы [8, 11]. Для
основных турбобуров эти параметры (и другие характеристики) можно брать из
таблиц 1.2, 1.3.
1.1.8.6. При комплектовании турбобура из разных типов турбинок суммарный
вращательный момент на валу М, т.е. М = Моп определяется как [8]
М   M1  m1  M 2  m 2 ,
(1.8)
где: М1, М2 - величины Мв = Моп для одной ступени турбины первого и второго
типа;
m1, m2 - количество ступеней первого и второго типов турбины.
Также определяется и суммарный перепад давления в турбобуре с учетом
потерь в сужениях турбобура (Pсуж).
8
Таблица 1.2
Технические характеристики серийных шпиндельных турбобуров [8] по ГОСТ 26679-85
(плотность промывочной жидкости 1000 кг/м3)
Шифр
турбобура
3ТСШ1-240
3ТСШ1-195
3ТСШ1-195 ТЛ
3ТСШ-172
А 9 ГТШ
А 7 ГТШ
А6Ш
ТСП-172
А7П3
А7П3БК
Тип
турбины
30/16,5
26/16,5
24/18
28/16
А9К5СА
А7Н4С
А6К3С
ТПС
24/18ТПК
-
Количество
Рекомендуе
турбин (ступеней) мый Q, л/с
315
32
330
30
318
40
336
25
(1)
210
45
(2)
228
30
212 (2 секц)
20
426 (3 секц)
25
*
28
*
28
*
28
М оп ,
Нм
2650
1480
1745
1765
3065
1810
680
1697
8,38
2,81
8,84
n оп ,
1/с
7,4
6,6
5,9
10,4
4,9
6,0
8,8
6,7
9,15
4,05
9,90
Ртс при рабочем
режиме, МПа
5,5
3,9
2,9
8,8
5,5
6,9
4,3
4,8
0,0320
0,0057
0,0259
Примечания:
1. Ртс необходимо увеличить на величину гидросопротивлений в сужениях турбобура;
2.(1) Количество ступеней ГТ - 9.
3.(2) Количество ГТ - 114 (перепад в них ~ 1,2 МПа).
4.* Данные на 1 ступень турбины.
9
Средний диаметр
турбины, мм
150
125
123
117
150
125
105
117
131
123
131
Р тп  Р 1  m 1  Р 2  m 2  Р суж ,
(1.9)
где: Р1, Р2 потери давления на одну ступень турбины первого и второго типов;
Справочную частоту nоп для комбинированного турбобура определяют как
[8].
n оп 
М
M

M
2   1  m 1  2  m 2 
n2
 n1

,
(1.10)
где: n1, n2 - частота вращения для каждого типа турбины.
1.1.8.7. Привлечение расчетных данных о КПД (т) сравниваемых
(выбираемых из лучших) турбобуров и о коэффициенте передачи мощности на
забой скважины (Км), а такие привлечение информации о наработке на отказ
("долговечности") разных ГЗД, позволяет выбрать наиболее эффективную модель
(тип) ГЗД для конкретных условий углубления скважины.
1.1.8.8. При бурения скважины на небольших глубинах (где относительно
мягкие горные породы) лучше принять забойный двигатель, у которого больше
т, а при бурении твердых и крепких пород - двигатель (или способ бурения), при
применении которого будет выше Км. Эта рекомендация связана с резким
увеличением затрат мощности на гидросопротивления (Nгс) при росте глубины
(L) скважины в связи с тем, что Nгс  Q3.
1.1.8.9. По мере углубления скважины до некоторого предела снижается
требуемая величина Nт в связи со снижением Му, но одновременно растут потери
Nгс, поэтому снижается величина Qт. В этой связи с ростом L необходимо:
1) выбирать турбобур, который может работать при меньших Q с меньшим
Рт,
2) Проверить возможность работы забойного двигателя при нагрузке
G min 
M min  M 0
,
My
(1.11)
где: Мmin - величина Mоп рассчитанная (по формулам пересчета) при Q = Qмин.
Если окажется Gmin < Gш, то углубление скважины будет неэффективным. В
этом случае следует перейти на бурение роторным способом.
10
Таблица 1.3
Техническая характеристика ГЗД (1 = 1000 кг/м3)
Тип двигателя
Тип
Количество
Количество
Рекомендуемый
турбины
секций
ступеней
Q, л/с
турбины
Характеристика
Моп,
nоп,
Ртп,
Нм
об/мин
МПа
Масса,
Длина,
кН
м
Т12РТ-240
30/16,5
1
104
55
2400
725
4,5
20,3
8,3
ТРМ-195
21/16,5тл
1
109
28
3200
175
3,0
26,0
13,7
ТСШ1М1-195 38/15 38/12
3
450
40
2660
280
5,3
40,0
26,9
ТСШ1М2-195 32/15 38/12
3
450
28
2230
385
5,0
40,0
26,9
Д-195
-
1
-
35
3800
110
5,0
13,0
7,7
ТО-195
21/20,5
1
105
35
1090
770
4,3
16,9
9,7
ТО2-195
А7НЧС
1
105
30
870
520
3,7
18,5
10,1
Примечание: Ртп указан с учетом потерь в сужениях турбобура и ВЗД.
11
Следует отметить, что в настоящее время в отечественном арсенале
имеются ГЗД, с применением которых можно успешно углублять скважину при
Qмин < Q < Qт, причем имеются методы и средства для поддержания величины
момента трения в осевой опоре ГЗД на минимальном или нулевом уровне.
1.1.9. После выбора турбобура необходимо определить его рабочую
(фактическую) частоту по формуле:
My  Gc  M0  Мп

n p  n   1 
Мт


,


(1.12)
и сравнить nр с запроектированной величиной n. Если nр, много меньше или
больше n, то необходимо проверить правильно ли определены n,. Му и Gс, и
выбран турбобур и внести коррективы. Здесь: Мп - момент на трение в опорах
двигателя.
Формула (1.12) применима и в процессе углубления скважины при
изменяющихся параметрах n, Мт, Му, Gc, и Gп.
1.2. Определение коэффициента передачи мощности на забой скважины,
КПД забойного двигателя и составляющих мощности, расходуемой на углубление
скважины.
1.2.1. При оценке эффективности запроектированных способов бурения
скважин или при выборе забойных двигателей и некоторых других расчетах
следует сравнить коэффициенты Км и КПД забойных двигателей при конкретных
условиях углубления скважины.
1.2.2. Для забойных двигателей (в первую очередь для ГЗД) максимальная
величина проектного (или справочного, ниже обозначенного с индексом "с") КПД
при заданном расходе Q = Qc определяется как:
с
а для турбобуров c
max
max

Nс
max
N3
max
;
и его фактическая величина при Nз = QPт рассчитывается
по формулам:
12
с
max
ф 
где: Nc
max,
Nз
max

2  M оп .с  n оп .с
;
Q с  Р тс
(1.13)
2  n р M дп  М 0  М 
Q ф  Р тф
;
(1.14)
- соответственно максимальная справочная (или проектная)
величина мощности на валу забойного двигателя и максимальная потребляемая
им мощность, кВт (ниже везде мощность в кВт);
М - сумма моментов на валу двигателя, обусловленных потерями энергии в
опорах забойного двигателя и в долоте, на трение центраторов о стенки
скважины, на работу калибраторов, маховиков и др. инструментов низа
бурильного инструмента, Нм;
Qф, Ртф - фактические величины Q и Рт , м3/с и МПа.
При М = 0 имеем:
ф 
2  M д  n р
Q ф  Р тф
.
1.2.3. Коэффициент Км при бурении с забойными двигателями следует
определять по формулам:
Км 
Км 
N п  1
;
Pн  Q
N п  1   2
,
Pн  Q   2  N xв  1
(1.15)
(1.16)
где: Nп - полезно расходуемая гидравлическая мощность буровых насосов (не
учитываем рассеивание части Nдп в породах и в бурильной колонне).
N п  N дп  N гд  N оч  N сж  N тст  N д ;
(1.17)
Nсж, Nтст - мощность, затрачиваемая соответственно на работу сжатой части
бурильной колонны и преодолению Gc во время периода (Тд) осевых зубцовых
вибраций долота, причем моменты времени реализации мощностей Nдп, Nсж, Nтст
могут осуществляться последовательно или с некоторым наложением друг на
друга (что является одной из причин изменения частоты n ГЗД); на поддержание
мощности Nсж может расходоваться энергия турбобура, если нагрузка Gп  0 и
13
действует на подпятник осевой опоры турбобура снизу, или непосредственно энергия бурового насоса в процессе поддержания гидроимпульсного давления
(РR) внутри бурильного инструмента, когда Nсж = NR; NR - часть общей
гидроимпульсной мощности (NR), которая расходуется на разрушение забоя
прямым или косвенным путей (например, путем поддержания колебаний сжатой
части бурильной колонны), NR = РRQ/2; когда нагрузка Gп передается на
подпятник осевой опоры ГЗД сверху, сумму Nсж + Nтст можно определить
согласно формуле Федорова B.C. и Штурмана Л.И:
N R  N сж  N стс  2,5  10 8  G  n  z  d ш  sin 2 

;
2z
(1.18)
G - общая нагрузка на долото, кН;
n - об/мин;
z - число зубцов на периферийном (П) венце шарошки долота;
dш - диаметр шарошки по венцу (П), м;
Nгд - затраты гидравлической мощности на потери давления в долоте и на
выходе из долота (Pгд); Nгд = PгдQ (отметим, что методики расчета мощности на
разрушение пород струей жидкости (Nгр) в настоящее время нет, хотя есть
попытки проектировать Nгд на основе Nгр по скорости истечения жидкости на
забой скважины).
Р гд 
1  Q
2   2д  Fн2
;
(1.19)
д - коэффициент расхода для долота, д = 0,630,95 [12]; для долот с
гидромониторными насадками д = 0,690,95 , т.е. в среднем д ср = 0,92;
Nоч - мощность, расходуемая на подъем шлама над забоем скважины (на
"очистку" забоя), максимальную величину Nоч предлагаем рассчитывать так:
N оч 
  Dc  g
  п   1   Vм  Н ;
4
(1.20)
Dс - диаметр скважины с учетом коэффициента уширения, м;
п, 1 - соответственно, плотность породы и промывочной жидкости,
поступающей на забой, кг/м3;
14
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Vм - механическая скорость проходки, м/с;
Н - глубина скважины ила интервал бурения, м;
1 - коэффициент, учитывавший объемные и гидромеханические потери
энергии в системе "двигатель - буровой насос", 1 = 0,750,85 [10];
2 - учитывает механические потери в системе "приводной двигатель ротор", 2 = 0,980,85,
Р н  Q  N г  Pmax  Q ;
Nг - реализуема гидравлическая мощность буровых насосов;
Рн, Рmax - давление на выкиде буровых насосов и его максимальная величина;
Nхв - мощность, расходуемая на вращение бурильной колонии в скважине
(если при бурении с забойным двигателем необходимо вращать бурильный
инструмент). Определяется Nхв согласно рекомендаций [7, 13]
1.2.3.1. Модность Nг определим как:
N г  N 3  N гд  N гс  N R  N оч ,
(1.21)
где: Nгд = РгдQ, причем перепад в долоте может быть проектным, например,
Ргд = Рдт, или фактически; то же относится и к Q; (о Рдт см. п. 1.4.);
Nгс - мощность, которая тратится на преодоление потерь давления (Ргс) при
гидросопротивлениях в гидравлическом тракте скважины (включая линии от
устья скважины до буровых насосов, канал бурильной колонны и заколонное
пространство):
N гс   1 а   b i  l i   Q 13   2   b j  l j  Q 32 ;
(1.22)
1, 2 -соответственно, плотность промывочной жидкости внутри бурильного
инструмента и в затрубном пространстве скважины, кг/м3;
bi, bj - коэффициенты гидросопротивлений в бурильной колонне b за
колонной;
a - коэффициент гидросопротивлений не зависящих от глубины скважины;
li, lj - соответствующие длины участков бурильного инструмента, м; при
одноразмерных секциях бурильной колонны (без турбобура) li = lj;
15
Q1, Q2 - расход промывочной жидкости в бурильной колонне (утечек нет) и в
затрубном пространстве;
при отсутствии поглощений Q1 = Q2 = Q и тогда:
N гс  Pгс  Q ;
(1.23)
NR - гидроимпульсная мощность, поддерживаемая буровыми насосами при
продольных вибрациях потока промывочной жидкости от воздействия на поток
колеблющегося (вибрирующего) вала забойного двигателя;
1.2.3.2. Величину NR можно определить как:
N R  PR  Q ;
где:
РR
-
суммарная
величина
(1.24)
гидроимпульсного
давления;
согласно
промысловым исследованиям NR0 = 23 МПа
Максимальную величину гидроимпульсного давления можно определить по
формуле:
РR
max


   c ж  h в2   2 : 2Vп ,
(1.25)
где: сж - скорость распространения звука в промывочной жидкости внутри
бурильной колонны, м/с;
hв - амплитуда продольных вибраций долота (в первую очередь зубцовых
вибраций: hв = hз, м);
h 3  r 1  cos  z   sin  ;
(1.26)
r - радиус шарошки по периферийному венцу, м;
z - количество зубцов долота на венце П шарошки;
 - угол между осью долота и осью шарошки [14];
з - угловая частота продольных вибраций долота 1/с;
для зубцовых вибраций долота:
3  2    f 3 ;
fз - частота продольных зубцовых вибраций [4] долота, Гц;
Vп - скорость потока промывочной жидкости в бурильной колонне.
Для экспресс оценки з можно применить выражение:
16
(1.27)
 3  0,3 
nR
,
tп
(1.28)
где: tп - шаг зубцов на венце П, м;
n - об/мин;
R - м.
Технологически необходимую величину РR (РRT) найдем из условий
создания необходимой гидравлической нагрузки на вал турбобура (ГЗД) при



G г  Fp Pтп  Pгд
 PR и обеспечения рациональной величины осевой нагрузки
на осевую опору ГЗД:
Р RT 
G max  G min  G вр  G п
Fp
,
(1.29)
где: Gmax, Gmin - максимальные и минимальные осевые нагрузки для обеспечения
объемного разрушения породы на забое скважины в заданном интервале бурения;
Gвр - вес вращающихся деталей (элементов) турбобура.
Размерность всех величин в формулах (1.25) и (1.29) - в системе СИ.
Величина (Gmax - Gmin - Gвр) определяет ту часть Gг которую необходимо
создавать, чтобы выполнялось условие Gп = 0 в течение одного долбления или в
заданном интервале бурения.
Таким образом, в зависимости от того какой информацией обладает
проектант для расчета РR, можно применить тот или иной метод определения РR и
вводить РR в соответствующие расчеты.
1.2.3.3. Как видно из (1.17) и (1.21) баланс мощности (и энергии),
расходуемой на всем протяжении гидравлического тракта скважины (Nc), при
вращательном бурении определяется как:
N с  N 3  N гс  N гд  N R  N оч  N хв ,
(1.30)
тогда как при турбинном и роторном бурении мощность соответственно
определяют согласно следующим выражениям:
N ст  N 3  N гд  N гс ,
(1.31)
N ср  N д  N гд  N гс  N хв ,
(1.32)
т.е. не учитываются (или неверно учитываются) мощности Nоч, NR, Nгд.
17
1.2.3.4. Можно предположить [12, 16], что при Nгр < Nгд/2 ядро скоростей в
струе жидкости, выходящей из струйных насадок, будет сразу же разрушаться, не
воздействуя существенным образом на породы. При бурении твердых пород,
мощность Nгр практически не затрачивается на разрушение пород.
1.2.3.5. Минимальные затраты на (Nгд +NR) при турбинном бурении могут
составлять (и видимо должны составлять) около 180200 кВт. Меньшую
величину, но значительную часть от Nгд составлять мощность Nоч.
Например, дано:
Dc = 0.24м, п = 2,5103 кг/м3; 1 = 1,25103 кг/м3,. Vм = 72 м/ч, H = 2000м.
Ответ: Nоч = 99 кВт, что может составлять 10050 % от Nгд при бурения
скважины глубиной 2000 м в Тюменской области.
1.2.3.6. В уравнении (1.16) имеется в виду, что при бурении с забойными
двигателями имеются предложения вращать бурильную колонну ротором, а при
модернизированном роторном бурения в компоновку бурильного инструмента
можно включать какой-либо вид забойного двигателя или механизма.
1.2.3.7. В настоящее время при обычном роторном бурении Nз = 0, NR = 0, а
при забойных двигателях Nхв = 0. При электробурении и двигателях "Д" можно
принять NR = 0.
1.3. Выбор типа буровых насосов и определение их гидравлической
мощности
1.3.1. Буровые насосы обычно поставляются в комплекте буровой установки.
Если
необходима
замена
типа
насоса,
то
следует
выбрать
наиболее
работоспособные и экономичные буровые насосы по справочной литературе [10.
13, 15].
При этом необходимо учитывать, что трехцилиндровые буровые насосы и
насосы с регулируемой подачей промывочной жидкости более технологичны, так
как позволяют эффективней использовать гидравлическую мощность при
заданных G и Рmax.
1.3.2. Гидравлическая мощность бурового насоса определяется по формуле:
N г  Q нi  Pнi ,
18
где: Qнi, Pнi - проектные или фактические величины расхода промывочной
жидкости и давления на выкиде насоса. Максимальная величина Тг (Nг
маx)
определяется при Qн = Qmax = Qт и Pн = Pтмах, когда Pтмах рассчитывается как
максимальная технологически необходимая величина Pн, так как в настоящее
время имеются возможности упрочнять поршневую пару насосов и увеличивать
ее работоспособность, если необходимо ограничить величину Pмах из-за
конкретных технологических условий проводки скважин (например, из-за
качества уплотнений, вертлюга, прочности манифольда и др.), то в расчетах
следует использовать промысловые данные о величине Pмах
по каждому
интервалу условно одинаковой буримости.
1.3.3. Величину Pтмах можно определить согласно выражению:
т
Р max

3
Pтп  Pгд  PR  Pоч ,
2
(1.33)
где: Ргн = Ртп + Ргд + РR - давление, которое определяет осевую гидравлическую
нагрузку (Gг) на вал турбобура (на вал ГЗД) и на корпус (Gк) над валом ГЗД.
Так как (см. п. 1.1.8.2) Gк = Gmax - Gвр, то при осевой нагрузке на подпятник
осевой опоры турбобура не равной нулю (Gп  0) имеем:
G к G max  G вр
;

Fp
Fp
т
Р max

G max  G вр  G п
Fp
(1.34)
 0,5Р тп  Р оч .
(1.35)
В выражении (1.35) Gmax равна суммарной нагрузке на долото (Gc + Gд)max
или допустимой (эффективной) для конкретного забойного двигателя (турбобура)
осевой нагрузке.
1.3.4. Пример. Дано: Qт = 35 л/с, Gmax = 150 кН; Gвр = 15 кН; Fр = 123 см2,
Ртп = 6 МПа (турбобур 3TСШ1-I95), Роч = 1 МПа; Gп = 0. Согласно формуле
(1.35) находим; Pтмах = 16,4 МПа и Nг = 575 кВт.
При тех же данных, но при Gп = 30 кН и Gп = -20 кН получаем
соответственно: Pтмах = 18,9 МПа при Nг = 650 кВт и Pтмах = 14,8 МПа при
Nг = 520 кВт.
19
В зависимости от типа бурового насоса (например, У8-7М или У8-6М),
количества их и диаметра поршней (цилиндровых втулок) к насосу можно
заставить насос работать с недогрузкой или с перегрузкой. Проектировать лучше
первый вариант нагружения с недогрузкой 575 % вследствие того, что в
процессе перегружения насоса возможно [15, 20] снижение подачи насосом
промывочной жидкости.
1.4. Проектирование перепада давления в долоте и диаметра его насадок
1.4.1. Установлено [16, 17 и др.], что для разрушения горных пород с
твердостью Рш = 400 - 1500 МПа энергия (соответственно и мощность Nгд) струи
жидкости, выходящей из насадок долота, должна быть в 5-10 раз выше, чем
мощность, которую в настоящее время можно подвести к забою при применении
ГЗД. Причем нет метода для расчета увеличения темпа углубления скважины от
воздействия на породы указанной струи жидкости при мощности Nгд,
реализуемой в настоящее время. Имеется только информация [3] и др. об
улучшении очистки забоя от выбуренной или предразрушенной породы (без
количественной оценки) при расходовании Nгд на поддержание скорости (Vн) в
ядре струи промывочной жидкости после насадок. Но известно, что улучшение
очистки забоя возможно и осуществляется применением разных форм струйных
насадок долота, определенным их расположением, изменением характера
истечения жидкости из насадок (вибронасадки и др.). При этом необходимо,
чтобы струя промывочной жидкости, выходящая со шламом из-под долот, не
разрушала стенки скважины, а шлам без технологически необоснованных
препятствий выносился с забоя хотя бы в одно из свободных от лишних деталей и
струи
жидкости,
входящей
под
долото, пространств
между соседними
шарошками и стенкой скважины [18].
Это достигается применением центральных насадок или двух боковых
приближенных к забою насадок c устраненным третьим промывочным узлом или
одной боковой насадки [19] и т. п.
20
1.4.2. К сказанному в п.1.4.1. следует добавить, что баланс давлений по
элементам затрат в гидравлическом тракте скважины при ГЗД следует
представить как
Р max  Pтп  Pгд  Pгс  Pдк  PR  Pоч ,
(1.36)
а не в виде
Р max  Pт  Pгд  Pгс ,
(1.37)
где давления в правой части формулы (1.36) соответственно затрачиваются на:
работу турбобура, преодоление гидросопротивлений в долоте, разрушение
(доразрушение или очистку поверхности забоя от предразрушенных частиц)
породы; на преодоление гидросопротивлений в скважине (исключая Рт, Ргд и
давление на сопротивление жидкости при ее выходе из-под долота - Рдк [18]),
поддержание гидроимпульсного давления [20] b вынос выбуренной породы с
забоя и из скважины (на поддержание Nоч). Из (1.37) видно, что определять Ргд
как: Ргд = Рmax - (Рт + Ргс) можно только в случае достоверности информации о
равенстве
Pдк  PR  Pоч  0 .
1.4.3. Отсутствие метода количественной оценки роли Nгд и неправильное
представление о балансе давлений в скважине явилось одной из главных причин
неэффективности предложенных методов проектирования Ргд, и диаметров
насадок долот (dн), в результате чего насадки с проектными диаметрами в
промысловых условиях стали заменять или вообще убирать их из долот.
1.4.4. При обосновании методов расчета dн также упускалась из виду роль
Ргд, как регулятора гидравлической нагрузки на вал ГЗД (на долото), и
необходимость затрат Nгд, на преодоление гидросопротивлений в промывочных
узлах долота и на поддержание Nгр. Поэтому максимальный перепад давления в
долоте должен определяться как технологически - необходимый перепад в
долоте, т.е. как Ргд max = Рдт
1.4.5. Следует отметить и еще один недостаток всех ранее предложенных
методов расчета dн (или Ргд) - не обоснован верхний технологически обусловленный предел Ргд, который для выбранной системы бурильного
21
инструмента можно считать оптимальным или рациональным. Действительно, с
увеличением Ргд, более Рдт потребуется увеличить Рmax и G. Но величина G в
первую очередь ограничена возможностями забойного двигателя в связи с ростом
вращательного момента на долоте при росте G, а во-вторых - прочностью долота.
Резерв увеличения Ргд за счет снижения Рт, РR, Ргс в настоящее время также
ограничен, тем более, что с увеличением L большую проходку на долото
получают с применением турбобуров, у которых больше Рт.
1.4.6. На кафедре бурения ТюмИИ предложен новый метод расчета Ргд, а
соответственно и dн [20] с учетом следующих факторов:
- се осевые усилия, действующие на бурильный инструмент в скважине,
взаимосвязаны, а определяющую роль играет осевая нагрузка на долото;
- независимо от того, разрушается забой струей жидкости, истекающей из
насадок или нет, Рдт является регулятором Gг;
- гидравлической энергии, которую можно в настоящее время расходовать в
насадках долота, достаточно, чтобы эффективно регулировать соотношение
между величинами гидравлической нагрузки на долото и нагрузкой, создаваемой
весом (массой) бурильной колонны, и изменять характер взаимодействия
бурильного инструмента и воздействия вооружения долота на породу на забое
скважины.
1.4.6.1. С учетом вышеизложенного технологически необходимую величину
Рдт находим по формуле [20]:
Р дт 


1
G  G вр  G п  Р тп  Р R  .
Fp
Так как у турбобура Nт = Nт
max
(1.38)
при n = nоп и М = Моп, то экономичней
эксплуатировать турбобур и определять Рдт при Gп = 0, приняв меры против
опасного развития амплитуды вибраций сжатой части колонны (при - Gп опора
загружена сверху).
1.4.6.2. После расчета Рдт, при одинаковых диаметрах насадок долота
находим:
22
1  Q 2
4
dн 
  Kн
2 2д
 Р дт
,
(1.39)
где: Кн - число насадoк долота,
д
-
тaк
называемый
коэффициент
расхода,
который
учитывает
гидросопротивления в промывочном узле долота:
д 
1
0
;
(1.40)
0 - сумма коэффициентов сопротивлений на входе в промывочный канал
долота (и в насадку), на выходе из насадок и по длине промывочного канала;
0 может быть более 2 [11], а величина д в среднем не превышает 0,82. Если
при расчетах Ргд и dн вместо д подставлять коэффициент расхода для насадок
(н = 0,951,0), то ошибка в определении dн может составить свыше 20%, что
приведет к занижению величины Ргд более, чем в два раза. Поэтому формулы
вида:
Р гд

 1  Vи2
2 2д

,
(1.41)
для расчетов dн можно применять только когда н = д, а величина перепада
Ргд  Рдт и Vи известны (Vи - согласно промысловой информации о приемлемом
изменении ее диапазона при обеспечении эффективных осевых усилий в
бурильном инструменте).
Если уровень Vи проектируется для разрушения горных пород, то
необходима достоверная информация об эффективности планируемой величины
Vи. Причем при исследованиях должно учитываться непосредственное влияние
Vи на Vм или hд и отдельно - влияние Ргд на Vм и hд при изменении в
соотношениях параметров Gc, Gд, Gг, G и Gп.
1.5. Расчет некоторых параметров в случае применения турбобуров с
турбиной типа А7НЧС.
1.5.1. Допустимую нагрузку и рабочую, воспринимаемую турбобуром,
рассчитывают, но формуле:
23
G max 
ba  М т  М 0
,
Му
(1.42)
где: bа = 0,617.
1.5.2. Параметры Мр, nр ("р" - рабочие) и nоп соответственно определяют как:
Мр  bm  Мг ;
(1.43)
nр  bm  nx ;
(1.44)
n он  0,5  n x ;
(1.45)
где:bm = 0,42 … 0,50
1.5.3. Расчет n и Q осуществляется согласно формулам (2.1), (2.12) и (2.23)
работы [4], причем можно принимать n = nоп.
1.5.4. Параметры, характеризующие работу турбобуров, следует брать из
табл. 1.2., 1.3 и из работ [8 … 11, 14] и др.
1.6. Проектирование режима бурения при применении ВЗД.
1.6.1. Выбор ВЗД (винтового двигателя или "Д") можно провести по частоте
n = n [4] и моменту на долоте (Мд). Можно ориентироваться на nh max.
1.6.2. Величину расхода Q определяют из условия Q = Qт [4] c пересчетом
частоты n для Qт. Но так как мощности ВЗД достаточна для разбуривания
практически всех пород, то, если n близка к справочному значению n для
выбранного ВЗД, можно принимать справочное значение Q = Qc.
1.6.3. Осевая нагрузка на долото определяется по формуле (2.10) [4] или как
G = GR
max,
что обусловлено применением долот, приспособленных для
эксплуатации при пониженных n для получения максимально возможной
проходки на долото при заранее известной потере в величине Vм (долота типа
ГНУ и др.).
Характеристики ВЗД приводятся в работах [8, 10, 13] и др. и в табл.1.4.
1.7. Проектирование режима бурения при электробурении
1.7.1. Осевую нагрузку на долото можно определять по формуле (2.10)
работы [4] , расход как Q  Qmin, а n = n. После выбора электробура по Мд и n
проверяются условия:
24
G  Gн;
(1.46)
G  G max ;
(1.47)
G  Gt ;
(1.48)
где: Gн, Gmax, Gt - осевые нагрузки, при которых электробур развивает
номинальный вращательный момент на валу (Мн), тормозной - (Мmax) и момент,
при котором температура обмоток достигает допустимой величины (Мt),
соответственно.
Таблица 1.4.
Параметры для двигателей типа "Д"
Параметры
Q, л/с
n, 1/с
Рзд, МПа
М, кНм
Длина, мм
Масса, кг
Д-240
40…60
1,83…2,83
4…8
6,2…6,8
9200
2000
Д1-195
25…35
1,3…1,83
4…5
3,2…3,8
7675
1350
Тип двигателя
ДС-195
ДЗ-172
25…35
25…35
1,3…2,2 1,3…1,83
7…8,5
4…5
8…9,0
3,2…3,8
9700
7800
1800
1000
ДМ-172
18…35
2,6…4,0
4…8
2,5…4,0
6600
750
Д1-127
15…20
2,1…2,8
5,5…7,0
2,0…2,5
6000
450
1.7.2. Расчет Gн, Gmax, Gt ведется согласно следующему выражению при
соответствующей замене момента на валу электробура (Мэ) величинами Мн,
Мmax, Мt:
Gt 
М э  М ср  М шо  М о
М у  М уш
,
(1.49)
где: Мср - момент сопротивления при вращении ротора двигателя, Нм;
Мшо - момент сопротивления в шпинделе не зависящий от осевой нагрузки,
Нм;
Муш - удельный момент сопротивления в шпинделе, Нм/кН;
М уш  1,5  d вш ,
dвш - диаметр вала шпинделя, м;
Му, Мо - то же, что и в формулах (1.1) и (1.2).
25
(1.50)
В практических расчетах можно принимать (Мср + Мшо) = 0. Моменты Мн,
Мmax, даны в справочной литературе [10, 13] и [21], а Мt рассчитывают согласно
выражению:
М t  A мэ  I д ,
(1.51)
где: Амэ - параметр, характеризующий прирост Мэ на 1 ампер тока в статоре
электробура, Нм;
Iд - допустимая сила тока, А; [10, 13, 21].
1.8. Выбор компоновки бурильной колонна и расчет колонны на прочность
1.8.1. В первую очередь выбирают диаметр бурильной колонны [22, 23]. При
обосновании компоновки бурильной колонны необходимо учитывать следующее:
- функция и условия ее работы при выбранном способе бурения;
- чтобы гидросопротивления в циркуляционном тракте скважины и
гидроударные нагрузки за колонной, ее общий вес и износ были бы минимально
возможными;
- повышение эффективности управления динамическими процессами в
бурильном инструменте и скважине;
- возможность размещения в бурильной колонне аппаратуры для получения
информации из скважины;
- требования и рекомендации по успешной проводке скважины в заданном
направлении.
1.8.2. Расчет бурильной колонны при бурении в ГЗД на прочность в первую
очередь следует производить в опасных сечениях тела труб от действия
растягивающих нагрузок. Коэффициент запаса прочности не должен быть много
больше допускаемого.
1.8.3. По мере необходимости (и по согласованию с руководителем
проектирования) производятся расчеты на устойчивость или на допускаемую
глубину спуска бурильной колонны из выбранных труб.
1.8.4. Расчет бурильной колонны и обоснование ее компоновки можно
производить по методикам работ [22, 23] с учетом рекомендаций, данных в курсе
лекций по технологии бурения.
26
1.8.5. В табл.1.5 приведены некоторые сведения и параметры для основных
бурильных труб, выпускаемых и применяемых в России.
Таблица 1.5
Общие сведения о бурильных трубах
Условное название
труб
Обозначение
Группы
Предел
Примечания
труб по ГОСТу прочности текучести,
(первые буквы) (материал)
МПа
I тип
В
Д
380
 Трубы

(высадка внутрь)
К
490
ВП
повышенной
Е
539
прочности
Л
637
2 тип
Н
 Высадка у
М
735
(высадка наружу)
Н*
труб
Р
882
комбинированная
Т
960
3 тип (ТБВК)
ВК
пример
4 тип (ТБНК)
НК
обозначения труб
П
Д
379
по ГОСТу:
ТБПВ
ПК**
Л
516
В-114 х 9Д
Е
665
ГОСТ631-75
ТБ
Д16-Т
330
Д16-Т147  11
(внутр. выс.)
Труба "Л" - с
ГОСТ 23786-79
левой резьбой
ТБП
Д16-Т
330
ПД16-Т147  11
(с протект. утолщ.) ГОСТ 23786-79
ЛБТ ВК
ГОСТ 23786-79
Д16-Т
330
1.9. Основные требования к свойствам промывочной жидкости для
эффективного углубления скважины.
1.9.1. В процессе бурения скважины, в частности, при углублении скважины,
требования к свойствам промывочной жидкости часто противоположны, поэтому
на
каждом
месторождении
должна
быть
выработана
такая
рецептура
промывочной жидкости, при которой к минимуму сводится противоположное
влияние факторов на темп углубления скважины.
1.9.2. В табл.1.6 приведены некоторые требования к свойствам промывочной
жидкости, в основном с позиции оценки темпа углубления скважины.
27
Таблица 1.6.
Основные требования к свойствам промывочной жидкости при углублении
скважины
Требования
к
промывочной жидкости
свойствам Влияние свойств промывочной жидкости
Хорошая очистка забоя и способность На механическую скорость проходки, на
удерживания выбуренных частиц характер осложнений в скважине
породы во взвешенном состоянии
Минимально возможная стоимость
На стоимость 1 м бурения и на
работоспособность буровой бригады
Безопасность
в
обращении
химическая неагрессивность
и На здоровье человека и состояние
окружающей
среды,
на
наработку
оборудования на отказ
Оптимальность величин плотности, На
величины
дифференциального
вязкости и показателя фильтрации, давления
на
забой
скважины
и
хорошая смазывающая способность, гидроимпульсного давления, а также
минимальная
абразивная гидросопротивлений; на работу ГЗД и на
способность,
минимальное наработку их и долот на отказ; на характер
содержание песка и газа
осложнений, в том числе на устойчивость
стенок скважины и сальникообразование;
на незапланированное снижение расхода
промывочной жидкости и т.д.
Способность
по
возможности На механическую скорость проходки и на
проникать в микротрещины на забое проходку на долото
скважины
1.9.3. Необходимо отметить, что требований к свойствам промывочной
жидкости значительно больше, в связи с нежелательным загрязнением как
продуктивного, так и других пластов в разрезе скважины, а также в связи с
необходимостью
вызова
притока
флюида
из
скважины,
качественного
цементирования скважины и др. Поэтому в табл.1.6 освещена только часть
требований к свойствам промывочной жидкости.
Кроме
того,
имеются
определенные
требования
при
применении
специальных и аэрированных промывочных жидкостей и применении продувки
скважины.
1.10. Ограничения, накладываемые на величины параметров режима бурения
28
1.10.1. Расход промывочной жидкости не должен превышать величины, при
которой давление на выкиде буровых насосов достигает предельно допустимой
величины при выбранном (или данном) типе насосов и их количестве.
1.10.2. Осевая нагрузка на долото не должна превышать величины, при
которой вал турбобура (забойного двигателя) останавливается или температура
обмоток электробура достигает допустимого значения.
1.10.3 Частота вращения вала забойного двигателя может быть ограничена
величиной, допустимой для выбранного долота, хотя правильно выбирать долото,
учитывая соответствующие свойства пород и частоту n.
1.10.4. При специальных режимах имеются также определенные ограничения
в режимах бурения.
1.10.5. Ограничения в режиме бурения скважины, связанные о плохой
организацией работ, в проектах принимать не рекомендуется.
Литература
1. Потапов Ю.Ф., Матвеева А.М., Маханько В.Д. и др. Проектирование
режимов турбинного бурения. - M.: Недра, 1974.- 240 с.: ил.
2.. Александров М.М. Современные представления о проектировании
режимов бурения. Внутри инст.учебное пособие. Грозн. нефт.ин-т. Грозный,
1974.- 71с.: ил.
3. Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовин К.И. и др. Технология бурения
глубоких скважин. Учебн. пособие для вузов. - M.: Недра, 1982.- 287с.: ил.
4. Кулябин Г.А. Методические указания по курсу "Технология бурения
глубоких
скважин"
для
проектирования
режима
бурения
с
забойными
двигателями и самостоятельной работы студентов специальности 0908. Часть I.Тюменский индустриальный институт: Тюмень,1989. - 30с.
5. Григорян Н.А., Багиров Р.Е. Анализ процесса турбинного бурения. - M.:
Недра, 1982.- 207 с.: ил.
6. Руководство по технологии бурения эксплуатационных скважин в
Западной Сибири - Тюмень: Главтюменнефтегаз, СибНИНП, 1978.- 49с.: ил.
29
7. Шацов Н.И., Федоров В.С., Кулиев С.И. Бурение нефтяных и газовых
скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1961.-666с.: ил.
8. Методические указания по проектированию и выбору рациональных
энергетических
характеристик
турбобуров.
РД39-0148052-6.019-86.
-
M.:
ВННИБТ, 1986.- 30с.
9. Гусман M.Т., Любимов Б.Г., Никитин Г.М. и др. Расчет, конструирование
и эксплуатация турбобуров. - М.: Недра, 1976.- 368с.: ил.
10. Северинчик Н.А. Машины и оборудование для бурения скважин. - M.:
Недра, 1986. -368с.: ил.
11. Шумова 3.И., Собкина И.В. Справочник по турбобурам. - M.: Недра,
1970.- 192с.: ил.
12. Чугаев P.P. Гидравлика. Учебник для вузов. - 4-е изд., доп. и перераб. - Л.:
Энергоиздат, Ленинград. отд-ние, 1982.- 672с.: ил.
13. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. T.I. - М.:
Недра, 1985.- 414с.: ил.
14. Балицкий П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. М.: Недра, 1975.- 293с.: ил.
15. Караев М.А. Гидравлика буровых насосов. - М.: Недра, 1984.-209с.: ил.
16. Новые способы разрушения горных пород. Обзорн. информация, Серия:
Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978.- 67с.
17. Кореняко А.В., Струговец Е.Т., Биишев А.Г. Исследование процесса
бурения высоконапорными струями на месторождениях Западной Сибири. //
Н.Т.С. Проблемы нефти и газа Тюмени. - 1976.- № 29.- С. 22 - 24.
18. Кулябян Г.А., Федотов В.П. Определение разгрузки на буровом крюке. //
Н.Т.С. Проблемы нефти и газа Тюмени. - 1982.- № 53.- С. 30 - 34.
19. Мавлютов М.Р., Матюшин П.Н., Корыпаев П.Н., Ткаченко В.И. Влияние
количества и диаметра насадок в трехшарошечном долоте на интенсивность
разрушения горной пароды. Гос.ин-т по проект. и исслед. работам в нефт. промти. - Куйбышев, 1988. - 5 с. (Рукопись деп. во ВНИИОЭНГ, 11.07.88, № 1953-нг
88).
30
20. Кулябин Г.А. Расчет технологически оптимальных диаметров насадок
долот для бурения с забойным двигателем // Сб.Н.Т. Методы освоения Зап.-Сиб.
нефгегаз. комплекса. - № 65. - 1985. - С. 17-20.
21. Фоменко Ф.М. Бурение скважин электробуром. - М.: Недра, 1974.-272с.:
ил.
22. Трубы нефтяного сортамента. Справочник. 3-е изд., перераб. и доп. - М.:
Недра, 1987.- 488с. (авторы А.З. Сароян, Н.Д. Щербюк, Н.В. Якубовокий и др.)
23. Гречин Е.Г. Методические указания и контрольные задания по курсу
"Технология бурения глубоких скважин", раздел "расчет бурильных колонн" для
студентов III, IV, V курсов очного и заочного обучения специальности 0211
"Бурение нефтяных и газовых скважин". - Тюмень, 1985.- 47с.
СОДЕРЖАНИЕ
1. Проектирование и расчеты по технологии углубления скважины с
применением забойных двигателей…………………………………………... 4
1.1. Выбор турбобура……………………………………………………………….
4
1.2. Определение коэффициента передачи мощности на забой скважины, КПД
забойного двигателя и составляющих мощности, расходуемой при
углублении скважины…………………………………………………………. 12
1.3. Выбор типа буровых насосов в определение их гидравлической
мощности…………………………………………………………………….…. 18
1.4. Проектирование перепада давления в долоте и диаметра его насадок….…. 20
1.5. Расчет некоторых параметров в случае применения турбобуров с
турбиной типа А7НЧС………………………………………………………… 23
1.6. Проектирование режима бурения при применении ВЗД……………………. 24
1.7. Проектирование режима бурения при электробурении………………….….. 24
1.8. Выбор компоновки бурильной колонны и расчет колонны на прочность… 26
1.9. Основные
требования
к
свойствам
промывочной
жидкости
для
эффективного углубления скважин…………………………………………... 27
1.10. Ограничения, накладываемые на величины параметров режима бурения… 28
Литература………………………………………………………………………….. 29
31
Методические указания по курсу "Технология бурения глубоких скважин"
для
проектирования
режима
бурения
с
забойными
двигателями
самостоятельной работа студентов специальности 090800. Часть 2.
Составитель; к.т.н., доцент Кулябин Г.А.
Подписано к печати
Объем 2 п. л.
Формат 60/90 1/16
Заказ
Тираж
Бесплатно
Электрография кафедры "Бурение нефтяных и газовых скважин"
Компьютерная верстка "Лаборатория информационных технологий" ИНиГ
Институт нефти и газа ТюмГНГУ, 2003
625039, Тюмень, 50-лет Октября, 38
32
и