Файл: Элияшевский, И. В. Типовые задачи и расчеты в бурении учеб. пособие.pdf

Подставляя данные, получаем У д= 3 4,2 .10~4 •0,1 •9 • 19,0 •218 = 12,7 кВт.

iVnp = 180 кВт — мощность, передаваемая на ротор; N = 1040 л. с.

Аналогично определяем к. п. д. буровой установки для других интервалов бурения. На основе всех предыдущих расчетов и таблиц строим сводную таблицу режима роторного бурения.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЖИМА ПРИ БУРЕНИИ АЛМАЗНЫМИ ДОЛОТАМИ

Задача 86. В интервале 2300—2900 м залегают породы 7 катего­ рии твердости (о = 200 кгс/мм2). Бурение данной породы преду­ сматривается проводить алмазными долотами типа АДУ-2-142,5 конструкции УфНИИ (техническая характеристика алмазных до­ лот приведена в табл. 6 и 7 приложения).

Решение.

Определение количества промывочной жидкости

Количество промывочной жидкости при бурении алмазными долотами рекомендуется определять по формуле

153

В нашем примере принимаем К 0 = 0,08 см3/с • см2. S 3 — пло­ щадь забоя скважины в см2.

Здесь К — коэффициент, учитывающий увеличение диаметра забоя за счет образования каверн, трещин и пр. Величина его колеблется в пределах 1,05—1,3; Пд — 14,25 см — диаметр алмазного долота в см.

Следовательно,

Аз = 1,1 3'14'^4’252 = 174 см2.

Тогда

Q = 0,08-174 = 13,9 л/с.

Согласно характеристике насоса У8-4 (см. табл. 42 приложения), производительность 13,9 л/с можно получить при работе одного насоса с цилиндровыми втулками диаметром 130 мм при числе двойных ходов поршня в минуту 50, коэффициенте подачи а = 0,8. Допустимое давление при этом 172 кгс/см2.

Определение осевой нагрузки на долото

Осевую нагрузку на алмазное долото рекомендуется определять по формуле

G = aaSK,

где а — коэффициент, учитывающий характер разрушения породы на забое и прочность алмазов. Коэффициент а принимается равным 0,5—0,8; 5 К— контактная площадь алмазов, установленных на тор­ цовой части долота. Значения контактных площадей для основных типоразмеров долот и коронок конструкции УфНИИ приведены в табл. 31.

Принимая а = 0,6, S K = 45 мм2 и подставляя данные в формулу, получаем

G = 0,6 • 200 • 45 = 5400 кгс = 5,4 тс.

154

В начале бурения новым долотом нагрузка не должна превышать 0,5—1 тс. Для трещиноватых пород рекомендуется расчетные на­ грузки уменьшать на 50%.

П р и м е ч а н и е . Контактную площадь алмазов, установленных на тор­ цовой части долота, можно определить по формуле

SK= 0 № d cKT.

Здесь 0,03 — коэффициент, характеризующий степень внедрения алмазов при хрупком разрушении породы; Кт— количество алмазов на торцовой по­ верхности долота; dc — средний диаметр алмазов в мм.

Определение скорости вращения долота

Скорость вращения алмазных долот можно определить по фор­ муле

60О)кр

яДц

где Dд — диаметр алмазного долота в м; сокр — критическая ок­ ружная скорость вращения коронки алмазного долота. Значение сокр равно 3—5 м/с.

Следовательно,

60-3 п = 3,14-0,1425 = 400 об/мин.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО ПО ПОКАЗАНИЯМ ИНДИКАТОРА ВЕСА

Задача 87. Оснастка талевой системы 5 x 6 . Число рабочих струн равно 10. Показания индикатора перед началом бурения 58 деле­ ний, в начале бурения 51. Величина разгрузки при этом составляет

7 делений (58 — 51 = 7).

Решение. По данным паспорта (см. табл. 35 приложения), 50 де­ лениям индикатора соответствует нагрузка 5415 кгс, а 60 делениям — 6650 кгс. Тогда цена одного деления индикатора между 50 и 60 де­ лениями равна

Нагрузка на долото при 7 делениях по индикатору равна

G = 123,5 • 7 • 10 = 8445 кгс = 8,5 тс.

Задача 88. На сколько делений бурильщик должен разгрузить талевую систему, чтобы нагрузка на долото составила 9 тс. Осна­ стка талевой системы 4 X 5, т. е, число рабочих струн равно восьми. Перед началом бурения, когда долото еще не касается забоя, ин­ дикатор веса показал 78 делений.

Решение. По данным паспорта (см. табл. 35 приложения), 70 де­ лениям индикатора соответствует нагрузка 7850 кгс, а 80 делениям —

155

И БУРИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ

Нефтяные и газовые скважины различаются по назначению, глубине, конструкции, условиям бурения и т. д. Совершенно оче­ видно, что буровыми установками одного типа нельзя одинаково успешно бурить скважины глубокие и мелкие, большого диаметра и малого, поисковые и эксплуатационные. Поэтому нужно иметь установки нескольких классов, каждый из которых должен наиболее полно удовлетворять требованиям бурения определенной группы скважин.

Основным параметром при классификации буровых установок является их номинальная грузоподъемность, т. е. нагрузка на крюке, соответствующая наибольшему весу бурильной (обсадной) колонны, допустимому при нормальной длительной работе оборудования. Однако учитывая целый ряд других нагрузок, воспринимаемых буровой установкой при спуске обсадных колонн и ликвидации прихватов, т. е. нагрузки не регулярные и случайные, необхрдимо определить и регламентировать также и максимальную нагрузку на крюке, которую может воспринимать подъемная часть буровой установки без ущерба для своей прочности. Эта нагрузка называется максимальной грузоподъемностью. При выборе типа буровой уста­ новки для каждого конкретного случая необходимо учитывать сле­ дующее: вес наиболее тяжелой колонны; твердость, пластичность

иабразивность пород, подлежащих разбуриванию; ожидаемое от­ носительное давление в проходимых горизонтах и возможность тех или иных осложнений; способ вскрытия, опробования и освоения продуктивных горизонтов; диаметр эксплуатационной колонны и, как следствие, диаметр остальных обсадных колонн, диаметры долот

ибурильных труб; условия поверхностного рельефа; климатиче­ ские условия района; способ бурения; компактность установки,

легкость и быстроту монтажа и демонтажа.

В настоящее время нормальным рядом предусмотрен выпуск буровых установок пяти классов с номинальной грузоподъемностью 50, 80, 125, 200, 300 т и максимальной, соответственно, 80, 125, 200, 320, 500 т.

157

Внутри каждого класса буровые установки могут подразде­ ляться в зависимости от вида привода (электрический, от двига­ телей внутреннего сгорания, дизель-электрический, газотурбинный, паровой); приспособленности к тому или иному способу бурения; количества монтажных блоков; способа транспортирования с точки на точку и т. д.

Основные параметры буровых установок приведены в табл. 36 и 37 приложения.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ ДВИГАТЕЛЕЙ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

Определение мощности двигателей для привода насосов при турбинном способе бурения

Задача 90. Определить мощность двигателей для привода буровых насосов при турбинном способе бурения, если бурение вертикаль­

нагрузка на долото в тс; 2ЭД— диаметр долота в см; п — скорость вращения долота в об/мин.

Уд= 34,2-10-4. 0,1-15-29,5-500 = 75,8 кВт;

У г. п — мощность, затрачиваемая на преодоление гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе. У г.п определяется по формуле

где р — давление нагнетания буровых насосов.

Р — Рм + Ртр + Рз + Ру + Рц + Рп. т + Рт+ Рк. п

158

Здесь рм— потери давления в манифольде.

р тр — потери давления в бурильных трубах.

р у — потери давления в утяжеленных бурильных трубах.

Ру = ПуктУгл. рQ /у-

«унт — коэффициент потерь давления в утяжеленных бурильных трубах. Яувт = 2,24 • 10~8 (см. табл. 19 приложения); L — = 100 м — длина УБТ.

7?у= 2,24• 10~5*1,3» 302• 100 = 2,62 кгс/см2;

рл — потери давления в долоте

Л = адуГл#р<?2.

йд — коэффициент потерь давления в промывочных отверстиях долота.

йд = 4 ^ - = т | - = 414-10'5-

Здесь F — суммарное сечение промывочных отверстий долота. Согласно данным табл. 3 приложения, F = 17 см2.

рй= 414 • 10-* • 1,3 • 302 = 4,82 кгс/см2;

159