РГП Методичка Калинин А.Г. Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007

• Название: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007
• Дата: 07.04.2023
• Размер: 2.67 Mb.
• Имя файла: РГП Методичка Калинин А.Г.doc
• Тип: Учебное пособие; #1044959
• страница: 22 из 29

Рис. 5.8. Стабилизаторы:

а - крестообразный роторный СКР (тип СК); б - УБТ квадратного сечения КУБТ (тип СК);

в - УБТ спирального сечения (тип СС); г - маховик М (тип СЦ)


Рис. 5.9. Расширители:

а – конструкции ГрозНИИ (тип РШ); б- дисковый (тип РД); в- шестишарошечный конструкции ВНИИБТ (тип РШ)
5.5.2. Расчет компоновок маятникового типа (отвесных)
Первоначально необходимо определить число ступеней КНБК в зависимости от диаметра долота и обсадной колонны, под которую будет вестись бурение (см. по табл. 5.23) .

Длина УБТ (м) рассчитывается по следующим упрощенным формулам:

для роторного бурения

, (5.34)

для турбинного бурения

, (5.35)

где Р_д – нагрузка на долото, МН/м; q_УБТ – вес 1 м УБТ, МН; G – вес турбобура, МН.

Если УБТ состоят из нескольких секций различных диаметров, то в КНБК выделяют следующие части: жесткая, наддолотная, сжатая, растянутая.

Длина жесткого наддолотного участка определяется из условия обеспечения минимума угла поворота этого участка под действием осевой нагрузки. Значения оптимальной длины ℓ₁ жесткой наддолотной части в зависимости от диаметра УБТ приведены ниже.

Диаметр УБТ,мм . . . . . .114 121 133 159 178 203 229 254 273 299

Длина жесткого наддо-

лотного участка компо-

новки ℓ₁, м . . . . . . . . . . 8,7 9,1 9,7 11,0 12,0 13,3 14,6 15,9 16,6 18,2
После определения длины жесткой наддолотной части необходимо найти длину сжатой части УБТ, входящих в компоновку:

, (5.36)

где q_УБТ1, q_УБТ2 - вес 1 м УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей соответственно, МН.

При бурении забойными двигателями в числителе формулы (5.36) вычитается G_т (вес турбобура).

После определения длины сжатой части УБТ необходимо найти осевую критическую нагрузку, МН:

, (5.37)

где Е - модуль упругости стали, Н/м²; I – осевой момент инерции сечения трубы, м⁴; q – вес 1 см длины УБТ, МН/м.

Значения критической нагрузки для УБТ различных типов и диаметров можно также найти по табл. 5.24.

Если осевая нагрузка на долото будет больше, чем критическая (Р_дс >Р_кр), то необходимо в интервалах, где будет

наблюдаться искривление ствола скважины, осевую нагрузку уменьшить до значения критической.

Длина растянутой части определяется по формуле:

для роторного бурения

, м (5.38)

для турбинного бурения

, м (5.39)

где q_УБТ3 – вес 1 м УБТ в растянутой части, МН/м.

Если в растянутой части будут находиться несколько секций УБТ разных диаметров, то вес этих УБТ (0,25) необходимо равномерно распределить между всеми секциями в растянутой части.
Таблица 5.24

Основные параметры УБТ

Условное обозначение трубы	Наружный диаметр, мм	Резьба	Внутрен-ний диа-метр, мм	Диаметр проточки под эле-ватор, мм	Теорети-ческая масса 1 м трубы, кг	Критическая на-грузка (без учета гидравлической нагрузки) кН
УБТ-95 УБТ-108 УБТ-146 УБТ-159 УБТ-178 УБТ-203 УБТС-120 УБТС-133 УБТС-146 УБТС-178 УБТС-203 УБТС-219 УБТС-229 УБТС-245 УБТС-254 УБТС-273 УБТС-299	95 108 146 159 178 203 120 133 146 178 203 219 229 245 254 273 299	З-76 З-88 З-121 З-133 З-147 З-171 З-101 З-108 З-121 З-147 З-161 З-171 З-171 З-201 З-201 З-201 З-201	32 38 75 80 80 100 64 64 68 80 80 110 90 135 1001 100 100	- - - - - - 102 115 136 168 190 190 195 220 220 220 245	49,0 63,0 97,0 116,0 156,0 192,0 63,5 83,0 103,0 156,0 214,6 221,0 273,4 258,0 336,1 397.1 489,5	11,6 16,3 32,0 40,5 57,8 78,6 18,5 25,6 33,5 57,8 85,6 95.4 118,2 121,5 155,8 192,1 249,8

В итоге длина отвесной компоновки (м) будет составлять

для роторного бурения

L = , м (5.40)

для турбинного бурения

L = , м (5.41)

Пример 5.7. Рассчитать длину отвесной компоновки при следующих условиях: диаметр обсадной колонны, под которую будет вестись бурение – 245 мм; бурение роторное; диаметр долота – 295,3 мм; нагрузка на долото – Р_д = 0,3 МН.

Р е ш е н и е. 1. По табл. 5.23 находим, что для бурения под обсадную колонну диаметром 245 мм долотом диаметром 295,3 мм КНБК должна состоять из четырех секций УБТ: 254 (жесткая наддолотная часть), 229 (сжатая часть), 203 и 178 мм (растянутые части), бурильные трубы диаметром 140 мм.

2. Оптимальная длина жесткой наддолотной части составит ℓ₁ = 15,9 мм.

3. Длина компоновки по формуле (5.40) и с учетом выше изложенных требований:

L= м.

4. По табл. 5.24 находим, что для УБТС-229 (сжатая часть) Р_кр =118,2 кН = 0,118 МН.

Следовательно Р_д > Р_кр (0,30 > 0,118), поэтому в интервалах склонных к интенсивному искривлению ствола скважины, необходимо осевую нагрузку снижать до 0,118 МН, чтобы Р_д = Р_кр.

Пример 5.8. Рассчитать длину отвесной компоновки при следующих условиях: бурение турбинное; диаметр долота – 151 мм; нагрузка на долото – 160 кН (0,16 МН).

Р е ш е н и е. 1. По табл. 5.23 находим, что для бурения долотом 151 мм необходимо взять две секции УБТ с диаметром 121 мм и 108 мм.

2. Длину жесткой наддолотной части выбираем по табл. на стр 121. Она равна 9,1 м. В качестве жесткой наддолотной части используем турбобур ТС4А-127, т.к. его длина больше 9,1 м (ℓ_т = 12,7 м; G = 0,0109 МН).

3. Определим длину сжатой секции из УБТ диаметром 121 мм по формуле 5.36.

м.

4. Определим длину растянутой части УБТ диаметром 108 мм:

м.

5. Длина отвесной компоновки

L_общ = 12,7 + 257+ 64,7 = 334,4 м.
5.5.3. Расчет жестких компоновок
Наиболее эффективный метод предупреждения естественного искривления скважин и формирования качественного ствола - применение жестких компоновок нижней части бурильной колонны, которые должны применяться в устойчивых породах, когда диаметр скважины близок к диаметру долота.

Применение жестких компоновок с калибрующими элементами позволяет хорошо калибровать ствол скважины, устранять зависание инструмента и вести спуск обсадных колонн без осложнений.

В процессе разработки компоновок нижней части бурильной колонны исходят из следующих условий:

в компоновке должен быть жесткий наддолотный участок, диаметр этих УБТ является максимальным из всех секций и находится по табл. 5.23, наличие этого участка обеспечивает предупреждение искривления скважины;

нагрузка на долото должна создаваться весом УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей компоновки, а для обеспечения прямолинейности оси УБТ в сжатой части компоновки необходимо устанавливать опорно-центрирующие элементы (центраторы) различных конструкций;

растянутая часть УБТ, входящих в состав КНБК, служит для плавного перехода жесткости сечений этих УБТ к жесткости сечения бурильной колонны.

Оптимальная длина жесткой наддолотной части компоновки находится из решения дифференциального уравнения, позволяющего найти угол поворота нижнего конца компоновки под действием осевого усилия, центробежных сил и изгибающего момента, действующего на верхний конец компоновки в результате продольного изгиба ее вышерасположенной части.

В качестве критерия оптимальности длины жесткой наддолотной части КНБК принимается минимум общего угла поворота нижнего конца компоновки:

θ_общ = θ_пер + θ_пр,

где θ_пер – угол, образующийся за счет зазора между опорно-центрирующими элементами и стенкой скважины; θ_пр – угол, обусловленный потерей прямолинейной формы наддолотной части компоновки.

Оптимальную длину жесткой наддолотной части следует находить по номограмме (рис.5.10) в следующей последовательности.

1. Находят значение изгибающего момента в нижней части компоновки (в верхней части жесткой наддолотной части) в зависимости от диаметра УБТ находятся по табл. 5.25.

Зависимость коэффициента момента i от нагрузки на долото Р_д и критической нагрузки Р_кр следующая.

Нагрузка на долото, Р_д . . . . . . Р_кр 1,2 Р_кр 1,4 Р_кр 1,6 Р_кр 1,8 Р_кр

Коэффициент момента i . . . . 0,87 0,96 1,03 1,1 1,15

Значение критической нагрузки для различных УБТ находят по табл. 5.24. Затем находят отношение и определяют из этого отношения (по данным на стр.96) коэффициент момента i.



Рис. 5.10. Номограмма для определения оптимальной длины жесткой наддототной части компоновки низа бурильной трубы.

Таблица 5.25

Коэф-фици-ент мо-мента	Изгибающий момент на нижнем конце бурильной колонны в Н∙м при наружном диаметре УБТ / диаметре долота, мм
	146 190	178 190	178 214	203 214	203 269	203 295	229 269	229 295	254 295
0,87 0,96 1,03 1,10 1,15	0,03 0,0330 0,0355 0,0379 0,0397	0,0144 0,0158 0,017 0,018 0,019	0,0549 0,0606 0,065 0,06940 0,07260	0,0184 0,0204 0,0218 0,0233 0,0244	0,1108 0,1222 0,1311 0,140 0,1464	0,1544 0,1704 0,1828 0,1952 0,2041	0,1009 0,1113 0,1195 0,1276 0,1334	0,1664 0,1836 0,1970 0,2104 0,2200	0,1373 0,1514 0,1626 0,1736 0,1816

2. По номограмме (рис. 5.10) оптимальную длину жесткой наддолотной части компоновки находят следующим образом:

зная M₁ и EI₁ по формуле

m = , (5.42)

определяют параметр m (левая часть номограммы).

Затем на правой части номограммы находят точку пересечения соответствующей шкалы M₁ и кривой d (зазор между опорно-центрирующим элементом и стенкой скважины), полученную точку пересечения сносят на нулевую шкалу M₁; эту точку соединяют с точкой на шкале Р_д (осевая нагрузка на долото). Точку пересечения этой прямой со шкалой значений параметра m= 6·10^-3 сносят по горизонтали до пересечения со шкалой m, соответствующей найденному ранее значению параметра m. Найденная точка пересечения путем интерполирования между кривыми линиями значений шкалы ℓ₁, даст искомую величину оптимальной длины жесткой наддолотной части компоновки - ℓ₁.

Величину зазора dопределяют из следующих данных.

Соотношение диаметров долота и центратора

Диаметр долота, мм ………………...394 295 216 190 161

Диаметр центратора, мм……………380 280 206 180 155
3. Определяют число промежуточных опор в сжатой части компоновки:

(5.43)

где G₁ – вес жесткой наддолотной части компоновки, МН; q_УБТ2 – вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки; ℓ₀ – расстояние между опорно-центрирующими элементами (табл.5.26)

4. Определяют суммарную длину компоновки низа бурильной колонны по формуле (5.40).

Такова последовательность расчета компоновки для роторного и турбинного бурения.

Пример. 5.9. Рассчитать компоновку нижней части бурильной колонны для бурения под обсадную колонну диаметром 219 мм; способ бурения – роторный: n = 120 об/мин; нагрузка на долото диаметром 269, 9 мм Р_д = 0,21 МН.

Р е ш е н и е. 1. По табл. 5.23 находим, что для обеспечения необходимой жесткости компоновка нижней части бурильной колонны должна состоять из УБТ трех ступеней диаметром 229, 203 и 178 мм.

2. По табл.5.24 находим вес 1 м УБТ каждой ступени

Н/м;

Н/м;

Н/м.

Таблица 5.26

Диаметр УБТ, мм	Расстояние между опорами (м) при частоте вращения УБТ, об/мин
	50	90	120	150
108-114 121 133 146 159 178 203	20,0 22,0 23,5 25,0 31,0 33,0 36,0	16,0 16,5 17,5 18,5 21,5 23,5 27,0	13,5 14,0 15,0 16,0 18,5 21,0 23,0	12,0 13,0 13,5 14,5 17,0 19,0 20,5

3. Для жесткой наддолотной части компоновки (УБТ диаметром 229 мм) выбираем УБТС-229, для которых по табл. 5.24 Р_кр = 118,2 кН = 0,118 МН.

Находим отношение: , откуда Р_д = 1,8Р_кр.

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

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

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

,

параметр m = .

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

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



Принимаем t= 4.

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

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

м.

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

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

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

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

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

Расстояние между промежуточными опорами для турбинного бурения принимается при частоте вращения 50 мин^-1.

Роль жесткой наддолотной части КНБК в этом случае выполняет или маховик, или, в случае его отсутствия, корпус турбобура.

Промежуточные опоры должны устанавливаться в первой, непосредственно над турбобуром, секции УБТ. Количество опор в этом случае определяется из выражения:

, (5.44)

где ℓ_УБТ(1) – длина УБТ первой секции; а – расстояние между промежуточными опорами.

Диаметр бурильных труб выбирается в соответствии с данными, приведенными в табл. 5.28.

Пример.5.10. Выполнить расчет КНБК для следующих условий: интервал бурения 500-2000 м под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм, диаметр обсадной колонны перед бурением данного интервала (кондуктор) 245 мм, способ бурения турбинный, турбобур двухсекционный, вес G = 25000 Н = 0,025·10^-3 МН, длина 14 м. Диаметр долота D_д = 215,9 мм,

осевая нагрузка Р_д = 79 кН = 0,079 МН.

Р е ш е н и е. 1. Выбираем тип и диаметр, а также число ступеней УБТ. В соответствии с табл. 5.23 для бурения 215,9 мм долотом в предыдущей обсадной колонне диаметром 245 мм под обсадную колонну диаметром 168 мм компоновка должна включать в себя две ступени УБТ диаметром 178 и 159 мм.

В соответствии с табл. 5.27 вес 1 м УБТ диаметром 178 мм составляет 1559 Н = 1,559·10^-3 МН, а вес 1 м УБТ диаметром 159 мм составляет 1164 Н = 1,164·10^-3 МН. Принимаем тип УБТС-2.

2. Диаметр бурильных труб по той же табл. 5.23 составляет 102 мм.

3. Поскольку мы выбрали двухступенчатую КНБК, сжатую часть размещаем в УБТ диаметром 178 мм (первая секция) непосредственно выше турбобуров. В этом случае длина сжатой части УБТ (по формуле 5.35):



Таблица 5.27

Диаметр УБТ, мм		Масса 1 м УБТ, кг	Расстояние а, м при частоте вращения колонны, об/мин
наружный	внутренний		50	90	120	150
73 89 95 108 114 121 133 140 146 159 178 178 203 203 219 229 245 254 273 299	35 51 32 56 45 64 64 68 74 80 80 90 80 100 112 90 135 100 100 100	25,3 32,8 49,3 52,6 67,6 63,5 83,8 102,9 97,7 116,4 155,9 145,9 214,9 192,4 218,4 273,4 257,7 336,1 397,8 489,5	17,5 19,7 19,5 21,4 21,5 22,7 23,6 24,7 24,9 31,5 33,0 33,4 34,9 35,5 37,0 37,0 39,5 39,0 40,3 41,9	13,0 14,7 14,5 16,0 16,0 16,9 17,7 18,4 18,5 23,5 24,6 24,9 26,0 26,5 27,6 27,6 29,4 29,1 30,0 31,3	11,3 12,7 12,6 13,8 13,9 14,6 15,2 15,9 16,0 20,3 21,3 21,5 22,5 22,9 23,9 23,9 25,5 25,2 26,0 27,1	10,1 11,4 11,2 12,4 12,4 13,1 13,6 14,2 14,4 18,2 19,1 19,3 20,1 20,5 21,4 21,4 22,8 22,5 23,2 24,2
Примечание.1. В компоновке УБТ диаметром более 203 мм промежуточные опоры можно не устанавливать. 2. Расстояние между опорами может быть увеличено не более чем на 10 %.

Таблица 5.28

Диаметр обсадной колонны, мм	Диаметр бурильной колонны, мм, при бурении
	забойными двигателями	роторный способ
114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 299 324 340 377 406 >406	- - - - - 89; 102; (90); (103) 102; (103); 114 114; 127 (129) 127; 140; (129); (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 168; (170)	60 (64) 60 (64) 73 73 73 89; 102; (90); (103) 102; (103); 114 102; (103); 114 114; 127 (129) 127; 140; (129); (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147) 140; (147)
Примечание. Цифры в скобках – размеры бурильных труб старых сортаментов.

4. Находим длину второй секции, расположенной в растянутой части КНБК и составленной из УБТ диаметром 159 мм:



5. Определяем общую длину КНБК

L_КНБК = ℓ_{т +} ℓ₁ +ℓ₂ = 14,00 + 43,3+ 16,97 = 74,27 м.

6. Общий вес КНБК

Q_КНБК = G + ℓ_{УБТ (1)} · q_УБТ(1) + ℓ_{УБТ (2)} · q_УБТ(2) = 0,025·10^-3 + 43,3·10^-3 + 16,96·1164·10^-3 = = 87,27·10^-3 МН.

7. Определяем число промежуточных опор, расположенных в сжатой части КНБК, составленной из УБТ диаметром 178 мм и длиной 43,3 м, так как по табл. 5.24 Р_кр = 57,8 кН = =0,0578·10^-3 МН.

Так как Р_д > Р_кр (0,079·10^-3 > 0,0578·10^-3), следовательно, необходимо устанавливать промежуточные опоры.

В соответствии с табл. 5.27. расстояние между опорами составляет а = 33,0 м (для частоты вращения n= 50 мин^-1).

Тогда число опор составит:

Следовательно, для указанных выше условий необходимо применять КНБК, в состав которой входят следующие элементы:

долото диаметром 215,9 мм;

турбобур длина 14 м, весом 0,025·10^-3 МН;

1-я секция УБТ (сжатая часть) – длиной 43,3 м, весом 67,5·10^-3 МН;

2-я секция УБТ (растянутая часть) – длиной 16,97 м, весом 19,8·10^-3МН;

Общая длина КНБК – 74,27 м, общий вес КНБК – 87,27·10^-3 МН.
6. Расчет параметров режима бурения
Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром [6, 7, 16, 19, 25, 30, 35].

В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузка на долото р_д, кН; частота вращения инструмента n, с^-1; расход промывочной жидкости Q, м³; тип и качество циркуляционного агента.

Режимные параметры можно подразделить на две группы:

1) первичные режимные параметры, или параметры управления;

2) вторичные режимные параметры, или параметры контроля.

Первичные параметры поддаются произвольному регулированию с целью управления процессом бурения. Параметры второй группы находятся в зависимости от конкретных условий в скважине или в случае применения забойных двигателей определяются характеристикой привода.

Сочетание режимных параметров бурения, которое обеспечивает наилучшие показатели углубления скважины, наиболее высокую эффективность работы породоразрушающего инструмента и необходимое качество буровых работ с использованием имеющегося оборудования, называется оптимальным режимом бурения. Такой режим бурения устанавливают для конкретных геологических условий с учетом характеристик имеющегося оборудования для наиболее эффективного его использования.

Расчет параметров режима бурения ведется для каждой выделенной пачки горных пород применительно к конкретному типу долота и способу бурения.
6.1. Роторное бурение

При проектировании режимов бурения на хорошо изученных площадях осевая нагрузка может определяться по формуле:

, (6.1)
где _з – коэффициент, учитывающий изменение твердости горных пород в конкретных условиях забоя ( = 0,33  1,59), для практических расчетов _з принимается равным 1,0; р_ш – твердость горной породы по штампу, МПа; F_к –площадь контакта зубьев долота с забоем, м².
По формуле Федорова В.С.

, (6.2)
где D_д – диаметр долота, м;  - коэффициент перекрытия – это отношение суммарной длины контакта зубьев горной породой к длине образующей шарошки, м;  - притупление зубьев шарошки, м.
Значения твердости горных пород по штампу приведены в табл. 1.1. Значения  и  приведены в табл. 6.1 (хотя в таблице 6.1 приведены данные по долотам устаревших конструкций, их можно использовать для современных, учитывая для каких пород они предназначены – М, С или Т).

На площадях с недостаточно изученными физико-механическими свойствами горных пород нагрузка на долото определяется через его диаметр (для мягких пород она равна 0,002, для очень крепких 0,016 МН/см).

Частоту вращения находят в соответствии с методикой, предложенной

Владиславлевым В.С., исходя из постоянства мощности привода ротора

N = К ·Р_max.уд. · D_д · n_min, (6.3)

где К – коэффициент; Р_{max уд} – максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, МН/см (см. рис. 6.1); D_д – диаметр долота, см; n_min - минимальная частота вращения стола ротора, берется по характеристике его для конкретной буровой установки, мин^-1.

Коэффициент К можно найти по формуле:

, (6.4)

где Р_д – текущее значение нагрузки для конкретного типа долота; n_i – текущее значение частоты вращения стола ротора.

Подставив значение К в формулу (6.3) и решив уравнение относительно n_i, получим формулу для расчета текущего значения частоты вращения стола ротора.

, мин^-1 (6.5)

Таблица 6.1

Характеристика вооружения серийных долот сплошного бурения при нулевом погружении зубцов в породу (По Ю.А.Алексееву)

 - коэффициент перекртия,  - притупление зубьем, мм

Долото	, мм		Долото	, мм	
1В-93С (95,2) 1В-93Т (95,2) 2В-97С (98,4) 2В-97Т (98,4) 1В-112С (114,3) 1В-112Т (114,3) 2В-118С (120,6) 2В-118Т (120,6) 1В-132С (132) 1В-132Т (132) 4В-140С (139,7) 4В-140Т (139,7) 1В-145Т (146) 1В-151С (152,4) 1В-151Т (152,4) 1В-161С (158,7) 1В-161Т (158,7) 2В-190С (190,5) ОМ-576-190С (190,5) 3В-190С (190,5) 1В-190СТ (190, 5) 3В-190СТ (190,5) 3В-190СТ (190,5) 1В-190Т (190,5) ОМ21-190Т (190,5)	1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 2,0-2,5 1,5 1,0-2,5 1,0-2,5 1,5 1,0-1,8 1,0-4,0 1,5-1,8	1,04 1,04 1,12 1,43 1,84 1,42 1,05 1,80 1,02 0,82 0,95 0,95 1,85 1,12 1,33 1,15 0,92 0,99 1,02 1,17 1,17 0,86 1,56 0,94 1,04	К-214СТ (215,9) К-214Т (215,9) 4К-214ТК (215,9) Б-243С (244,5) АСГ25-243С (244,5) АСГ15-243СТ (244,5) АСГ14-343СТ (244,5) АСГ22-243ТК (244,5) Б-269С (269,9) ОМ-180-269С (269,9) ОМ-269СТ (269,9) ОМ-189-269Т (269,9) У-295 М (295,3) 8В-295 М (295,3) К-295 Т (295,3) 1У-295С (295,3) 1У-295СТ (295,3) У-295Т (295,3) 1Д-320С (320) 3Д-346М (349,2) 3Д-346С (349,2) 4Д-346Т (349,2) 2Д-394С (393,7) 2Д-394Т (393.7)	1,5 1,5 1,5 1,5 1,25 1,25 1,25 1,25 1,5 1,5-4,0 1,5 1,8-2,0 1,5-2,0 1,0-3,0 1,25 1,0-3,0 1,5-3,0 1,5-3,5 1,5 1,5-3,0 1,5 1,5 1,0 1,25	0,90 0,90 0,94 1,36 1,20 0,88 0,93 0,82 1,36 1,02 1,02 1,10 1,07 1,30 1,86 1,14 1,08 1,08 1,09 1,20 1,28 1,52 1,21 1,56
Примечание. 1. Обозначения: - коэффициент перекрытия; - притупление зубьев, мм. 2. В скобках указаны размеры современных долот.

Далее необходимо принять ближайшее значение частоты вращения исходя из характеристики ротора, входящего в комплект принятой буровой установки.

Частоту вращения, кроме того, рис.6.1, можно найти в зависимости от категории твердости горной породы или типа долота исходя из того, что для пород I-II категории (долота типа М) рекомендуемая частота вращения составляет 200-300 мин^-1, а для пород XI-XII категории (долота типа ОК) – 50-70 мин^-1. n_min вращателя ротора – 100 об/мин.*




* Этот минимум для данного примера
Расход промывочной жидкости определяется исходя из скорости восходящего потока, _в.п, которая для пород мягких составляет 1,5 м/с, а для очень крепких – 0,4 м/с. Для остальных пород скорость восходящего потока определяется линейной интерполяцией или по формуле
Q = η₁ · ( , (6.6)

где Q– расход промывочной жидкости, м³/с; η₁ – коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины, для очень мягких пород (песок) η₁ = 1,3 , для крепких пород η₁ = 1,05; D_скв – диаметр скважины, м; d_б.т – диаметр бурильных труб, м; _в.п - скорость восходящего потока, м/с, для мягких пород _в.п = 1,5 м/с, для очень крепких _в.п = 0,4 м/с.

Для удобства проектирования режимов бурения можно использовать графики, приведенные на рис. 6.1, а также данные, приведенные в табл. 6.2 и 6.3.

Допустимые осевые нагрузки на долота различных серий (в зависимости от диаметра долот) в соответствии с ГОСТ 20692-75 приведены в табл. 6.2. Сочетания частот вращения и удельных осевых нагрузок на долота различных серий приведены в табл. 6.3.

Верхнему уровню величин осевых нагрузок на долото соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот.

Формула (6.1) позволяет получить лишь ориентировочное значение P_д, поскольку не учитывает работоспособность опор и вооружения долот в зависимости от частоты вращения. Если р_ш и α_з неизвестны, то P_д для шарошечных долот D_д  190 мм можно практически определять по удельной нагрузке Р_уд (в кН/мм):

P_д = Р_уд · D_д (6.7)

Рекомендуемые значения Р_уд приведены в табл. 6.4.

С уменьшением D эти величины снижаются и для 140 мм долот они ниже примерно в 1,5-2 раза. Наибольшая Р_уд лимитируется прочностью вооружения долота и подшипников.

Рекомендуемые значения Р_уд для лопастных долот: 0,10,4 кН/мм.

Проектирование алмазных долот и режимов алмазного бурения производится с учетом максимально возможного использования положительных свойств алмазов (высокая твердость и износостойкость) и уменьшения влияния отрицательных свойств алмазов (хрупкость и склонность к растрескиванию при высокой температуре нагрева).

Интервал для бурения алмазными долотами следует выбирать из физико-механических свойств пород, слагающих данный интервал, из анализа показателей работы и характера износа шарошечных долот в данном интервале, а также из рентабельной проходки на алмазное долото в данном интервале.