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
![]()
|
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 ![]() для турбинного бурения ![]() где Рд – нагрузка на долото, МН/м; qУБТ – 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: ![]() где qУБТ1, qУБТ2 - вес 1 м УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей соответственно, МН. При бурении забойными двигателями в числителе формулы (5.36) вычитается Gт (вес турбобура). После определения длины сжатой части УБТ необходимо найти осевую критическую нагрузку, МН: ![]() 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 (Рдс >Ркр), 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 ![]() для турбинного бурения ![]() где qУБТ3 – 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
В итоге длина отвесной компоновки (м) будет составлять для роторного бурения L = ![]() для турбинного бурения L = ![]() 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 – Рд = 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= ![]() 4. По табл. 5.24 находим, что для УБТС-229 (сжатая часть) Ркр =118,2 кН = 0,118 МН. Следовательно Рд > Ркр (0,30 > 0,118), поэтому в интервалах склонных к интенсивному искривлению ствола скважины, необходимо осевую нагрузку снижать до 0,118 МН, чтобы Рд = Ркр. 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 (ℓт = 12,7 м; G = 0,0109 МН). 3. Определим длину сжатой секции из УБТ диаметром 121 мм по формуле 5.36. ![]() 4. Определим длину растянутой части УБТ диаметром 108 мм: ![]() 5. Длина отвесной компоновки Lобщ = 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: θобщ = θпер + θпр, где θпер – угол, образующийся за счет зазора между опорно-центрирующими элементами и стенкой скважины; θпр – 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 Рд и критической нагрузки Ркр следующая. Нагрузка на долото, Рд . . . . . . Ркр 1,2 Ркр 1,4 Ркр 1,6 Ркр 1,8 Ркр 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 ![]() ![]() Рис. 5.10. Номограмма для определения оптимальной длины жесткой наддототной части компоновки низа бурильной трубы. Таблица 5.25
2. По номограмме (рис. 5.10) оптимальную длину жесткой наддолотной части компоновки находят следующим образом: зная M1 и EI1 по формуле m = ![]() ![]() 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 Рд (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: ![]() где G1 – вес жесткой наддолотной части компоновки, МН; qУБТ2 – 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 Рд = 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 ![]() ![]() ![]() Таблица 5.26
3. Для жесткой наддолотной части компоновки (УБТ диаметром 229 мм) выбираем УБТС-229, для которых по табл. 5.24 Ркр = 118,2 кН = 0,118 МН. Находим отношение: ![]() Этому значению Рд 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 (Рд = 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). ![]() 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 (Рд > Ркр), 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 Ркр 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: ![]() где ℓУБТ(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 Dд = 215,9 мм, осевая нагрузка Рд = 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
Таблица 5.28
4. Находим длину второй секции, расположенной в растянутой части КНБК и составленной из УБТ диаметром 159 мм: ![]() 5. Определяем общую длину КНБК LКНБК = ℓт + ℓ1 +ℓ2 = 14,00 + 43,3+ 16,97 = 74,27 м. 6. Общий вес КНБК QКНБК = G + ℓУБТ (1) · qУБТ(1) + ℓУБТ (2) · qУБТ(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 Ркр = 57,8 кН = =0,0578·10-3 МН. Так как Рд > Ркр (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 рд, 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: ![]() где з – коэффициент, учитывающий изменение твердости горных пород в конкретных условиях забоя ( = 0,33 1,59), для практических расчетов з принимается равным 1,0; рш – твердость горной породы по штампу, МПа; Fк –площадь контакта зубьев долота с забоем, м2. По формуле Федорова В.С. ![]() где Dд – 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 ·Рmax.уд. · Dд · nmin, (6.3) где К – коэффициент; Рmax уд – максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, МН/см (см. рис. 6.1); Dд – диаметр долота, см; nmin - минимальная частота вращения стола ротора, берется по характеристике его для конкретной буровой установки, мин-1. Коэффициент К можно найти по формуле: ![]() где Рд – текущее значение нагрузки для конкретного типа долота; ni – текущее значение частоты вращения стола ротора. Подставив значение К в формулу (6.3) и решив уравнение относительно ni, получим формулу для расчета текущего значения частоты вращения стола ротора. ![]() Таблица 6.1 Характеристика вооружения серийных долот сплошного бурения при нулевом погружении зубцов в породу (По Ю.А.Алексееву) - коэффициент перекртия, - притупление зубьем, мм
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. nmin вращателя ротора – 100 об/мин.* ![]() * Этот минимум для данного примера Расход промывочной жидкости определяется исходя из скорости восходящего потока, ![]() Q = η1 · ![]() ![]() ![]() 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; Dскв – диаметр скважины, м; dб.т – диаметр бурильных труб, м; ![]() ![]() ![]() 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 Pд, поскольку не учитывает работоспособность опор и вооружения долот в зависимости от частоты вращения. Если рш и αз неизвестны, то Pд для шарошечных долот Dд 190 мм можно практически определять по удельной нагрузке Руд (в кН/мм): Pд = Руд · Dд (6.7) Рекомендуемые значения Руд 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 Руд лимитируется прочностью вооружения долота и подшипников. Рекомендуемые значения Руд для лопастных долот: 0,10,4 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. |