Составление регламента на углубление разведочной скважины

 

Для интервалов, которые бурятся роторным способом расчёт проводится по следующим формулам [1], [5]:

 

Длину УБТ определяем из условия придания нижней части бурильной колонны необходимых динамических свойств по формуле:

ℓУБТ =

, м                                      

где: Тдр – полупериод продольных зубцовых вибраций низа бурильного инструмента;

с = 5100 м/с – скорость распространения звука в металле труб;

 

 

где Rм – мгновенный радиус долота, м;

       n – частота вращения долота, об/мин;

       tп – средняя величина шага зубцов по венцу, м;

       Gд – динамическая нагрузка на долото, Н;

       Eм, F – модуль упругости и площадь поперечного сечения тела вала ГЗД. соответственно, МПа и м2;

       β – угол наклона оси шарошки  к оси долота;

       aп – жесткость пары «зубец-порда» для переферийных венцов;

Длину стальных труб рассчитываем из условия создания недостающей нагрузки на долото:

ℓПК =

, м                        

где: G – осевая нагрузка на долото (табл. 2.10.1), кН;

      GУБТ – вес УБТ, кН;

qПК – вес 1м стальных труб, кН/м;

ва – коэффициент, учитывающий Архимедову силу:

,                                            

где: ρж, ρПК – плотность промывочной жидкости и труб ПК соответственно, кг/м3;

 

Для всех остальных интервалов расчёт проводится по следующим формулам [1], [5]:

 

Длину УБТ определяем из условия придания нижней части бурильной колонны необходимых динамических свойств по формуле:

ℓУБТ =

(ℓт - ℓп), м                         

где: с = 5100 м/с – скорость распространения звука в металле труб;

ℓт – длина турбобура (табл. 2.9.1), м;

ℓп – расстояние от забоя до осевой опоры турбобура, м;

Тд – период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя;

 

где: R – радиус долота, м;

n – частота вращения долота, об/мин;

tп – средняя величина шага зубцов по венцу, м;

Gс – статическая нагрузка на долото, Н;

Длину стальных труб рассчитываем из условия создания недостающей нагрузки на долото:

ℓСБТ =

, м       

 

             

где: G – осевая нагрузка на долото (табл. 2.10.1), кН;

GУБТ – вес УБТ, Н;

G3 – вес забойного двигателя (табл. 2.9.1), кН;

qПК – вес 1м стальных труб, кН/м;

ва – коэффициент, учитывающий Архимедову силу:

,                                       

где: ρж, ρПК – плотность промывочной жидкости и труб ПК соответственно, кг/м3;

Исходные данные и результаты расчетов сведены в табл. 2.9.1, 2.9.2.

Для примера произведем расчет компоновки бурильной колонны для 1-го интервала (0-150 м):

 

= 0,011 с;

ℓУБТ = = 24 м;

ℓПК = = 99,7 м;

 

Таблица 2.9.2 – Расчет длины УБТ

Интервал,м	ℓт, м	ℓп, м	Тд, с	ℓУБТ, м	n, об/мин
0-150 150-600 600-1100 1100-2500	- 23,55 16,50 26,25	- 2,7 2,1 2,8	0,011 0,036 0,010 0,009	24 72 72 24	60 450 415 390

 

Таблица 2.9.3 – Расчет длины ПК

Интервал, м	Gу, кН	G3, кН	qпк, кН/м	Gmax, кН	ℓПК, м	Ρж, кг/м3
0-150 150-600 600-1100 1100-2500	51,36 154,08 154,08 37,44	- 59,8 44,05 33,25	0,31 0,31 0,31 0,31	46,80 190,40 177,32 102,00	99,70 513,44 1001,35 2450,39	1160 1160 1300 1080

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.10 Проектирование режима бурения

 

2.10.1 Расчет осевой нагрузки на  долото

 

Осевая нагрузка на долото определяется из условия объемного разрушения пород на забое скважины, исходя из твердости горных пород по штампу [1].

                              G = Рш · Fк , Н                                        (2.10.1.1)

 

где: Рш – твердость пород по штампу, МПа;

Fк – площадь контакта вооружения долота с забоем, м2;

 

                               Fк = 0,4Σℓiв3, м2                                     (2.10.1.2)

 

где: ℓI – средняя сумма длин зубьев по образующей от трех шарошек долота, м;

в3 – ширина площадки притупления зубьев долота с условием вдавливания в породу, м;

Максимальную нагрузку на долото определяем по формуле:

 

                              Gmax = Ршmax Fк, Н                                   (2.10.1.3)

 

где: Ршmax – максимальная твердость по штампу, МПа;

Динамическую составляющую осевой нагрузки на долото вычисляем по следующей формуле:

                               Gд = 0,15 · Gmax , Н                                  (2.10.1.4)

 

Рассчитаем осевую нагрузку на долото для интервала условно одинаковой буримости 150-600 м.:

 

Fк = 0,4·0,145·0,0058=3.4 · 10-4, м2

Gmin= 280·106·3,4·10-4=95200, Н

Gmax = 560·106·3,4·10-4=190400, Н

Gд = 0,15·190400=28560, Н

 

Расчёт для остальных интервалов условно одинаковой буримости производится по той же методике, что и интервал 150-600м. Исходные данные необходимые для расчёта и результаты вычислений сведены в таблице 2.10.1.1

 

 

 

 

 

 

·

Таблица 2.10.1.1 – Осевая нагрузка на долото

Интервал,м	ΣℓI,  м	в3, 10-4 м	Fк, 10-4м2	Рш, МПа	Gmin, Н	Gmax, Н	Gср, Н	Gд, Н
0-150 150-600 600-1100 1100-2500	0,195 0,145 0,130 0,06	50 58 55 50	3,90 3,40 2,86 1.20	50-120 280-560 400-620 600-850	19500 95200 114400 72000	46800 190400 177320 102000	33150 142800 145860 87000	7020 28560 26598 15300

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.10.2 Расчет максимальной величины  давлений на выкиде буровых  насосов.

 

Для расчета максимального давления на выкиде буровых насосов при бурении с забойными двигателями применяем формулу [1]:

                                      , МПа    (2.10.2.1)

 

где: Gmax - максимальная осевая нагрузка на долото, кН;

Gвр - вес вращающихся элементов турбобура (забойного двигателя), кН;

Тп - осевая нагрузка на осевую опору двигателя, кН; Тп =25 кН;

                                 , м2                                  (2.10.2.2)

где: dср - средний диаметр турбинок, м ;

Роч - давление необходимое для очистки забоя от выбуренной породы, МПа;

, МПа                               (2.10.2.3)

где: Qmin – расход промывочной жидкости, достаточной для хорошей очистки скважины от выбуренной породы, л/с;

Nоч - мощность, расходуемая на подъем шлама над забоем скважины (на "очистку" забоя), кВт;

, кВт                   (2.10.2.4)

где: Dс - диаметр скважины с учетом коэффициента уширения, м;

rп, r1 - соответственно, плотность породы и промывочной жидкости, поступающей на забой, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Vм - механическая скорость проходки, м/с;

Lc - глубина скважины ила интервал бурения, м;

, л/с                                 (2.10.2.5)

где: Vкп - скорость в кольцевом пространстве, м/с;

Fкп – площадь кольцевого пространства, м2;

                                         , м/с                             (2.10.2.6)

где: Vв - скорость ветания, м/с;

                                          , м/с                          (2.10.2.7)

где: dч – условный диаметр частиц выбуренной породы, м;

                                               , м2                                 (2.10.2.8)

                                              , м2                          (2.10.2.9)

 

где: Fскв – площадь скважины, м2;

 

                                                , м2                               (2.10.2.10)

где: Fтр – площадь труб, м2;

Рдр - давление необходимое для доразрушения забоя, МПа;

 

, МПа                     (2.10.2.11)

где: r1 - плотность промывочной жидкости, поступающей на забой, кг/м3;

Vи – скорость истечения из насадок долота, м/с;

 

                                                                     , кН                    (2.10.2.12)                          

где: Gт- вес турбобура, кН, Gт=40,6 кН,

Gвр- вес вращающихся элементов турбобура, кН;

b-коэффициент учитывающий архимедову силу:

                                                ,                                    (2.10.2.13)                                      

 

Исходные данные и результаты вычислений сносим в таблицу 2.10.2.1

Рассчитаем максимальное давление на выкиде буровых насосов при бурении с забойными двигателями для интервала 450-1400м.:

 

 

, МПа

, м2

, Па

, Вт

, м/с

, м/с

, м2

, МПа

, Н

 

 

Для всех остальных интервалов расчёт максимального давления на выкиде буровых насосов рассчитывается по той же методике, что и  для интервала 450-1400м.

 

Таблица 2.10.2.1 – Максимальное давление на выкиде буровых насосов

Интервал,м	Dc, м	Fр, м2	Nоч, Вт	ρп кг/м3	ρж кг/м3	dч, м	Vмех, м/с	Gвр, КН	Fкп, м2	Qmin м3/с	Pоч, МПа	Pmax,МПа	Pдр, МПа
0-150 150-600 600-1100 1100-2500	0,539 0,433 0,310 0,227	- 0,0177 0,0165 0,0165	844,8 2440,5 3659,5 6292,9	2000 2100 2200 2350	1160 1160 1300 1080	0,005 0,005 0,009 0,009	0,003 0,003 0,005 0,005	- 22,37 16,15 12,89	0,215 0,134 0,063 0.028	0,0482	0,051	14,1	0,435