Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 [ 31 ] 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152

крепости; скорость восходящего потока увп = 1 м/с; расход Q = = 1,1 0,785(0,492 - 0,142)1 = 0,204 м3/с = 200 дм3/с.

Это решение для долота 490С-ЦВ. Для долота 349,2С-ЦВ данные расчета будут сле-

03492 3 4 2 4

дующими: Fк = -1,51,2810-3 = 3,3510 м2; Рд = 110003,3510

0,007 34,92

0 34

0,34 МН;

100 = 72 мин-1; Q =

Руд= 0,007 МН/см; Ц1 = 1,1; Ув.п = 1 м/с; n

1,10,785(0,34922 - 0,142) 1 = 0,086 м3 = 86 дм3/с.

02445 -3 -4 2 4

II пачка. Fк =-2-12 125 10 = 183 10 м2; Рд = 15001,8310 = 0,3 МН. Но

так как для долота 244,5МСЗ-ГНУ, согласно данным табл. 1.5, Ртахдоп = 0,24 МН, то для дальнейшего расчета будем брать эту нагрузку. Руд = 0,003 МН/см, тогда n =

0003 2445100 = 31мин-1; Ц1 = 1,25; Увп = 1,4 м/с; Q = 1,250,785(0,24452 - - 0,142)1,4 0 24

= 0,055 м3/с = 55 дм3/с.

0 2445

III пачка. Fк =

1 2 1 25 10-3 = 1 83 10-4 м2; Рд = 4000 1,83 10 = 0,73 МН. Но

для долота 244,5Т-ЦВ максимально допускаемая нагрузка составляет 0,32 МН, поэтому в расчете будем пользоваться этим значением: Руд = 0,0085 МН/см; n = 0 0085 24 45

=-100 = 65 мин-1; Ц1 = 1,15; Увп = 1,0 м/с; Q = 1,150,785(0,24452 - -

0 32

0,142) 1 = 0,036 м3/с = 36 дм3/с.

0 2445

IV пачка. Fк =

1 2 1 25 10-3 = 1 83 10-4 м2; Рд = 15001,8310 = 0,3 МН. Но

для долота 244,5МСЗ-ГНУ максимально допускаемая нагрузка равна 0,24 МН, поэтому в расчете выбираем это значение:

0 ,003524,45

Руд = 0,0085 МН/см; n

0 24

-100 = 36 мин 1; Ц1 = 1,25; Ув.п = 1,4 м/с; Q

1,250,785(0,24452 - 0,142)1,4 = 0,055 м3/с = 55 дм3/с. Т а б л и ц а 6.10

-100 = 111 мин 1; значение ц1 из формулы (6.6) равно 1,1 для пород средней

0,151 3 4

V пачка. Fк =-1,33 -1,00 -10 = 1,33 -10 м2; Рд = 5000-1,83-10 = 0,66 МН.

Для долота 151Т-ЦВ максимально допускаемая нагрузка 0,16 МН. Используем это значение нагрузки в расчете:

0,009 15,1

Руд = 0,009 МН/см; n = -100 = 85 мин-1; Ц1 = 1,15; Ув.п =1 м/с; Q = =

0,16

1,15-0,785(0,1512 - 0,0892)-1,00 = 0,017 м3/с = 17 дм3/с. Все эти данные сведем в табл. 6.10.

6.2. ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ

В отличие от роторного способа в турбинном бурении изменение одного из параметров сразу оказывает влияние на другие, поскольку рабочая характеристика турбобура связывает ряд параметров. Например, повышение нагрузки на долото вызывает рост крутящего момента и скорость вращения падает. Если регулируют расход промывочной жидкости, то скорость вращения изменяется примерно прямо пропорционально расходу. Если необходимо повысить расход и сохранить неизменной скорость вращения вала турбобура, то надо повысить осевую нагрузку.

Если расход промывочной жидкости и давление на насосе остаются неизменными, то скорость вращения снижается с повышением пластичности горных пород (т.е. с ростом моментоемкости) и, напротив, скорость вращения повышается, если встречаются хрупкие и твердые породы. Таким образом, частота вращения при турбинном бурении изменяется автоматически.

Осевая нагрузка на долото определяется так же, как и при роторном бурении.

Расход промывочной жидкости определяется исходя из механических свойств горных пород и площади кольцевого пространства между бурильными трубами и стенками скважины. Для каждого интервала одного диаметра в соответствии с принятой конструкцией скважины рассчитываются рациональные значения расхода промывочной жидкости. При турбинном бурении необходимо выбрать рациональные типы турбобуров для конкретного интервала бурения в соответствии с принятой конструкцией скважины и свойствами горных пород.

Более точный выбор рациональных типов турбобуров осуществляется на основе построения диаграммы насос - турбобур -скважина (НТС) в установленной последовательности.

1 . В соответствии с принятой конструкцией скважины и намеченными интервалами бурения с использованием турбобуров определяются рациональные значения расхода промывочной жидкости.

2. В соответствии с выбранным типом буровой установки строится диаграмма насоса, входящего в комплект этой установки, в координатах подача - перепад давления и намечаются линии допускаемых давлений на насосе.

3. Принимаются несколько разных типов турбобуров (например, односекционный, трехсекционный шпиндельный и секционный с падающей линией давления), и на диаграмму характеристики насоса наносятся графические зависимости перепада давления на турбине турбобура от подачи насоса, рассчитанного для трех ее значений по формуле

рт2 = рт1 Q2-, (6.14)

где Q 1 и рт1 - табличные значения расхода жидкости и соответствующего ему перепада давлений на турбине (технической характеристике турбобура); Q 2 и рт2 - текущие значения подачи насоса и перепада давления на турбине соответственно (табл. 6.11 ).

4. Для рациональных расходов промывочной жидкости (для каждого интервала) рассчитываются по методу эквивалентных длин гидравлические потери, не зависящие и зависящие от глубины. Эти значения гидравлических потерь наносятся на поле диаграммы НТС в направлении справа налево от линий допускаемых давлений на насосе при его соответствующих подачах.

Гидравлические потери, не зависящие от глубины скважины - это потери в обвязке буровой установки (ведущей трубе, вертлюге, буровом шланге, подводящей линии, а также в долоте).

Суммарные гидравлические потери в обвязке [35]:

Q б

роб = 8,26 т Рр, (6.15)

где Хтр - безразмерный коэффициент, тр = 0,0236 при турбулентном режиме; Q - расход промывочной жидкости, дм3/с; d - внутренний диаметр бурильных труб, мм; рр - плотность бурового раствора, г/см3. Эквивалентная длина всех элементов обвязки, м

/э.об = /э.в.т + /э.в + /э.ш + /э.п.л, (6.16)

/э.в.т = /в.-Т; (6-17)

dв.т