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

n = nx

1 уд 1

(6.27)

где Пх - частота вращения при холостом ходе турбобура, мин1; Муд -удельный момент на долоте, Н-м/кН; Мт - тормозной момент турбобура, Н м.

Величин! nx и Мт определяются с учетом фактических характеристик для данного интервала бурения расхода и плотности промывочной жидкости по зависимостям

Пх = Пх.с

(6.28)

Мт = Мт.с

(6.29)

где пхс, Мтс, Qc и рс - табличные данные стендовых характеристик частоты вращения вала турбобура, тормозного момента, расхода и плотности промывочной жидкости соответственно; Q и р - фактические расход и плотность промывочной жидкости.

Данные по всем видам турбобуров приведены в табл. 5.2; 5,3; 5.4 и 6.16, фрагмент таких данных - в табл. 6.18.

Значения удельного момента для долот различного диаметра и пород различной твердости приведены в табл. 6.19.

Т а б л и ц а 6.18

Примечание. Часто в справочн1х таблицах не указывается рс. Это означает, что стендовые характеристики снимались при прокачке водой, т.е. рс = 1 г/см3.

Т а б л и ц а 6.19

Диаметр долота, мм

Удельный момент на долоте (Н-м/кН) по категориям твердости пород,

120,6 139,7 1 49,2(151) 165,1 190,5 215,9 244,5 269,9

Характеристики удельного момента для долот, не указанных табл. 6.19, находятся методом интерполяции либо по зависимости

Муд 2 = Муд 1

(6.30)

где Dд1 - исходный диаметр долота, мм; Dд2 - фактический диаметр долота, мм; Муд1 - табличные значения удельного момента для исходного долота соответствующей категории твердости породы, Н м/кН; Муд2 - искомая величина удельного момента для фактического диаметра долота и данной твердости горной породы, Н м/кН.

Пример 6.3. Рассчитать параметры режима бурения при проходке пород V-VI категории твердости долотом диаметром 269 мм с использованием турбобура А9Ш, бурильных труб диаметром 1 40 мм и промывочной жидкости плотностью 1 ,3 г/см3.

Р е ш е н и е.

1 . По графику (см. рис. 6. 1 ) определяем удельную нагрузку для пород V-VI категорий - 8 кН/см. Тогда рд = 8 26,9 = 216 кН.

2. Расход промывочной жидкости согласно формуле (6.6) и графику скорости восходящего потока (см. рис. 6.1):

3,1 4 2

= -(0,269

0,14 ) 1,0 = 0,042 м3/с = 42 дм3/с.

3. Для определения фактической частоты вращения турбобура А9Ш из табл. 6.1 8 находим Qс = 45 дм3/с; рс = 1,2 г/см3; Их.с = 830 мин-1; Мт.с = 6140 Н м.

С учетом зависимостей (6.28) и (6.29) находим фактические значения частоты вращения холостого вращения nx и тормозного момента Мт на валу турбобура при Q = 42 дм3/с и р = 1 ,3 г/см3:

42 ,

Пх = 830 - = 7746 мин 1; 45

Мт = 6140-

(42)

(45)2

5794,3 Н м.

По табл. 6. 1 9 находим удельный момент для долота диаметром 269 мм (категория твердости V-VI):

Муд = 9,9 Н м/кН.

По формуле (6.27) определяем фактическую частоту вращения долота при осевой нагрузке 21 6 кН:

n = 774,6

9,9 216 1--

488,7 мин-1.

5794,3

7. ОЧИСТНЫЕ АГЕНТЫ

Эффективность бурения скважин во многом определяется составом очистного агента, а также схемой и режимом промывки скважины. В качестве очистного агента могут быть использованы промывочные жидкости, газообразные агенты (воздух, газы) и их смеси (аэрозоли, аэрированные жидкости и пены).

Рациональные условия применения различных видов очистных агентов зависят от их состава, технологических свойств, а также определяются свойствами перебуриваемых горных пород, величиной пластового давления флюидов, минерализацией вмещающих горных пород и другими факторами.

Очистные агенты предназначены для выполнения следующих основных функций в процессе бурения:

1) очистки забоя от частиц выбуренной породы и выноса их на поверхность потоком очистного агента;

2) охлаждение породоразрушающего инструмента.

В зависимости от состава очистные агенты могут выполнять дополнительные функции:

сохранять и повышать устойчивость стенок скважины;

удерживать при прекращении циркуляции частицы выбуренных пород и утяжелителя во взвешенном состоянии;

способствовать разрушению горных пород на забое скважины;

гасить вибрации и снижать трение бурового инструмента о стенки скважины;

предотвращать поступление воды, газов в ствол скважины;

обеспечивать перенос энергии насоса или компрессора к забойному двигателю - гидроударнику, пневмоударнику.

Кроме того, очистные агенты должны удовлетворять определенным требованиям в процессе бурения:

приготавливаться из недорогих и недефицитных материалов, быть нетоксичными и не загрязнять окружающую среду;

легко обрабатываться химическими реагентами и менять свои свойства в широком диапазоне;

быть устойчивыми к действию минерализованных сред, снижать коррозию и абразивный износ инструмента и бурильной колонны;