Т ехнологические режимы

Тип ПРИ	Интервал, м	Dнар,мм	Dвн, мм		Р,кН	n,об/мин	Q,л/мин;м3/мин
HQ Alpha 04	0-10	93	89		-	122	1,15
NQ Alpha Bit Abrasive06	13-65	75,4	47,5		12	900	10-12; 0,7-1,08
NQ Alpha Bit Abrasive 06	65-92	75,4	47,5		13	1000	12; 1,08
NQ Alpha Bit Abrasive 07	92-107	75,4	47,5		14	1150	40
NQ Alpha Bit Abrasive 07	107-185	75,4		47,5	11	1000	40
NQ Alpha Bit Abrasive 07	185-200	75,4		47,5	16	1200	40

2.7. Проверочные расчеты

Расчет потребной мощности для бурения на предельную глубину

Мощность двигателя, расходуемая в процессе собственно бурения, складывается из трех основных составляющих:

, (2.3)

где,N_z – мощность, расходуемая на забое скважины;N_т - мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине;

При бурении алмазными коронками:

, (2.4)

где, Р – осевая нагрузка, даН;

n – частота вращения коронки, об/мин;

Dср - средний диаметр коронки, м (Dср=(75,4+47,5)/2=61,4 мм);

кВт.

N_т - мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине складывается из двух составляющих: N_хв– мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине и N_доп – дополнительной мощности, затрачиваемой на вращение сжатой части бурильной колонны.

Рассчитаем границу раздела зон частот вращения колонны бурильных труб:

(2.5)

где, d - наружный диаметр бурильных труб, м;  - радиальный зазор,

=(D-d)/2=(0,076-0,07)/2=0,003 м, где D-диаметр скважины, м.

При высоких частотах вращения колонны бурильных труб при n>n₀ (1200>508), формула Л.Г. Буркина:

; (2.6)

[кВт],

где k_c – коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости, k_c= 1; q – масса 1 м бурильной колонны, q = 7,6 кг/м; δ – радиальный зазор, δ = 0,003 м; d– наружный диаметр бурильных труб, d = 0,07 м; L – глубина скважины, L =200 м.

(2.7)

кВт.

; (2.8)

кВт.

Следовательно, Nб=23,57+21,6= 45,17 кВт.

Проверим на крутящий момент для данной передачи, максимально возможный крутящий момент М=519 Н·м. Крутящий момент, необходимый для вращения колонны, рассчитывается по формуле:

, (2.9)

Н·м < 519 Н·м

Крутящий момент при частоте вращения 1250 об/мин равен = 326 Н^.м. Исходя из технических характеристик гидродвигателя Boart Longyear LF-90, на предельной глубине бурение с использованием выбранного оборудования, инструмента и режимных параметров осуществимо.

Определение давления нагнетания насоса

Определим потребное давление в насосе на максимальную глубину скважины 200 м при конечном диаметре 76 мм. Промывка осуществляется низкотемпературостойким полимерным раствором с = 1040 кг/м³. Количество Промывочной жидкости Q = 40 л/мин = 0,00067 м³/с

Общее потребное давление, которое должен развивать насос:

, (2.10)

где k - коэффициент, учитывающий необходимость запаса давления на преодоление дополнительных сопротивлений при зашламовании скважины, образовании сальников и т.п. (k= 1,3 - 1,5);P₁ - давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в нагнетательном шланге, сальнике, ведущей трубе, бурильных трубах, МПа; P₂ - давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в соединениях бурильной колонны, МПа не рассчитывается так, как используется соединение труба в трубу; P₃ - давление на преодоление сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины, МПа; P₄ - давление на преодоление сопротивлений в колонковом снаряде, коронке или долоте, МПа.

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в бурильных трубах, нагнетательном шланге, сальнике и в ведущей трубе.

, (2.11)

где, ρ – плотность промывочной жидкости, кг/м³, ρ=1040 кг/м³; d₁ – внутренний диаметр бурильных труб, м, d₁= 0,06м; l – длина колонны бурильных труб, м, l=L-l_кол=200-4=196 м; – скорость нисходящего потока промывочной жидкости, м/с:

(2.12)

[м/с];

λ₁ – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления

(по формуле А. Д. Альтшуля):

, (2.13)

где, к_Ш- гидравлическая или эквивалентная шероховатость, к_Ш=0,05^.10^-3;

R_е – параметр Рейнольдса:

, (2.14)

где, D_э – эквивалентный диаметр канала потока, м, D_э=d₁=0,06; -кинематическая вязкость промывочной жидкости ( =1 10^-6 м²/с)[1];

;

;

l_э – эквивалентная длина бурильных труб, потери давления на которой приравниваются к потерям давления в нагнетательном шланге, сальнике, ведущей трубе, м:

, (2.15)

где l_ш – длина шланга, l_ш=10 м; l_с – длина сальника, l_с=0,4 м; d_ш – диаметр шланга, d_ш=0,038м; d_с – диаметр сальника, d_с=0,03 м.

м,

Р₁ = МПа

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины.

, (2.16)

где, ρ₁ – плотность промывочной жидкости, обогащенной шламом, кг/м³,

ρ₁₌ 1050 кг/м³_;D_э – эквивалентный диаметр канала потока, D_э=D_c-d=0,076-0,07=0,006м;

- скорость восходящего потока, м/с:

, (2.17)

где F - площадь сечения кольцевого пространства скважины:

м², (2.18)

м/с;

_кр – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве скважины:

,

;

, (2.19)

Р₃ = МПа

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений в колонковом снаряде и коронке, как правило, не рассчитывается, а принимается на основании практических данных в зависимости от длины колонкового снаряда, наличия керна, расхода и свойств промывочной жидкости. Для практических расчетов можно принимать р₄ =0,35 МПа.

Общее потребное давление, которое должен развивать насос.

МПа

Таким образом, общее потребное давление, которое должен развивать насос, будет 1,001 МПа < 6,9 МПа, что соответствует возможностям насоса W11 при подаче 40 л/мин.

Расчет колоны бурильных труб на прочность

Цель задания - определение напряжений у устья скважи­ны при аварийном извлечении бурового снаряда из скважины.

1. Длина сжатой части колонны:

(2.12)

где Р - осевая нагрузка, Н; q - масса 1 м колонны бурильных труб, кг/м; - плотность промывочного агента, кг/м³ ; - плотность материала труб, кг/м³. Для стали = 7,85 ·10³ кг/м³.

Вес, растягивающий колонну бурильных труб в процессе бурения:

(2.21)

где L - глубина скважины, м; - средний зенитный угол скважины, = 90°; -коэффициент трения бурильных труб о породу, = 0,3.

2. Напряжения растяжения в верхнем сечении у устья по формуле:

, (2.22)

где, F - площадь сечения кольцевого пространства скважины;

[Па] =13,6 МПа.

3. Касательные напряжения:

,

где, - полярный момент сопротивления кручению:

м³,

- максимальный крутящий момент 5322 Н*м

МПа.

7. Коэффициент запаса прочности у устья скважины при действии статических нагрузок:

(2.23)

где =568 МПа – предел текучести при растяжении.

Данные расчета показывают, что при бурении напряжения, возникающие в бурильных трубах, не выходят за пределы допустимых значений. Следовательно, при работе колонны обрывы не предполагаются или будут минимальны.