книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

Использовав формулы (3.40) и (3.41) в исходном выражении (3.33), получим окончательное соотношение для расчетов стои­ мости 1 метра проходки:

области параметров при максимально допустимых значениях Pg и пк. Последние, с одной стороны, являются оптимальными для данного типа долота и, с другой, позволяют с помощью форму­ лы (3.43) сравнить между собой конкурирующие типы долот и выбрать из них лучший, т.е. дающий минимальную стоимость 1 метра проходки.

Если при роторном бурении на параметры режима (Q, Рх и ng) влияет характеристика низкооборотного долота, то при тур­ бинном способе они взаимосвязаны с помощью внешней ха­

где пх —частота холостого вращения вала турбобура и до­ лота (без нагрузки), об/мин; Mg —крутящий момент на долоте, Н ■м; Мтврм —тормозной момент турбобура, Н.м; Pg —нагрузка на долото, Н; Рг — гидравлическое осевое усилие на валу тур­ бобура от перепада давления в турбобуре, Н; гср — справоч­ ный средний радиус трущихся поверхностей пяты (табл. 3.4), м; |ЛГ —коэффициент трения в осевой опоре турбобура (в опо­ рах скольжения рг = 0,08, качения цг = 0,01).

В свою очередь величины в выражении (3.44) определяют­ ся по формулам:

тормозной момент:

Рг

201

Здесь: пт, Мт — справочные значения частоты вращения вала (об/мин.) и крутящий момент на валу (Н.м) в режиме мак­ симальной мощности турбобура; dg — диаметр долота; ЛРТ&71 QT, рг —справочные значения перепада давления в турбобуре (Па), подачи (м3/с) и плотности жидкости (кг/м3); dт,р ~ справочный средний диаметр проходного канала турбин! м:

где АРт&— перепад давления в турбобуре, Па; а —коэффициент, зависящий от типа долота: для трехшаро­

шечных долот типов М, МС, МСЗ а = 0,2; для долот С, СЗ, СГ, СТЗ а = 0,15; для долот Т, ТЗ а = 0,11; для фрезерных долот а = 0,45; для алмазных и одношарошечных долот а = 0,36.

Справочные характеристики турбобуров приведены в табл. 3.4.

Верхний конец участка устойчивой работы турбобура на его характеристике (см. рис. 3.5, точка А) имеет координату по

Координату нижнего конца этого участка (см. рис. 3.5, точ­ ка С) для частоты вращения вала и,, можно найти по формуле

где к — эмпирический коэффициент, который для турбо­ буров с резинометаллической осевой опорой равен 0,4, а с ша­ ровой —0,2. Зная координату нижнего конца по частоте, легко найти соответствующую ей координату по нагрузке на вал гра­ фически или с помощью метода итераций по формуле (3.44).

Обычно область допустимых нагрузок на долото и частот его вращения по паспортным данным на высокооборотные до­ лота (см. табл. 3.3) лишь частично совпадают с участком устой­ чивой работы турбобура.

Общая часть области и участка характеризует совместимые условия работы долота и турбобура.

202

на долото: 1 - характеристика турбобура ЗТСШ-240; 2 - тависимость v„ - vJPJ.

Таким образом, при турбинном способе расчеты при выбо­ ре оптимальных параметров режима бурения (О, Pgи пк) по ло­ кальному минимуму стоимости метра проходки от применения данного типа долот в сочетании с одним и тем же турбобуром в пачке одинаковой буримости должны производиться в сле­ дующей последовательности:

1)проверка условий очистки забоя и скважины по форму­ лам (3.28)-(3.29);

2)проверка плотности жидкости по выражению (3,31);

3)выбор числа работавших насосов и диаметра цилиндро­ вых втулок;

4)определение осредненных значений ts, hg, vMпо данным задания или промысловым результатам отработки долот;

5)вычисление частоты вращения вала по формулам (3.44) — (3.49) и известным из задания или из промысловых данных о

нагрузке Pg и подачи О паспортным характеристикам турбо­ бура и долота;

6)построение с помощью формулы (3.44) графика с харак­ теристикой турбобура и долота;

7)выделение по формулам (3.50) и (3.51) на графике с ха-

203

рактеристикой турбобура области устойчивых частот враще­ ния вала турбобура и допустимых нагрузок на него;

8)выделение по паспортным данным долота (см. табл. 3.3) на графике с характеристикой турбобура области допустимых частот вращения долота и нагрузок на него;

9)сравнение допустимых частот вращения и нагрузок на долото с аналогичными параметрами турбобура;

10)выбор взаимно приемлемых для долота и турбобура максимальной осевой загрузки и соответствующей ей частоты вращения из области совместимых условий работы. При этом анализ функции c(Pg,п) на минимум при турбинном способе по­ казал, что он соответствует меньшему значению двух величин: наибольшей допустимой нагрузке на долото или наибольшей допустимой нагрузке на вал турбобура. Этот результат обычно подтверждается и практическими наблюдениями;

11)вычисление по формуле (3.43) минимальной стоимости метра при эксплуатации рассматриваемого долота.

Все приведенные выше расчеты повторяются для конкури­ рующего типа долота, отработанного с тем же типом турбобу­ ра. Сравнивая локальные минимальные с при использовании конкурирующего долот, выбирают из них лучшие по глобаль­ ному минимуму с.

Следует отметить, что поиск глобального минимума с мож­ но производить не только при отработке разных типов долот с одним турбобуром и постоянной подаче жидкости, но и с различными типами турбобуров и подачами жидкости и т.д. Только в последнем случае найденный глобальный минимум с будет одновременно характеризовать лучшее сочетание до­ лото — турбобур — условия промывки лишь в пределах рас­ смотренных вариантов их использования.

3.9. ПРИМЕР РАСЧЕТОВ ПРИ РОТОРНОМ СПОСОБЕ БУРЕНИЯ

(Calculation for rotordrilling)

Исходные данные:

205

206

Проверочный расчет расхода и плотности бурового раствора в ранее пробуренных скважинах при отработке долот

В исходных данных принято, что, согласно опы­ ту бурения скважин, хорошая очистка кольцевого простран­ ства от шлама осуществляется при скорости восходящего по­ тока буровато раствора:

v* = 0,8 ик.

С учетом этой скорости находим расход бурового раствора, необходимый для выноса шлама, по формуле (3.28):

£?, =-(0,2159*—0427*)0,8= 0,019 м3/с. 4

Определим расход бурового раствора, необходимый для очистки забоя скважины от шлама, по формуле (3.29):

&= (0,35 ... 0,5)*0,785*0,21592 = 0,013 ... 0,018 м3/с.

Вскважинах № 1 и № 2 промывка осуществляется при рас­ ходе Q0 — 0,020 м3/с. Поэтому, согласно выражению (3.30), от­

207

работка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

0о = 0,020 м3/с > тах{0, = 0,019; 0 2= 0,018}.

Проверим соответствие плотности бурового раствора, ис­ пользованного в скв. 1 и 2, правилам безопасности:

по формуле (3.31):

Найденная плотность меньше плотности раствора, приме­ ненного в скв. 1 и 2 (см. исх. данные), и поэтому последняя не подлежит корректировке.

Выбор числа насосов и диаметра цилиндровых втулок

Примем коэффициент наполнения насоса т = 0,8. Для создания равной или ближайшей большей найденной по формуле (3.28)—(3.30) подачи Q = 0,02 м3/с с учетом харак­ теристики насосов из двух установленных насосов использо­ вать один У8-7М при втулках диаметром 150 мм. При этом по­

дача насосов составит

0=0,8-1,0-0,0263=0,021 м3/с >0,02 м3/с.

Вдальнейших расчетах принимаем Q = 0,021 м3/с.

Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости

На рис. 3.4 с координатами "глубина скважины Н —время бурения t" наносим согласно исходным данным ре­ зультаты отработки долот в каждом рейсе в скв. 1 и 2. Излом линейной зависимости hg= hB(t^ в обеих скважинах на глуби­ не 4100 м соответствует границе между двумя пачками пород с различной буримостью.

Проверим результаты графического разделения интервала на пачки с помощью методики Д.А. Родионова. Согласно исход­ ным данным составляем ряд значений средних за рейс меха­ нических скоростей проходки v* в порядке их последователь­ ности при бурении скв. 1 и 2.

Каждый ряд из 9 значений механической скорости стро­ им по формуле:

208

в скв. № 1:

V „5 = 0,38 м/ч; V и6 = 0,33 м/ч; v и7 = 0,39 м/ч; v ,,R= 0.34 м/ч; V „, = 0.36 м/ч;

в скв. № 2:

v u5 =0,28 м/ч; v w(l =0,35 м/ч; v„7 =0,34 м/ч; v ug =0.33 м/ч; v „, =0,30 м/ч.

Для первого ряда v„ в скв. № 1 находим величину М по формуле (3.32а):

А/ = £ v „ ,2 - - ( ”f v „ , ) 2 = (1,522 + 1.242 + 1,52 + l,42 +0.382 +0.332 + 0.392 +

i^i ® ы

+0,342 +0,362)-i(1.52 +l,24+1,5+1.4+0.38+0,33+0,39+0,34+0,36)2 = 2,5251.

Определяем значения функции у в скв. № 1 по формуле (3.32) .

Максимальные значения функции у для рядов скоростей в скв. № 1 и № 2 имеют место при К = 4 и соответственно равны у4 = 7,8362 и у4 =7,9797. Они подтверждают результаты произ­ веденного выше графического разделения разреза на два уча­ стка пород одинаковой буримости.

Выбор оптимального режима бурения

Рассмотрим задачу для нижнего (второго) интер­ вала пород одинаковой буримости 4100—4350 м, пробуренного

в скв. 1 и 2 пятью долотами одинакового размера при нагрузке на долото Pg = 150 кН и частоте его вращения ng= 60 об/мин. В скв. 1 были отработаны долота 215, 9СЗ-ГАУ, а в скв. 2— 215,9МСЗГАУ. Согласно исходным данным, взятым из карточек отработки долот, определим в интервале среднее арифметиче­ ское значения проходки на долото hg, стойкости долота /5, ме­ ханической скорости проходки vHпо формуле (3.39):

Скв. № 1, нижняя пачка, долото 215, ЭСЗГАУ-R 53.

^ = 158,4-60°,7(150-103 )’-2 =4,5266-10’

Устанавливаем предельные наиболее эффективные значе­ ния нагрузки и частот с учетом данных используемых долот (табл. 3.3) в скв. 1 и 2:

Pg= 0,9 Pgrmi = 0,9 ■220 ■103 = 200 кН.

При этой нагрузке частота вращения долот не должна пре­ вышать значения, найденного по формуле (3.42):

п <, 80 (200-130) + 80 = 49 об/мин.

*220-130

210