Проектування параметрів режиму буріння

 

Проектувати параметри режиму буріння (осьове навантаження на долото ,швидкість обертання долота , витрату промивальної рідини )можна такими методами:

1 аналітичним;

2 статистичної обробки промислових даних;

3 комбінованим.

Кожен з цих методів ґрунтується на прийнятому критерії оптимальності, за який, за нормальних умов буріння, використовують вартість одного метра проходки. У цьому випадку вибирають таке співвідношення параметрів режиму буріння, яке забезпечує досягнення найменшої вартості одного метра про­ходки. Наведемо аналітичний метод прое­ктування параметрів режиму буріння.

 

 

Роторний спосіб буріння

 

Проектування параметрів режиму буріння проводять в такій послідовності:

1 Визначають осьове навантаження на долото .

Навантаження на долото визначають із умови об'ємного руйну­вання гірської породи:

а) За питомим навантаженням:

, (3.8)

де – питоме навантаження на одиницю діаметра долота, Н/м;

– діаметр долота, м.

Значення питомого навантаження, для різних типів доліт приведені в таблиці 3.1.

б) За твердістю гірської породи та площею контакту:

, (3.9)

де – коефіцієнт, який враховує вплив вибійних умов на твердість гірських порід;

– твердість гірської породи за штампом при атмосферному тиску, Па;

– площа контакту зубців долота з породою, .

Розрахунок контактної площі здійснюють виходячи із умови геометричної форми зубців шарошок долота, які одночасно контактують з вибоєм, та величиною їх заглиблення в породу

(3.10)

де – кількість зубців у вінці шарошки, якими долото контактує з вибоєм;

– діаметр долота, м;

– коефіцієнт перекриття

– для багатоконусних доліт зі зміщеними осями;

– для одноконусних доліт без зміщення осей;

– кінцева величина притуплення зубця, м.

 

Таблиця 3.1 – Питоме навантаження для різних типів доліт

Тип долота	Тришарошкові долота
М	МС	С	Т	К
, Н/м	<2	(2-5)	(5-10)	(10-15)	>15
Тип долота	Лопатеві	Фрезерні	Алмазні та "ИСМ"	Одноша-рошкові
Дволо-патеві	Трило-патеві
, Н/м	(3-5,7)	(4,5-8,5)	(4-6)	1,5-3,3	(6-8)

 

Якщо =1, то:

, (3.11)

де – початкова величина притуплення зубця, м,

=1,0-1,5 мм;

δ – величина заглиблення зубця в породу δ =0,1-0,2 мм;

– кут при вершині зубця.

Коефіцієнт приймають рівним 0,7-0,8 для пористих порід (пісковики, тріщинні вапняки, алеврити) та 1,0-1,2 - для суцільних дуже метаморфізованих та хемогенних порід.

Значення контактної площі для найпоширеніших тришарошкових доліт приведені в таблиці 3.2, алмазних - в таблиці 3.3, твердосплавних - в таблиці 3.4.

 

Таблиця 3.2 – Контактна площа тришарошкових доліт

Тип долота	Контактна площа в мм^2 долота діаметром, мм
190,5	215,9	269,9	295,3
М
МЗ	-		-	-
МС			-
МСЗ		-	-
С
СЗ		-
Т
ТЗ		-
К			-

 

Таблиця 3.3 – Контактна площа деяких типів алмазних доліт

Тип алмазного долота	ДР 163,5 СТ1	ДР 188,9 СТ1	ДР 214,3 СТ1	ДР 188,9 СТ2	ДР 214,3 СТ2	ДР 188,9 Т1	ДР 214,3 Т1	ДІ 188,9 С2
Контактна площа, мм^2

Продовження таблиці 3.3

Тип алмазного долота	ДІ 214,3 С2	ДК 138,1 С6	ДК 157,1 С6	ДК 188,9 С6	ДК 214,3 С6	ДК 242,1 С6	ДК 267,5 С6	ДК 292,9 С6
Контактна площа, мм^2

Продовження таблиці 3.3

Тип алмазного долота	ДУС 188,9 С3	ДУС 214,3 С3	ДІ 188,9 С7	ДІ 214,3 С7	ДЛ 188,9 С	ДЛ 214,3 С	ДЛ 267,5 С
Контактна площа, мм^2

 

Таблиця 3.4 – Контактна площа деяких діаметрів твердосплавних доліт (“ИСМ”)

Діаметр твердосплавного долота, мм	188,9	214,3	242,1	267,5	292,9		381,7
Контактна площа, мм^2

 

Розра­ховану величину осьового навантаження на долото (за питомим навантаженням чи за твердістю гірської породи і площею контакту) порівнюють з допустимим (паспортним) для даного типорозміру долота [ ].

Розраховане осьове навантаження повинно задовільняти умову:

(3.12)

2 Визначають швидкість обертання долота з умови забезпечення необхід­ного часу контакту зубця долота з породою.

Для шарошкових доліт швидкість обертання долота визначають за форму­лою:

, (3.13)

де – швидкість обертання долота, с^-1;

– діаметр шарошки, м;

– мінімально необхідний час контакту зубця долота з породою, с

с.

Нижня межа для міцних порід, а верхня – для м’яких.

–максимальна кількість зубців на периферійному вінці шарошки. У залежності від типу долота =15-25. Менше значення беруть для доліт типу “М”, а більше – для доліт типу “К”.

Для алмазних, твердосплавних та лопатевих доліт швидкість обертання ви­значають за формулою:

, (3.14)

де – допустима лінійна швидкість обертання, яка визначається із умови абразивного зносу та нагріву долота, = 3-5 м/с.

Після розрахунку швидкості обертання за формулою (3.13) чи (3.14) фактичну швидкість обертання вибирають виходячи із характеристики ротора в даній буро­вій установці.

 

3 Проектують витрату промивальної рідини

Витрату промивальної рідини розраховують із двох умов:

а) із умови очищення вибою свердловини від вибуреної породи:

, (3.15)

де – витрата промивальної рідини, м³/с;

– питома витрата промивальної рідини, м/с;

– площа вибою свердловини, м²;

=0,35-0,5 м/с – при роторному способі та електробурінні;

=0,5-0,7 м/с – при бурінні гідравлічними вибійними двигунами.

Менше значення питомої витрати вибирають для міцних порід, а більше – для м’яких.

; (3.16)

б) із умови транспортування шламу в кільцевому просторі

, (3.17)

де - мінімально допустима швидкість руху рідини в кільцевому просторі, м/с;

– площа кільцевого простору, м².

, (3.18)

де – діаметр свердловини, м;

– найменший зовнішній діаметр бурильних труб, м.

= 0,3-1,4 м/с. У міцних породах = 0,7-1,0 м/с. В м'яких породах =1,0-1,4 м/с. При бурінні долотами великого діаметру = 0,3-0,5 м/с.

З розрахованих значень вибирають найбільше, яке узгоджують з техніч­ною характеристикою бурового насоса даної бурової установки.

За фактичну витрату приймають найближче більше значення витрати і відповідне їй значення тиску .

Робочі характеристики основних типів бурових насосів наведені в таблиці 3.5.

4 Після визначення режимних параметрів (, , )перевіряють можли­вість їх реалізації.

Перевірка осьового навантаження та швидкості обертання прово­диться за крутним моментом, який не повинен перевищувати момент, що переда­ється ротору і не створювати небезпечних напружень в бурильній колоні.

, (3.19)

де – крутний момент, який передається бурильній колоні, ;

– момент, який передається ротору, .

Таблиця 3.5 – Робочі характеристики бурових насосів

Буро-вий насос	Кіль-кість цилінд-рів	Частота подвій-них ходів, 1/хв	Діаметр циліндрових втулок, мм
БРН-1			—	15,0 20,0	17,8 16,9	20,8 14,0	24,0 12,5	27,2 11,0	31,0 9,8	—	—
У8-6МА2			—	18,9 25,0	22,7 22,3	26,7 19,0	31,0 16,3	35,5 14,0	40,4 12,5	45,4 11,1	50,9 10,0
У8-7МА			—	—	22,7 32,0	26,7 27,2	31,0 23,4	35,5 20,4	40,4 18,0	45,5 15,9	50,9 14,2
УНБ-1250			—	—	—	26,7 40,0	31,1 35,0	35,7 30,5	40,7 26,5	45,4 23,6	51,4 21,0
НБТ-600-1			21,1 25,0	24,9 21,6	28,8 18,7	33,1 16,2	37,5 14,3	42,6 12,6	47,7 11,3	—	—
УНБ-600А			—	19,7 25,0	23,3 22,5	27,5 19,0	31,5 16,5	36,0 14,5	42,0 12,5	45,7 11,5	51,9 10,0
УНБТ-950			—	—	27,8 32,0	31,9 27,5	36,4 24,0	41,0 21,0	46,0 19,0	—	—
УНБТ-1180			—	—	27,8 40,0	31,9 34,0	36,4 30,0	41,0 26,5	46,0 23,5	—	—

Примітка. У чисельнику наведена теоретична продуктивність бурового насоса Q (л/с), а в знаменнику — максимальний тиск (МПа).

, (3.20)

де – момент на долоті, ;

– момент, необхідний на холосте обертання бурильної колони, .

Для шарошкових доліт момент на долото визначають за формулою:

, (3.21)

де – питомий момент на одиницю навантаження, м;

– момент, який не залежить від осьового навантаження.

Для шарошкових доліт питомий момент можна знайти за формулою:

, (3.22)

де – емпіричний коефіцієнт, який дорівнює: для м'яких порід ; для порід середньої твердості ; для твердих порід .

Для алмазних і твердосплавних доліт питомий момент в 1,5-2,0 рази, а для лопатевих доліт ріжучого типу в 2,0-2,5 рази більший ніж для шарошкових доліт такого ж діаметру.

Для шарошкових доліт з негерметизованими опорами наближено знахо­дять за формулою:

. (3.23)

Для доліт з герметизованими опорами знахо­дять за формулою:

. (3.24)

Для алмазних, твердосплавних та лопатевих доліт момент на долоті знаходять за формулою:

.(3.25)

Момент на холосте обертання бурильної колони знаходять за формулою:

,(3.26)

де в – коефіцієнт, який залежить від ступеня викривлення свердловини (таблиця 3.6);

ρ_пр – густина промивальної рідини, кг/м³;

ω _д – швидкість обертання долота, с^-1;

d_i – зовнішній діаметр i -тої секції бурильної колони, м;

l_i – довжина i -тої секції бурильної колони, м.

 

Таблиця 3.6 – Значення коефіцієнта "в"

Кут викривлення	0-2°	3-5°	6-9°
Значення коефіцієнта " в "	0,99 10^-^2	(1,13-1,44)∙10^-^2	(1,54-1,71)∙10^-^2
Кут викривлення	10-16°	17-25°	26-35°
Значення коефіцієнта " в "	(1,76-2,01)∙10^-2	(2,03-2,3)∙10^-^2	(2,38-2,61)∙10^-2

 

, (3.27)

де – паспортне значення моменту, який передається на ротор;

– момент, який витрачається на подолання опорів в наземній системі пе­редач від двигуна до ведучої труби.

Значення –береться з технічної характеристики бурової установки:

, (3.28)

, (3.29)

де та – дослідні коефіцієнти,

Н×м – при приводі ротора через лебідку;

Н×м – при приводі ротора безпосередньо через редуктор.

Н×м×с.

Якщо , то необхідно знайти допустиму глибину буріння при розра­хованих осьовому навантаженні і швидкості обертання. Для подальшого буріння необхідно зменшити значення режимних параметрів (як правило швидкість обер­тання долота) так, щоб крутний момент став би менший за момент, що передає­ться ротору.

Для перевірки реалізації витрати промивальної рідини необхідно провести гідравлічний розрахунок. Для цього визначають гідравлічні втрати тиску в еле­ментах циркуляційної системи (див. розділ 2.8).

,

де – сумарні гідравлічні втрати тиску в циркуляційній системі, Па;

– втрати тиску в бурильних трубах, Па;

– втрати тиску в кільцевому просторі за бурильними трубами, Па;

– втрати тиску в замках і муфтах (для труб і кільцевого простору), Па;

– втрати тиску в ОБТ, Па;

– втрати тиску в кільцевому просторі за ОБТ, Па;

– втрати тиску в наземній обв'язці (стояку, буровому шлангу, ведучій трубі, вертлюгу), Па;

– втрати тиску в долоті, Па.

Резерв тиску, який можна реалізувати в долоті, визначають як різницю між тиском, що розвиває насос (або насоси) при вибраному діаметрі втулок, і сумою втрат в циркуляційній системі.

,

де – резерв тиску, який можна реалізувати в долоті;

– коефіцієнт, який враховує, що тривалий робочий тиск нагнітання насосів повинен бути, згідно з правилами ведення бурових робіт, менший за паспорт­ний на 20–25 % [5].

– тиск, який розвиває насос, Па;

– втрати тиску в бурильних трубах, кільцевому просторі, замках, ОБТ, кільцевому просторі за ОБТ, обв'язці.

За значенням встановлюють можливість використання гідромоніторного ефекту при бурінні даного інтервалу свердловини.

Для цього визначають швидкість руху рідини в промивальних отворах до­лота за формулою:

,

де – коефіцієнт витрати, значення якого приведені в таблиці 2.4 (розділ 2).

У формулу для визначення швидкості руху рідини в промивальних отворах до­лота підставляють значення =0,95.

Якщо одержане значення швидкості 80 м/с, то це означає, що даний інтервал можна бурити з використанням гідромоніторних доліт.

Необхідно мати на увазі, що перепад тиску, який спрацьовує в насадках гідромоніторного долота, не повинен перевищувати деякого граничного значення , яке обумовлене як міцністю конструктивних елементів долота, так і можливі­стю запуску турбобура. У розрахунках приймають

12-13 МПа.

Тому підбирають такі значення і , щоб виконувались умови:

80 м/с, .

При виконанні цих умов визначають сумарну площу насадок гідромонітор­ного долота за формулою:

.

За величиною підбирають діаметри насадок гідромо­ніторного долота за формулою:

,

де – діаметр насадки, м;

– кількість насадок.

Якщо 80 м/с, то даний інтервал недоцільно бурити з використанням гід­ромоніторного ефекту. У цьому випадку необхідно перейти на долото з цент­ральною системою промивання та знайти перепад тиску в долоті за формулою:

,

де – середня швидкість руху рідини в каналах долота.

Якщо немає конкретних даних (геометричних розмірів) для визначення сумарної площі перерізу промивального каналу долота з центральною системою промивання, то для її визначення можна використовувати такі емпіричні залежності:

Для 0,2159 м

, м². (3.30)

Для 0,2159 м

, м². (3.31)

У формулу (3.29) необхідно підставити відповідний коефіцієнт витрати з таблиці 3.7.

У випадку, якщо сума втрат тиску перевищує тиск, який розвиває насос при заданому діаметрі втулок (з врахуванням коефіцієнту =0,75-0,8), то необхідно визначити допустиму глибину буріння при даній витраті . Для подальшого бу­ріння необхідно зменшити витрату промивальної рідини і провести аналогічний розрахунок при новій витраті.

 

Турбінний спосіб буріння

 

Особливість даного способу полягає в тому, що потік промивальної рідини є енергоносієм для турбіни турбобура, а швидкість обертання вала (відповідно і долота) залежить від осьового навантаження. Таким чином, при турбінному спо­собі буріння всі режимні параметри взаємозв'язані.

Розрахунок параметрів режиму буріння при турбінному способі ведуть в такій послідовності:

1 Визначають осьове навантаження на долото, максимально допустиму швидкість обертання доло­та, та витрату промивальної рідини аналогічно, як при роторному способі бурін­ня.

2 Вибирають тип турбобура. При виборі типорозміру враховують рекомен­довані співвідношення між діаметрами долота та максимально можливим діаметром вибійного двигуна (таблиця 3.7), а також розраховані швидкість обертання та витрату рідини. Узгоджують витрату промивальної рідини з технічною ха­рактеристикою бурового насоса даної установки.

 

Діаметр долота, мм	120,6	139,7		165,1	190,5	215,9	244,5	269,9 і більше
Діаметр вибійного двигуна, мм	(88)	(98)	(108)

Таблиця 3.7 – Рекомендовані співвідношення між діаметрами долота та максимально можливим діаметром вибійного двигуна

Примітка: у дужках – рекомендований діаметр при бурінні в ускладнених умовах.

 

Перераховують параметри турбобура за формулами:

;

;

;

,

де , , , , , – відповідно швидкість обертання, крутний момент, перепад тиску, потужність, густина та витрата промивальної рідини за характеристикою турбобура;

, , , –перераховані швидкість обертання, крутний момент, перепад тиску та потужність при заданих густині та витраті .

3 Перевіряють можливість реалізації вибраного осьового навантаження на долото та швидкості обертання долота.

Для цього визначають момент, необхідний для реалізації запроектованих параметрів режи­му буріння.

Момент, який витрачається при турбінному способі, визначають за форму­лою:

,

де – момент, що витрачається в турбобурі, ;

–момент на тертя в осьовій опорі, .

,

де –навантаження, яке діє на осьову опору, Н;

– коефіцієнт тертя в осьовій опорі;

=0,075-0,085 – для гумово-металевих опор;

=0,015-0,016 – для опор кочення;

–приведений радіус тертя, м.

,

де –гідравлічне навантаження на осьову опору, Н;

–вага обертових деталей турбобура включаючи долото, маховик, Н.

При відсутності маховика і даних про вагу обертових деталей турбобура, нехтуючи вагою долота наближено вагу обертових деталей турбобура визначають за формулою:

,

де – вага турбобура, Н.

,

де –середній діаметр каналів турбіни, м;

–перепад тиску на долоті, Па;

– перепад тиску в турбобурі, Па.

Якщо геометричні розміри турбіни відсутні, то наближено середній діаметр каналів турбіни можна визначити за формулою:

.

Перепад тиску в турбобурі визначають за формулою:

,

де –постійна турбобура за перепадом тиску.

,

,

де R, r –відповідно зовнішній та внутрішній радіуси поверхні тертя, м;

При відсутності даних наближено радіус тертя можна знайти за формулою:

,

де –зовнішній діаметр турбобура, м.

Якщо:

а) ,

де – приведений (перерахований) момент турбобура.

В даному випадку розраховані режимні параметри залишаються без змін.

б) .

В цьому випадку турбобур недовантажений.

Проте недовантаження турбобура призводить до збільшення його швидкості обертання (порівняно з приведеною). Тому необхідно перевірити чи не вийде вона за межі допустимої (розрахованої із умови необхідного часу контакту зубця долота з породою). Для цього визначають швидкість обертання за формулою:

,

де – гальмівний момент турбобура, Н·м.

При відсутності стендових даних гальмівний момент наближено можна визначити за формулою:

,

де – приведений момент турбобура, Н·м.

У випадку, якщо розрахована швидкість менша ніж допустима (), то вибране осьове навантаження на долото можна залишити без змін.

Якщо розрахована швидкість більша ніж допустима (), то для її зменшення можна збільшити осьове навантаження на долото.

Навантаження на долото з умови нормальної роботи турбобура знаходять за формулою:

.

Якщо – беруться верхні знаки (мінус), а якщо – нижні знаки (плюс).

Розрахункову величину осьового навантаження порівнюють з допустимим навантаженням на долото [ ].

Якщо отримане значення осьового навантаження на долото з умови нормальної роботи турбобура менше ніж допустиме , то це значення вважають режимним параметром.

Якщо отримане значення більше ніж допустиме , то це свідчить про те, що повністю зменшити швидкість обертання турбобура за рахунок збільшення осьового навантаження неможливо. Для зменшення швидкості обертання необхідно зменшити витрату промивальної рідини.

Значення нової витрати визначаємо за формулою:

(3.32)

де – витрата, яка необхідна для умови рівності моментів ()

– ступінь зменшення (або збільшення) витрати промивальної рідини.

Ступінь зменшення витрати визначають за формулою:

. (3.33)

Отримане значення витрати необхідно перевірити на достатність для видалення шламу.

в) .

Турбобур перевантажений, тобто можливостей турбобура не вистачає для реалізації розрахованих режимних параметрів. У даному випадку вживають заходи або для зменшення моменту, який витрачається на руйнування гірської породи, або збільшують енергетичні можливості (момент) турбобура. Зменшення моменту здійснюють зменшенням осьового навантаження на долото до рівності моментів. Проте значне зменшення осьового навантаження на долото може призвести до малоефективного (втомного або поверхневого замість об’ємного) руйнування гірської породи, що не бажано.

Збільшити момент вибраного турбобура можна шляхом збільшення витрати промивальної рідини. Проте у цьому випадку необхідно зробити перевірку на допустиму швидкість обертання та гідравлічні втрати тиску.

Інший варіант – збільшення кількості секцій даного турбобура, якщо дозволяє конструкція турбобура.

Якщо перелічені варіанти не задовольняють умову, то вибирають або інший тип турбобура, або інший тип гідравлічного вибійного двигуна (наприклад, гвинтовий вибійний двигун), або інший спосіб буріння (наприклад, роторний).

4 Перевіряють можливість реалізації витрати промивальної рідини. Для цього визначають гідравлічні втрати тиску в елементах циркуляційної системи аналогічно, як при роторному способі буріння. При цьому у формулу сумарних втрат тиску необ­хідно додати втрати тиску в турбобурі.

Якщо сумарні втрати тиску дорівнюють або менші за тиск, що розвиває насос при заданому діаметрі втулок то перевірку закінчують. В іншому випадку визначають допустиму глибину буріння даним турбобуром, а для подальшого буріння або зменшують витрату промивальної рідини, або вибирають інший тип турбобура або інший тип гідравлічного двигуна, або інший спосіб буріння.

Визначають можливість використання гідромоніторного долота. Необхідно враховувати, що при турбінному способі буріння гідромоніторні долота можна використовувати лише при наявності шпинделя з ущільненням.