Министерство образования Российской Федерации
государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
по курсу "Технология бурения нефтяных и газовых скважин"
студентам специальности 0908 "Бурение нефтяных и газовых скважин"
для расчетов параметров режима турбинного бурения и выбора
модели забойного двигателя
Тюмень, 2003
Утверждено редакционно-издательским советом
Тюменского государственного нефтегазового университета
Составитель: , д. т.н., профессор
Ó Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2003
1. Цель и сроки выполнения заданий
1.1. Настоящие методические указания содержат 5 заданий, целью которых является получение опыта в расчетах режима бурения (углубления) скважин с одновременным закреплением знаний технологии бурения скважин, полученных при изучении технология бурения скважины на лекциях и при самостоятельной работе студентов по указанной тематике. Приведенные методы расчетов можно применять при бурении с другими гидравлическими забойными двигателями.
Задания 2.2, 2.3, 2.5, 2.6 студента начинают выполнять с консультациями преподавателя в аудитории на практических занятиях, а заканчивают их выполнение в процессе СРС ко времени следующего (по расписанию) занятия.
Задание 2.4. выполняется студентами самостоятельно по заданию преподаватели.
После выполнения заданий студент допускается к экзамену по изучаемому разделу технология бурения скважин.
2. Проектирование параметров режима бурения и выбор турбобура
2.1. Определение осевой нагрузки на долото
Величину проектной осевой нагрузки на долото (G) расчитывают разними методами, более эффективные из которых рассмотрим ниже.
2.2. Аналитический метод расчета G предусматривающий объемное разрушение пород на забое скважины. Величину G в этом случае находят как [1]
, (2.1)
где: Рш - твердость горных пород по штампу, МПа, (Па);
Fк - проекция площади контакта нескольких зубцов долота в момент окончания единичного силового взаимодействия с забоем или в момент интенсивного силового контакта (вдавливания) зубцов с породой (для недеформированного забоя при новом фрезерованном вооружении). Fк является площадью контакта зубцов в момент силового взаимодействия их с забоем, причем часто Fк называют "площадь контакта зубцов долота с забоем";
; (2.2)
R - радиус долота, м;
hп - коэффициент перекрытия вооружением долота забоя скважины;
bз - ширина проекции площадки контакта одного зубца с забоем вдоль образующей шарошки в момент максимального вдавливания зубца в породу забоя или в момент окончания осевого силового взаимодействия зубца с породой (для новых фрезерованных зубцов при недеформированном забое скважины bз - это средняя (по венцам) ширина зубца при его вершине);
Sli - средняя сумма длин зубцов долота по образующим от трех (четырех, двух - для четырех - и двухшарошечных долот) шарошек долота в предположении, что три шарошки находятся в одновременном силовом контакте с забоем.
Таблица 2.1.
Пределы изменения некоторых параметров трехшарошечных долот диаметром 212,7…349,2 мм типов М, МС, С, СТ, Т
Тип долота | Диаметры долот, мм | Шаг зубьев по венцам, мм | Длина зуба (ширина венца), мм | |
для периферийного | для других венцов | |||
М | 212,7...250,8 269,9…349,2 | 40...60 50…70 | 32...45 40…50 | 11…14 12…18 |
МС | 212,7...250,8 269,9…349,2 | 35…45 43...50 | 28...35 34…45 | 9…12 10…13 |
С | 212,7...250,8 269,9…349,2 | 20...30 25...36 | 19…25 22…30 | 7...9 10…11 |
СТ | 212,7...250,8 269,9…349,2 | 20...27 23...30 | I8...28 21…28 | 6…9 8…10 |
Т | 212,7...250,8 269,9…349,2 | 19...22 20…25 | I5...20 18…23 | 8...9 9…11 |
2.2.1. Величину hп определяют из справочной литературы, например [2], или непосредственно у конкретного долота как:
, (2.3)
причем Sli для некоторых долот ориентировочно можно определить из табл. 2.1. (Масленников инструмент Спр. - М.: Недра, 1989. - 430с.: ил.)
Ширину bз лучше определять на долоте при условии вдавливания зубца в породу на 0,5...2 мм [3, табл.17, рис.2.4], причем нижний предел для твердых пород, а верхний - для мягких или сильнопластичных пород.
2.2.2. Величины твердости Рш - для условий бурения скважин в Среднем Приобье и в Шаимском районе буровых работ приведены в [1, табл.2.2. и 2.3]. Для всех основных пород данные по Рш, категориям твердости (Кт) и абразивности (Kа) и некоторым другим параметрам имеются в работе [4, табл.10.1...10.5, 11.4, 12.1, 12.2, 12.6, 12.7, 13.1]. При выполнении данной задачи по расчету G можно успешно использовать табл.12.6, 12.7 из [4] или табл. 2.2 данных методических указаний.
2.2.3. Примерный порядок выполнения первого задания. По методике ВНИИБТ с привлечением Кт, Ка [1] выбирают тип долота. Затем по табл.2.1, 2.2 данных указаний находят необходимые параметры для расчетов G. Причем Рш, Кт, Ка можно находить и из работы [4] по заданию преподавателя (или по желанию студента), a Sli, R, bз - определять непосредственно для долота, которое имеется в лаборатории и подходит по конструкции к выбранному вначале выполнения задания.
2.2.4. Примечание: Величина G по существу нагрузка на породу, поэтому для ее реализации в конкретных условиях бурения скважины далее необходимо запроектировать осевую нагрузку, которую необходимо поддерживать по прибору (например, по ГИВу) на устье скважины с учетом сил трения колонны о стенки скважины, затем решить задачу - за счет каких элементов бурильного инструмента будет обеспечена нагрузка на долото.
2.3. Проектирование частоты вращения долота (n) для реализации объемного разрушения пород на забое скважины.
2.3.1. Расчет n = nt при поддержании времени контакта (tк) зуба долота с породой (с забоем) с учетом некоторых параметров долота и tк:
, (2.4)
где: tz - средняя величина шага зубцов периферийных венцов шарошки долота с учетом величины bз, м (см);
Таблица 2.2
Величины параметров по вариантам
Параметр | Величина параметра и тип горной породы по вариантам | |||||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | |
Диаметр долота, мм | 215,9 | 190,5 | 244,5 | 215,9 | 215,9 | 190,5 | 269,9 | 295,3 | 190,5 | 215,9 | 244,5 | 295,3 |
Название породы | Глинистый сланец | Аргиллит | Песчаник | Алевролит | Известняк | Глинистый сланец | Доломит | Ангидрит | Алевролит | Аргиллит | Песчаник | Известняк |
Рш, Мпа | 550 | 500 | 700 | 600 | 500 | 1000 | 500 | 1100 | 1000 | 350 | 600 | 300 |
Кт | 4 | 4 | 5 | 4,5 | 4 | 6 | 4 | 5 | 5 | 3 | 5 | 3 |
Ка | 4 | 5 | 8 | 7 | 2 | 4 | 2 | 5 | 8 | 3 | 8 | 2 |
Продолжение табл.2.2.
Параметр | Величина параметра и тип горной породы по вариантам | |||||||||||
13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | |
Диаметр долота, мм | 215,9 | 190,5 | 244,5 | 295,3 | 269,9 | 269,9 | 295,3 | 244,5 | 215,9 | 190,5 | 215,9 | 295,3 |
Название породы | Глина плотная | Мергель глинистый | Песчаник | Аргиллит | Ангидрит | Алевролит | Известняк | Доломит | Глинистый сланец | Аргиллит | Песчаник | Алевролит |
Рш, Мпа | 560 | 750 | 1000 | 560 | 1000 | 1500 | 1000 | 900 | 570 | 1250 | 1500 | 380 |
Кт | 4 | 4 | 5 | 4 | 5 | 6 | 5 | 6 | 4 | 5 | 6 | 3 |
Ка | 5 | 2 | 8 | 3 | 2 | 7 | 2 | 2 | 2 | 6 | 8 | 8 |
R - радиус долота, м (см);
tк - 2…8 мс - нижний предел для мягких пород, верхний - для твердых; для крепких пород - tк @ 15мс.
2.3.2. При расчетах nt величины R и tz взять можно по первому заданию, а tк - ориентируясь на табл.2.3 и 3.3. [5, табл.2.4; 4, стр.174]
Таблица 2.3
Категория твердости пород по штампу | 1, 2, 3 | 4, 5 | 6, 7 | 8, 9 | 10, 11, 12 |
Тип породы (долот) | Т | С | Т | К | ОК |
2.3.3. При известных величинах осевой нагрузки на долото, в частности ее динамической составляющей (Gд), модуля упругости (Е) и площади поперечного сечения тела (F) динамически активного участка, например вала забойного двигателя, частоту вращения долота для обеспечения tк определим
по формуле [1]:
, (2.5)
где размерности параметров в системе "СИ":
с - скорость звука в материале вала двигателя, с = 5100 м/с;
b - угол между осью шарошек в долоте, обычно sinb = 0,80...0,82;
Е = 2,1×1011 Па (для стали);
tк - в мс;
Gд - в Н.
2.3.4. При выполнения этого задания величину Gд можно найти [1] по ранее найденной нагрузке G, а R и tк - из предыдущих заданий для своего варианта. Площадь F обычно изменяется от 38 до 65 см2 (для забойных двигателей). Отделять этот параметр следует используя паспортные данные двигателя, потому что в справочной литературе данные о конструкции валов забойных двигателей приведены только в работе [6], которая с 1970г. не переиздана. Величину - F для выполнения этого задания можно принять по согласованию с преподавателем.
2.4. Расчет G и n с учетом условия получения максимальной проходки на долото (т. е. Gh и nh).
2.4.1. Такой подход в большей степени эффективен при разбуривании твердых и крепких пород, когда заранее предусмотрено применение двигателей типа "Д", ТРМ, ТН, позволяющих углублять скважину с низкой частотой вращения долота, особенно когда имеются данные о коэффициенте "у".
2.4.2. Расчет Gh производят по формуле:
, (2.6)
где: tд - потенциальный ресурс долота по времени работы, ч (предел 89 по формуле (2.7) для долот типа "3", а верхний - для типа "Н"):
; (2.7)
Dд - диаметр долота, м
bn - коэффициент, учитывающий снижение долговечности опоры долота (Топ) за счет повышения n на 1 оборот в мин; bn = 0,02 ч×мин/об;
КG - коэффициент, который учитывает уменьшение Топ при увеличении нагрузки на долото на 1 кН,
.
2.4.3. Проектирование частоты вращения долота (nh) для обеспечения максимальной проходки (hд) на долото (при заданной величине G) осуществляют согласно формуле:
, (2.6)
где: у - учитывает влияние свойств горных пород, числа поражений забоя вооружением и tк на величину hд (через механическую скорость проходки - Vм). Величина у: при низкооборотном бурении для твердых пород у = 0,5; для мягких - у = 1; при высокооборотном бурении для твердых пород у = 0,36, а для мягких
у = 0,7.
2.5. Проектирование расхода промывочной жидкости (подачи буровых насосов) при нормальных условиях бурения скважины.
2.5.1. Расход промывочной жидкости (Q) при указанных условиях должен быть в пределах:
,
где: Qтн - технологически необходимая величина Q, удовлетворяющая основным технологическим требованиям процесса углубления скважины (м3/с или л/с)
Qmin - это расход Q, позволяющий эффективно очищать скважину от выбуренной породы и определяется по рекомендациям из гидромеханики,, например [7], или из табл.2.4.
Величину Qтн найдем по формуле [1]:
, (2.9)
где: Pmax - максимальное давление на выкиде буровых насосов, МПа, которое может определиться на основе обработки промысловой информации о его эффективных, величинах или определяться по формуле [8], учитывающей поддержание необходимой осевой гидравлической нагрузки (Gг) на вал забойного двигателя, как:
, (2.10)
где:Gmax - максимальная осевая нагрузка на долото, Н;
Gвр - вес вращающихся элементов турбобура (забойного двигателя, Н;
Тп - осевая нагрузка на осевую опору двигателя, Н:
;
dср - средний диаметр турбинок, м [1, 6];
Рт - перепад давления в турбобуре, МПа;
Роч - давление необходимое [8] для очистки забоя от выбуренной породы, Па, (в формуле (2.9) в МПа)
Ргд - перепад давления в промывочном узле долота, МПа;
РR - гидроимпульсное давление, МПа, РR@2 МПа; [8];
r1, r2 - плотность промывочной жидкости внутри бурильного инструмента и в заколонном пространстве, кг/м3 (или Н×с2/м4);
Таблица 2.4.
Данные к расчету Qтн вариантам
Номер варианта | Qmin, л/с | r1, кг/м3 | r2, кг/м3 | Тип бурильных труб | Наружный диаметр труб, мм | Толщина стенки трубы, мм | Глубина скважины, м |
1 | 18 | 1100 | 1150 | П | 127 | 10 | 2000 |
2 | 15 | 1200 | 1250 | П | 114 | 9 | 1500 |
З | 25 | 1000 | 1150 | В | 140 | 10 | 1800 |
4 | 20 | 1250 | 1300 | П | 127 | 9: | 1600 |
5 | 20 | 1000 | 1100 | Д16-Т | 147 | 11 | 2000 |
6 | 22 | 1100 | 1150 | ВК | 127 | 9 | 2200 |
7 | 27 | 1200 | 1250 | Д16-Т | 147 | 11 | 1500 |
8 | 30 | 1150 | 1200 | В | 168 | 10 | 1800 |
9 | 22 | 1200 | 1250 | П | 114 | 9 | 1600 |
10 | 20 | 1100 | 1150 | П | 127 | 9 | 1200 |
11 | 24 | 1000 | 1100 | В | 140 | 9 | 1800 |
12 | 20 | 1200 | 1250 | В | 168 | 10 | 1000 |
13 | 22 | 1150 | 1200 | П | 127 | 9 | 1900 |
14 | 18 | 1300 | 1350 | Д16-Т | 114 | 10 | 2100 |
15 | 26 | 1250 | 1300 | Н | 140 | 10 | 2200 |
16 | 28 | 1100 | 1150 | Д16-Т | 147 | 11 | 1800 |
17 | 24 | 1150 | 1200 | В | 140 | 10 | 2300 |
18 | 20 | 1100 | 1150 | Н | 140 | 9 | 1900 |
19 | 25 | 1000 | 1100 | Д16-Т | 147 | 11 | 2100 |
20 | 22 | 1200 | 1250 | П | 127 | 10 | 1900 |
21 | 26 | 1150 | 1200 | Д16-Т | 129 | 10 | 2300 |
22 | 21 | 1250 | 1300 | Д16-Т | 114 | 10 | 3400 |
23 | 23 | 1300 | 1350 | П | 127 | 9 | 2100 |
24 | 25 | 1100 | 1200 | ВК | 140 | 10 | 1700 |
ai - коэффициент гидросопротивлений, не зависящих от глубины(L) скважины, или от длин секций бурильной колонны. М-4;
bi, bj - коэффициенты гидросопротивлений, зависящих от L, м-5,
li, lj - длины секций бурильной колонны с разными диаметрами и толщинами стенок труб, м;
2.5.2. Перепад Ргд можно определить как технологически необходимый (Рдт). При этом Ргд считаем активным» регулятором нагрузки Gг. Величину Рдт находим согласно выражению:
. (2.11)
2.5.3. Порядок выполнения задания 2.5.
2.5.3.1. Из задания 2.1, 2.2 берем величину G (т. к. Рш задании 2.1, 2.2 задано в единичном значении, то для расчета Рmax и Рдт условно берем Gmax = Gcp = G).
2.5.3.2. Определяется Gвр = (0,40...0,48)×Gт×b, (здесь b - учитывает Архимедову силу, a Gт - вес турбобура) [9, стр14, 15].
2.5.3.3. Принимается Тп к расчетам по формулам (2.10) и (2.11), причем для мягких пород Тп = + (10…30) кН, для средних можно Тп = 0, для твердых
Тп = - (10…30) кН.
2.5.3.4. Рассчитываем:Fр (dср взять из табл. 1.2 работы [8] из табл.1.3 [10]) Роч как Роч = Nоч/Qmin (Nоч - мощность для очистки забоя от выбуренной породы, рассчитывается по формуле (1.20) [8], а Qmin берется из табл.2.4 данных МУ), причем для крепких пород можно Роч = 0 , и принимаем PR = 2 МПа. При расчете Роч плотность породы (rп) следует принять согласно данным работ [4, 5] или как среднюю (для данного задания) rп = 2500 кг/м3. Механическую скорость бурения здесь также условно можно принять: 40 м/ч (мягкие породы), 30 м/ч (средние породы) и 20 м/ч (твердые породы).
2.5.3.5. Принимаем Qmin, r1, r2 и бурильную колонну (трубы) согласно табл.2.4, определяем ai, bi, bj (из приложения 1 [1]) или по формулам [1], причем для ai для данного расчета взять из второй строки приложения 1 [I].
2.5.3.6. В данном задании можно бурильную колонну взять одноразмерной, а потерями в УБТ пренебречь.
2.6. Выбор турбобура (ГЗД).
2.6.1. Диаметр ГЗД выбирается в соответствии с Dд.
2.6.2. Частота nt (из задания 2.3) приравнивается оптимальной частоте вращения вала выбираемого турбобура.
2.6.3. Рассчитывают момент сопротивлений при работе турбобура (с долотом) в процессе углублений скважины:
(2.12)
где: Му - удельный момент при работе долота на углубление скважины, н×м/кН;
Gc - статическая составляющая осевой нагрузка на долото, кН:
;
Мо - момент расходуемой на трение долота о стенки скважины, Н×м;
Мп - вращающий момент, расходуемые на сопротивления в осевой опоре турбобура:
; (2.13)
Тп - осевая нагрузка на осевую опору (.пяту) турбобура, ее можно принять как предложено в п.2.5;
mп - коэффициент сопротивления в осевой опоре турбобура, mп = 0,08…0,3 в данном задании можно брать mп = 0,1;
rп - средний радиус трения в пяте осевой опоры, м:
;
rн, rв - наружный и внутренний радиусы пяты опоры, м;
для турбобуров диаметром (dт):
240 mm rн = 92 мм rв = 70 мм
195 мм rн = 75 мм rв = 62 мм
172 мм rн = 66 мм rв = 56 мм.
Величины Мо и Му можно брать из работы [5, стр.185], отдельно Му - в работе [11] или расчитывать как:
;
Dд - диаметр долота, м;
;
R - радиус долота, м;
mгп - коэффициент трения (сопротивления) вооружения долота о породу;
mгп = 0,1...0,4 - соответственно для крепких пород и мягких.
2.6.4. Приравнивая Мс к оптимальному вращающему моменту на валу турбобура (Моп) и nt к оптимальной частоте вращения вала двигателя (nоп), по справочным данным [8, 9, 10, 11] или из табл. 2.5 находят лучший турбобур при возможно минимальном расходе (из справочных) промывочной жидкости или при технологически необходимом (Qтн) расходе (из задания 2.5).
2.6.5. Отметим, что выполнение заданий 2.5 и 2.6 можно менять местами; определять Qтн при предварительно выбранном перепаде давления в турбобуре (т. е. предварительно выбран турбобур). Либо как в задании 2.6 выбирается турбобур при минимально возможном Q, рекомендуемом в справочных данных о работе турбобуров. Метод выбора турбобура (п. 2.6) применим при выборе других типов ГЗД.
2.6.6. Порядок выполнения задания.
2.6.6.1. Paссчитывают Му, Gc, Мдп, Мо, принимают mп, Тп, находят rп, Мп, Мс.
2.6.6.2. Приравнивают Мс = Моп и nt = nоп и выбирают лучшую модель турбобура.
2.6.6.3. Если Qтн заранее не рассчитан, то берут модель при минимальном Q из справочных величин (не путать Qmin) Когда известна величина Qтн, тогда турбобур выбирают при Qтн. В обоих случаях возможно (или необходимо) применять формулы пересчета при плотности r1 (из задания 2.5).
Например.
Рассчитаны: Мс = 1700 Н×м, nt = 420об/мин (7 об/с), Qтн = 32 л/с, (0,032 м3/с). Даны также: r1 = 1200 кг/м3 и dт = 195 мм.
Из табл.1.2 [8] видно, что согласно вышеприведенным параметрам подходит (но не совсем!) турбобур ЗТСШ1-195 при Q = 30 л/с.
Применим формулы пересчета, приведенные в тех же Му [8, cтр.8] при нашем Q = 32 л/с находим:
;
Очень удачно подошел турбобур 3TСШ-I95 при Qтн = 32 л/с. Но можно при наших nt, Мс, и Qтн взять две секции 3ТСШ1М2-195 [8, табл.1.3]. Если не приемлем ни один из турбобуров, то можно выбрать двигатели "Д", ТРМ и др.
Таблица 2.5.
Характеристика некоторых забойных двигателей, применяемых в Тюменской области
(прокачиваемая жидкость - вода)
Шифр двигателя (тип) | Тип турбины | Число турбинок (секций) | Q, л/с | Моп, Н×м | nоп, об/мин | Рт, МПа | Длина двигателя, м | Вес двигателя, кН |
Т12РТ-240 | 30/16,5 | 104 | 50 | 2040 | 660* | 4 | 8,3 | 20,2 |
ТСШ-240 | 30/16,5 | 205 | 50 | 3890 | 665 | 8,2 | - | - |
ЗТСШ1-240 | 30/16,5 | 315 | 32 | 2650 | 445 | 5,5 | - | - |
Т13МЗБ | - | 1с. | 50 | 2170 | 695 | 4,5 | 8,2 | 20,3 |
ТО2-240 | - | 1с. | 45 | 1370 | 420 | 3 | 10,2 | 25,9 |
ЗТСШ1-195 | 26/16,5 | 330 | 30 | 1480 | 395 | (4,5**) | - | - |
ЗТСШ1-195ТЛ | 24/18 | 318 | 40 | 1745 | 355 | (4) | - | - |
ТСШ-М1 | 38/15; 38/12 | 450 | 40 | 2660 | 280 | 5,3 | 26,9 | 40 |
ТСШ-М2 | 32/15; 38/12 | 450 | 28 | 2230 | 385 | (5) | 26,9 | 40 |
А7Ш | А7Н4С | 2с. | 30 | 1900 | 520 | 8 | 17,6 | 31,4 |
Д1-195 | - | 1с. | 35 | 5300 | 140 | 6 | 7,7 | 13 |
ТН-195 | - | 2с. | 28 | 2940 | 170 | 8,6 | - | - |
ЗТСШ2-195-01 | 26/16,5 | 339 | 30 | 1600 | 425 | 3,5 | 25,9 | 48,5 |
ТРМ-195 | 21/16,5 | 109 | 28 | 3200 | 175 | (4) | 13,7 | 26 |
ТРМ-195 | 26/16,5 | 204 | 32 | 3530 | 110 | 3,5 | - | - |
ТО2-195 | А7Н4С | 1с. | 30 | 870 | 520 | 3,7 | 10,1 | 18,5 |
ТО-195 | 24/20,5 | 105 | 35 | 1090 | 770 | 4,3 | 9,7 | 16,9 |
Э185-8Р | - | - | 30 | 3330 | 340 | 7,9 | - | - |
КТД4С-195 214/60 | - | 3с. | 28 | 1210 | 465 | 5,5 | - | - |
ЗТСШ1-172 | 28/16 | 3с. | 25 | 1760 | 625 | 8,8 | 25,4 | 35,3 |
ТПС-172 | ТПС | 426 | 25 | 1700 | 400 | 5, | 26,7 | - |
КТД4С-172 190/40 | 2.с | 22 | 1880 | 490 | 8,4 | 17,6 | 25,9 |
Примечания: * Для двигателей "Д" и "Э" это рабочая частота вращения вала. ** Перепад указан с учетом потерь в сужениях двигателя. Двигатель ТH включает 1с "Д" и 64 цельнолитых турбинки.
Литература
1. Кулябин указания по курсу "Технология бурения глубоких скважин" для проектирования режима бурения с забойными двигателями и самостоятельной работы студентов специальности 0908. Часть 1. - Тюменский индустриальный институт: Тюмень, 1990. - 30.
2. , Корнеев долота. Справочник. - М.: Недра, 1971. - 446 с. - ил.
3. , , и др. Проектирование режимов турбинного бурения. - М.: Недра, 1984. - 240c. - ил.
4. , , Зарецкий B. C. и др. Справочник по механическим свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1984. - 207 с. - ил.
5. Спивак A. H., Пoпoв горных пород при бурении скважин.- М.: Недра, 1979.-239с. - ил.
6. , Собкина по турбобурам. - М.: Недра, 1970. - 192 с.: ил.
7. , Исаев в бурении. Учебник для вузов. - М.: Недра,1987. - 304 с.: ил.
8. Кулябин указания по курсу "Технология бурения глубоких скважин" для проектирования режима бурения с забойными двигателями и самостоятельной работы студентов специальности 0908. Часть II. - Тюмень, 1990. - 84с.
9. Северинчик и оборудование для бурения скважин. - М.: Недра, 1986. - 368с.: ил.
10. , , и др. Расчет, конструирование и эксплуатация турбобуров. - М.: Недра, 1976. -368 с.: ил.
11. Руководство по технологии бурения эксплуатационных скважин в Западной Сибири. - Тюмень: Главтюменнефтегаз, СибНИИНП, 1978. - 49с.: ил.
СОДЕРЖАНИЕ
1. | Цель и сроки выполнения МУ | 3 |
2. | Проектирование параметров режима бурения и выбор турбобура | 3 |
2.1. Определение осевой нагрузки на долото | 3 | |
2.2. Аналитический метод расчета G предусматривающий объемное разрушение пород на забое скважины | 3 | |
2.3. Проектирование частоты вращения долота для реализации объемного разрушения пород на забое скважины | 5 | |
2.4. Расчет G и n с учетом условия получения максимальной проходки на долото | 8 | |
2.5. Проектирование расхода промывочной жидкости (подачи буровых насосов) при нормальных условиях бурения скважины | 8 | |
2.6. Выбор турбобура (ГЗД) | 11 | |
Литература | 15 |
Методические указания по курсу "Технология бурения нефтяных и газовых скважин" студентам специальности 0908 "Бурение нефтяных и газовых скважин" для расчетов параметров режима бурения и выбора модели забойного двигателя.
Составитель: , д. т.н., профессор
Подписано к печати Объем 1 п. л.
Формат 60/90 1/16 Заказ
Тираж Бесплатно
Электрография кафедры "Бурение нефтяных и газовых скважин"
Компьютерная верстка "Лаборатория информационных технологий" ИНиГ
Институт нефти и газа ТюмГНГУ, 2003
625039, Тюмень, 50-лет Октября, 38
