WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ П.Ф. Осипов ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН Учебное пособие Ухта 2004

УДК 622.24.051.553/68 О-74 Осипов П.Ф. Гидравлические и гидродинамические расчеты при бурении скважин: Учебное пособие /П.Ф. Осипов. – Ухта: УГТУ, 2004. – 71 с.

ISBN 5-88179-340-4 Данное учебное пособие предназначено для выполнения курсовой работы по дисциплине "Гидроаэромеханика бурения и крепления скважин" (специаль ность 090800 "Бурение нефтяных и газовых скважин").

Учебное пособие ориентировано на подготовку по многоуровневой систе ме "бакалавр-специалист-магистр" по направлению 553600 – "Нефтегазовое де ло". Оно может быть использовано практическими работниками бурения при разработке проектной документации.

Рекомендуется для использования в учебных курсах по дисциплинам "Технология бурения нефтяных и газовых скважин", "Гидроаэромеханика бу рения и крепления скважин", "Заканчивание скважин", "Научные основы про ектирования режимов бурения", "Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин", "Физико-химические методы борьбы с осложнениями", "Принципы моделирования в научных исследованиях", а также для курсового и дипломного проектирования.

Рецензенты:

профессор, доктор технических наук Е.П. Варламов;

профессор, доктор технических наук И.Ю. Быков.

© Ухинский государственный технический университет, © Осипов П.Ф., ISBN 5-88179-340- ОГЛАВЛЕНИЕ Введение................................................................................................................ 1. Исходные данные для расчета курсовой работы................................... 2. Методика расчета гидравлических параметров промывки................ 2.1. Обработка исходных данных...................................................................... 2.2. Расчет промывки при бурении с помощью забойных двигателей......... 2.2.1. Секционные турбобуры с постоянной линией давления (типа ТСШ, Т12М и др.)....................................................................................... 2.2.2. Турбобуры с падающей к тормозу линией давления........................ 2.3. Расчет промывки при роторном бурении.................................................. 2.3.1. Проектирование режима промывки без поиска оптимального варианта.................................................................................................................. 2.3.2. Поиск оптимального варианта гидромониторной промывки забоя и скважины................................................................................................... 3. Методика гидродинамических расчетов и спускоподъемных операциях.................................................................................................................. 3.1. Общие замечания и рекомендации............................................................ 3.2. Спуск колонны труб в скважину................................................................ 3.3. Подъем колонны труб из скважины........................................................... Библиографический список............................................................................ Приложения....................................................................................................... Приложение 1. Задание на выполнение курсовой работы по дисциплине “Гидромеханика бурения и крепления скважин”........................ Приложение 2. Сводка исходных данных........................................................ Приложение 3. Алгоритм расчета потерь и перепадов давления в циркуляционной системе скважины..................................................................... Приложение 4. Варианты задания по расчету промывки скважины............. Приложение 5. Варианты реологических параметров буровой промывочной жидкости............................................................................................ Приложение 6. Таблица выбора вариантов заданий для расчета промывки скважины.................................................................................................. Приложение 7. Таблица выбора вариантов заданий для расчета гидродинамических параметров при спускоподъемных операциях.................... Приложение 8. Варианты задания для расчета гидродинамических параметров при спускоподъемных операциях....................................................... Приложение 9. Список бурильных и утяжеленных труб............................... Приложение 10. Список забойных двигателей................................................ Приложение 11. Гидравлическая характеристика обвязки насосных агрегатов..................................................................................................................... Приложение 12. Насосные агрегаты и их технические характеристики...... Приложение 13. Ориентировочные значения реологических параметров буровой промывочной жидкости............................................................................. Приложение 14. Ориентировочные величины коэффициента наполнения насосов................................................................................................... Приложение 15. Рекомендуемые значения минимально необходимых расходов буровой промывочной жидкости Qрц* (дм3/с) при бурении.................. Приложение 16. Суммарная площадь сечения промывочных отверстий трехшарошечных долот и стандартные диаметры отверстий гидромониторных насадок....................................................................................... Приложение 17. Суммарная площадь сечения промывочных отверстий и коэффициентов расхода промывочной системы долот при различных сочетаниях гидромониторных насадок................................................................... Приложение 18. Гидравлическая программа промывки скважины.............. ВВЕДЕНИЕ Бурение всегда связано с прокачкой жидкости через циркуляционнную систему скважины, так называемой “промывкой”, что, в свою очередь, требует определения ожидаемых давлений на насосах, потерь давления на отдельных участках циркуляционной системы и еще многого другого.

Первый опыт самостоятельного выполнения гидравлических и гидродина мических расчетов в бурении студенты (независимо от форм обучения) полу чают при выполнении курсовой работы по дисциплине “Гидроаэромеханика бурения и крепления скважин”. В данном пособии содержится все необходимое для этого, начиная от методик расчетов и кончая необходимыми справочными данными.

Большой объем гидравлических расчетов приходится делать студентам при разработке курсового проекта по курсу “Технология бурения нефтяных и газовых скважин” и при дипломном проектировании.

Спускоподъемные операции с бурильными, обсадными и насосно компрессорными трубами всегда сопровождаются изменением давления в сква жине. Пределы изменения этого давления диктуются условиями бурения, поэтому определение допустимых скоростей движения колонн является важ нейшей частью гидродинамических расчетов в бурении.

Гидравлические расчеты выполняются при моделировании процессов про явления из скважин (при нефте-, газо-, водопроявлениях). Совершенно невоз можно обойтись без гидравлических расчетов при проектировании режима глу шения фонтанирующей скважины, когда необходимо выбрать оптимальный ре жим закачки, не допуская превышения допустимых внутренних давлений на обсадные колонны при сохранении избыточного давления на проявляющий пласт на всех этапах глушения.

Результаты гидравлических расчетов нужны и при прочностных расчетах бурильных и обсадных колонн.

Без выполнения гидравлических расчетов невозможно составить опти мальную программу цементирования обсадной колонны.

Настоящее пособие призвано помочь студенту практически без обращения к методической и справочной литературе выполнить любые гидравлические расчеты в бурении (за исключением промывки аэрированными жидкостями и продувки газом). На основе расчетных алгоритмов, приведенных в пособии, и справочных данных студент может довольно быстро составить собственную компьютерную программу.

Все расчеты выполняются, а результаты представляются в системе еди ниц СИ. Допускается лишь применение общепринятых укрупненных или уменьшенных единиц (например МПа, КПа), но такие случаи специально ого вариваются.

В некоторых справочных приложениях (для удобства представления мате риала) в графах приведены величины, которые на несколько порядков больше или меньше действительных. Чтобы в этом случае найти искомую величину, необходимо число, взятое из таблицы, разделить на размерный сомножитель, указанный в шапке таблицы. Если, например, сомножитель равен 10-8, то это означает, что число, взятое из таблицы, надо разделить на 10-8 или, что то же самое, умножить на 108.

Рекомендации по гидравлическим и гидродинамическим расчетам отно сятся, главным образом, к курсовой работе в рамках курса “Гидроаэромеханика бурения и крепления скважин”, при выполнении которой студент получает на выки разработки гидравлических программ для бурения.

Студенты дневной формы обучения выполняют курсовую работу, как пра вило, после прохождения первой производственной практики, на основе соб ранных студентом материалов практики. Расчет выполняется только для одного интервала бурения (в отличие от курсовой работы по курсу “Технология буре ния нефтяных и газовых скважин”, где необходимо составить гидравлическую программу для всех интервалов бурения). Предполагается, что конструкция скважины, состав бурильной колонны, термобарические условия бурения, рео логические и технологические параметры буровой промывочной жидкости из вестны и соответствуют условиям бурения скважины, при бурении которой принимал участие студент на практике.

В связи с тем, что студенту перед выездом на практику дается задание про вести наблюдение и регистрацию параметров промывки при бурении на кон кретной глубине в реальной скважине, то студенту, обладающему такой ин формацией, рекомендуется выбрать такой интервал бурения (для расчетов), ко торый соответствует глубине наблюдения в реальной скважине, чтобы можно было сопоставить фактические данные с расчетными.

Курсовая работа состоит из двух частей. В первой составляется программа промывки для некоторого интервала бурения. Во второй – гидродинамические расчеты для заданной в Приложениях 1 и 2 глубины расположения долота в скважине.

Студенты заочной формы обучения выполняют те же расчеты, только с тем отличием, что они могут выбрать вариант условий расчета из Приложений 4-6. Студентам, работающим в буровых организациях, рекомендуется исполь зовать фактические данные (так же, как студентам дневной формы обучения) по одной из реально пробуренной (или бурящейся) скважине на площади или месторождении. При этом полезно сопоставить фактические параметры буре ния с расчетными.

При гидравлических и гидродинамических расчетах в курсовых и диплом ных проектах значительное внимание уделяется выбору оптимальных вариан тов гидравлических программ. В данном учебном пособии вопросы оптимиза ции рассмотрены фрагментарно. Однако и в этом случае приведенные в посо бии методический и справочный материалы помогут студенту качественно вы полнить расчетные работы, а также, при наличии желания и умения, составить программу гидравлических расчетов на ЭВМ.

Применение данного пособия предполагает использование студентом толь ко простых калькуляторов при выполнении курсовой работы. Допускается применение программируемого калькулятора или персонального ЭВМ для чис ленного решения (например способом половинного деления) трехчленного уравнения Бакингема для структурного (ламинарного) течения вязкопластич ной жидкости.

Данное пособие может быть полезно использовано специалистами буровых предприятий и НИИ, занятых проектированием технологии бурения скважин.

Условные обозначения переменных и констант:

Средняя скорость потока в трубах vв Внутренний диаметр канала в трубах dв Порядковый номер элемента i Длина i-того элемента i Минимальный диаметр канала в соединении dc Плотность жидкости Параметр (критерий) Рейнольдса для потока в трубе Reв Критерий Хёдстрема для потока в трубе Heв Критерий Сен-Венана-Ильюшина (для трубы) Senв Индекс (показатель) консистенции псевдопластичной (степенной) K жидкости Показатель нелинейности (степенная жидкость) n Диаметр скважины D Коэффициент гидравлического сопротивления Критическая скорость движения жидкости в трубах vв.кр Критический расход в трубах Qв.кр Критическая скорость жидкости в заколонном пространстве vк.кр Критический расход в заколонном пространстве за трубами Qк.кр Площадь сечения заколонного пространства Fкр Критическая скорость жидкости в заколонном пространстве за со- vкм.кр единениями (муфтами, замками) Критический расход жидкости в заколонном пространстве за со- Qм.кр единениями (муфтами, замками) Расход жидкости в циркуляционной системе (подача насосов) Q Коэффициент относительных потерь давления в соединениях Kм Длина одной трубы lo Наружный диаметр трубы dн Наружный диаметр соединения (муфты, замка) dм Критерий Рейнольдса для вязкой жидкости Re Критерий Рейнольдса (приведенный) для трубы при течении вяз- Reв* копластичной жидкости Критерий Сен-Венана Sen Критерий Хёдстрема He Потери давления в трубе pв Потери давления в заколонном пространстве pк Потери давления в заколонном пространстве за трубами pк.т Потери давления местные в заколонном пространстве за замками pк.мм (муфтами) Потери давления линейные в заколонном пространстве за замка- pк.м ми (муфтами) Потери давления в заколонном пространстве за забойным двига- pк.тб телем Общие потери давления в циркуляционной системе (без потерь в pп обвязке насосов) Потери давления в обвязке насосов (в манифольде) pобв Допустимые потери в заколонном пространстве pк.доп Перепад давления в забойном двигателе pтб Средняя скорость движения жидкости в заколонном пространстве vк Перепад давления на долоте pд Коэффициент потерь давления в обвязке насосов, Па*с2/(м3/кг) Aобв Критическая скорость жидкости в заколонном пространстве за за- vк.тб.кр бойным двигателем Критический расход жидкости в заколонном пространстве за за- Qк.тб.кр бойным двигателем Длина забойного двигателя lтб Наружный диаметр забойного двигателя dтб Коэффициент, характеризующий зависимость перепада давления Aтб на турбобуре от расхода Коэффициент расхода промывочных каналов долот µн Площадь забоя скважины Fд Скорость движения колонны труб в скважине uт Эквивалентная скорость uэкв Расход жидкости, соответствующий эквивалентной скорости Qэкв Рациональный (рекомендуемый) расход жидкости Qрц Коэффициент наполнения насосов Допустимое давление для цилиндровых втулок насоса данного pвт диаметра Диаметр отверстия гидромониторных насадок долот do Число используемых насадок в долоте z Диаметр отверстия подводящего канала долота dп Суммарная площадь промывочных отверстий долота fд Удельный расход жидкости, приходящийся на единицу площади q забоя, (м3/с)/м Обобщенный коэффициент потерь давления в трубах при лами- Sв нарном движении степенной жидкости, Па/(м3/с) Обобщенный коэффициент потерь давления в заколонном про- Sк странстве при ламинарном движении степенной жидкости, Па/(м3/с) Пластовое давление pпл Коэффициент аномальности пластового давления kа Плотность неминерализованной воды в Длина струи (от насадки до забоя) lс Коэффициент расширения струи ao Эквивалентный расход бурового раствора за соединениями труб Qмэ (муфтами, замками) Гидродинамическое (избыточное) давление при спуске колонны pгд.с труб Гидродинамическое (избыточное) давление при подъеме колонны pгд.п труб Обобщенный коэффициент гидродинамических сопротивлений С при спуске (подъеме) колонны труб Вязкопластичная (бингамовская) жидкость ВПЖ Псевдопластичная (степенная) жидкость ППЖ 1. Исходные данные для расчета курсовой работы Основные исходные данные, содержащие информацию о скважине и бу рильной колонне, оформляются в виде “Задания” (Приложение 1). Студенты дневной формы обучения представляют его для согласования преподавателю консультанту. Студенты-заочники “Задание” не оформляют.

Все студенты (независимо от форм обучения) заполняют сводную таблицу исходных данных (Приложение 2).

При выборе интервала бурения рекомендуется учесть следующее:

- диаметр долота не должен быть больше 295,3 мм (за исключением сверх глубоких скважин);

- глубина начала интервала не должна быть менее 700 м;

- длина интервала не ограничивается, но, как правило, не должна быть ме нее 250 м;

- внутри интервала должны быть неизменными КНБК, параметры буровой промывочной жидкости, тип промывочной системы долота и способ бурения.

Студенты заочной формы обучения варианты исходных данных для гидрав лических и гидродинамических расчетов выбирают из Приложений 4-8.

Справочный материал Алгоритмы расчета потерь и перепадов давления в циркуляционной систе ме скважины при использовании жидкостей с различным реологическим пове дением приведены в Приложении 3.

Геометрические размеры труб (бурильных, утяжеленных) и величина коэф фициента, учитывающего потери давления в соединениях, приведены в Прило жении 9.

Информация о забойных двигателях содержится в Приложении 10.

Гидравлическая характеристика обвязки насосных агрегатов (манифольда) приведена в Приложении 11.

Перечень насосных агрегатов и их технические характеристики даны в При ложении 12.

При затруднениях в выборе реологических моделей и реологических пара метров буровых промывочных жидкостей можно воспользоваться рекоменда циями Приложения 13.

Ориентировочные значения коэффициентов наполнения насосов даны в Приложении 14.

При выборе расхода жидкости можно воспользоваться Приложением 15.

Характеристика промывочной системы долот и список стандартных гидро мониторных насадок даны в Приложении 16.

Возможные комбинации гидромониторных насадок различного диаметра и соответствующие им суммарные площади выходного сечения промывочного узла приведены в Приложении 17.

Форма титульного листа к курсовой работе дана в Приложении 18.

Работа завершается составлением гидравлической программы промывки скважины (Приложение 19) и построением эпюры полных давлений (рис. 2).

2. Методика расчета гидравлических параметров промывки 2.1. Обработка исходных данных Обработка начинается с определения количества “расчетных” элементов для граничных глубин: начала намеченного интервала бурения и его конца.

Ниже показан пример вычисления длин расчетных элементов 1, 2 и т.д. на ос новании информации о глубинах l1, l2,..., ln и длинах секций бурильной колонны h1, h2,..., hk. Расчетным элементом скважины считается участок скважины, в пределах которого геометрические характеристики скважины и бурильных труб неизменны.

Гидравлический расчет промывки в полном объеме выполняется, как мини мум, для двух глубин: начала и конца интервала.

На основе расчетов для конца интервала заполняется Приложение 2.

Пример расчета элементов циркуляционной системы при турбинном бурении На рис. 1 показаны две расчетные ситуации, соответствующие началу и концу бурения в избранном интервале. Скважина обсажена колонной до глуби ны 1200 м. В состав колонны введен турбобур.

Lн = 2500 м – начальная глубина бурения;

Lк = 3000 м – конечная глубина бурения.

Описание скважины:

l1 = 1200 м – глубина конца обсаженной части скважины;

l2 = 2500 м – глубина конца очередного участка скважины с постоянным диаметром ствола в начале бурения (в нашем примере это совпадает с Lн);

l2 = 3000 м – глубина конца очередного участка скважины с постоянным диа метром ствола в конце интервала бурения (в нашем примере это совпадает с Lк).

Бурильная колонна состоит из трех секций бурильных труб с длинами h1= hубт=50 м,, h2=1500 м и h3 и турбобура (lтб =25 м). Длины первых двух сек ций бурильных труб одни и те же на глубинах Lн и Lк, а длины третьей секции для глубин бурения 2500 и 3000 м соответственно равны:

h3 = Lн - lтб - h1 - h2 = 2500 - 25 - 50 - 1500 = 925 м;

h3 = Lк - lтб - h1 - h2 = 3000 - 25 - 50 - 1500 = 1425 м.

Расчет длин отдельных элементов приведен на рис. 1.

2.2. Расчет промывки при бурении с помощью забойных двигателей 2.2.1. Секционные турбобуры с постоянной линией давления (типа ТСШ, Т12М и др.) Необходимо реализовать стремление передать забойному двигателю мак симально возможную гидравлическую мощность путем увеличения расхода жидкости через турбобур до максимума, обусловленного возможностями на сосных агрегатов, но при этом должны быть учтены все технические и техноло гические ограничения.

Вначале выбирают величину технологически необходимого расхода Qрц.

Студент вправе выбрать расход, который, по его мнению, необходим для обес печения достаточной нагрузочной способности турбобура (вращающего мо мента на валу). Оправдано желание в качестве первоначального расхода вы брать расход, превышающий необходимый для очистки ствола скважины. Это обусловлено тем, что при турбинном бурении фактические расходы, как прави ло, существенно превышают технологически необходимые.

Расход Qрц выбирают путем сравнения двух расходов:

- расхода, необходимого для очистки забоя, который вычисляют по формуле Q qFд, (2.1) где q = 0,5...0,67 (м3/с)/м2 ;

- расхода, необходимого для подъема выбуренной породы, который опреде ляют по формуле Q vк Fк, (2.2) где vк = 0,3...0,7 м/с, причем с увеличением зазоров скорости уменьшаются.

Величину Qрц обычно берут равной наибольшему из расчетных значений Q.

Выбрав расход Qрц, приступают к вычислению потерь давления в циркуля ционной системе, воспользовавшись расчетными алгоритмами, приведенными в Приложении 3 (Листы 1-9).

Получив сумму потерь и перепадов давления в циркуляционной системе pнр = pобв + pп + pтрб, (2.3) сравнивают его с допустимым давлением на насосах pдоп, которое заранее, на стадии подготовки исходных данных, выбирается, исходя из давления опрес совки манифольда (обвязки насосов). Последнее должно быть известно студен ту из материалов практики.

Если pнр > pдоп или pнр < pдоп, то необходимо найти Q, при котором pн будет равно pдоп. Для этого вначале вычисляют коэффициент Aн:

Aн = pнр / (Q2 ), (2.4) рц а затем искомый расход по формуле Q = (pдоп/Aн)0,5. (2.5) Этот расход следует считать приближенным, так как принимается зара нее, что во всех элементах циркуляционной системы режим движения турбу лентный и закон гидравлических сопротивлений строго соответствует квадра тичному. Разумеется, такое утверждение может не соответствовать действи тельности, поскольку движение в отдельных элементах, например, в заколон ном пространстве, может быть структурным (ламинарным), а в трубах не вполне квадратичным.

при Li = Lк при Li = Lн h l1 l h h l h2 l h lтб h lтб = 25 м 1 = h1 = 50 м lтб 2 = l2 - l1 - h1 - lтб = 1225 м 3 = h2 - 2 = 275 м 4 = l1 -3 = 925 м lтб = 25 м Итого 2500 м 1 = h1 = 50 м 2 = h2 = 1500 м 3 = h3 - l1 = 225 м 4 = l1 = 1200 м Итого 3000 м Рис. 1. Расчет величин i при промывке скважины на глубинах Lк и Lн Вместе с тем надо признать, что при турбинном бурении в сумме потерь и перепадов давлений в циркуляционной системе доля явно “турбулентных” по терь с квадратичным законом движения (манифольд, турбобур, долото) состав ляет, как правило, более половины, что и дает основание рекомендовать приме нение формул (2.4) и (2.5).

После определения Q приступают к уточнению потерь давления на отдель ных участках (элементах) и уточнению суммарного давления при новом расходе.

При этом можно воспользоваться “точными” методами (Приложение 3) или при ближенными, суть которых излагается ниже.

Сначала уточняют Qкр для всех участков (элементов) циркуляционной сис темы. И это не сложно. Дело в том, что из предыдущего опыта расчетов с Qрц уже известны Qкр как для трубного, так и для заколонного пространства. По этому для выяснения вопроса, какой режим движения будет в том или ином элементе циркуляционной системы, не требуется выполнение специальных расчетов.

Однако прежде, чем приступить к пересчету давлений, нужно проделать следующую работу. С помощью Приложения 12 необходимо выбрать цилинд ровые втулки насосов (предварительно выбрав число насосов), которые обеспе чат на деле подачу, равную новому расходу. И тогда может случиться одно из двух:

- либо pвт < pдоп, и тогда в качестве предельного давления следует принять pпред = 0,9 pвт и снова по формулам (2.4) и (2.5) пересчитать Q, подставляя pпред вместо pдоп;

- либо 0,9 pвт > pдоп, и тогда никакого нового пересчета не требуется.

После такого анализа можно считать завершенным процесс уточнения Q, нацеленного на предельно возможное давление, и можно приступить оконча тельно к уточнению давления в элементах циркуляционной системы и общего давления на насосах.

При турбулентном режиме движения в первом приближении можно при нять, что потери (перепады) давления изменяются в квадрате от соотношения расходов, если для одного из них потери давления найдены точными методами.

Это означает, что коэффициент пропорциональности для труб Aв, для заколон ного пространства Ак, долота Ад и т.д. находят по формуле:

Аi = pi / (Q2), (2.6) где pi – потери давления в отдельных элементах циркуляционной системы.

Зная Аi, легко можно найти новые значения потерь давления при новом расходе Q:

pi = Ai Q2. (2.7) Перепады давления в турбобуре и долоте вычисляют по формулам, приве денным в Приложении 3 (Лист 10).

Если окажется, что при новом Q, как и при прежнем Qрц, режим движения структурный (ВПЖ), то вначале вычисляют постоянную часть потерь давления:

16oli pcв.i = (для труб) (2.8) 3dвi или 16oli pск.i = (для заколонного пространства). (2.9) 3 Di - dнi () Затем вычисляют для всех элементов, где имел место структурный режим, коэффициенты Ввi = (pвi - pcвi)/ Qрц (2.10) или Вкi = (pкi - pcкi)/ Qрц. (2.11) Искомые величины находят по формулам:

pвQ = pcвi + ВвiQ, (2.12) pкQ = pcкi + ВкiQ, (2.13) где pвQ и pкQ – потери давления соответственно в трубах и заколонном про странстве при новом расходе Q, отличающемся от первоначального расхода Qрц.

Если жидкость степенная (ППЖ), то при турбулентном режиме использу ют формулы (2.6), (2.7). В том случае, когда имеет место ламинарный режим, то вначале по расходу Qрц вычисляют коэффициент Sв или Sк (индексы “в” и “к” относятся соответственно к трубному и заколонному пространству):

Sв = pвi/ Qрцn, (2.14) Sк = pкi/ Qрцn. (2.15) После этого находят искомые потери давления при новом, отличном от Qр, расходе:

pвQ = Sв Q n, (2.16) pкQ = Sк Q n. (2.17) Если сумма давлений после уточнения окажется меньше рдоп или рпред, то расчеты считаются законченными. Если же эта сумма окажется больше указан ных величин более чем на 5 %, то рекомендуется на 1...2% уменьшить Q и по вторить пересчет давлений по формулам (2.6)-(2.13).

На основе результатов расчетов строится график поля полных давлений в заколонном пространстве, чтобы ответить на вопросы:

- не превышает ли (хотя бы на одной из глубин) давление в скважине (при промывке) величину давления гидроразрыва;

- не превышает ли потери давления в заколонном пространстве допусти мые потери рк.доп.

Если указанные технологические ограничения соблюдаются, то величину окончательного расхода можно считать найденной, а цель – достигнутой.

Если же обнаружится, что одно или оба ограничения нарушены, то следует найти расход, при котором оба условия выполняются.

В связи с тем, что оба технологических ограничения связаны с заколонным пространством, в поиске необходимого Q “участвуют” только потери в зако лонном пространстве на участке выше того пласта, на который ограничивается давление.

Методика пересчета Q в данной задаче основана на тех же приемах (упро щенной методике, допускающей “чисто” квадратичную зависимость между Q и р в турбулентной области и линейную – в структурной или ламинарной облас ти), какие применялись при пересчете pi на новый расход и наоборот. Только вместо pi используют pк.доп.

Допустим, что используется ВПЖ, а режим движения – турбулентный.

Тогда по аналогии с формулой (2.5):

Q = [pк.доп / (Aк)]0,5. (2.18) Если режим структурный, то Q = (рк.доп - ркс) / Вк. (2.19) Коэффициенты Ак и Вк определяют по формулам (2.5) и (2.11).

Если расход приходится уменьшать с целью предупреждения гидроразры ва, то он определяется по формулам (2.18) и (2.19), но при этом рк.доп = ргр - gLсл, (2.20) где Lсл – глубина кровли слабого пласта.

При турбулентном движении степенной жидкости (ППЖ) расчеты выпол няются по формулам (2.6) и (2.18).

Если движение ламинарное, то вначале используется формула (2.15), а рас ход вычисляют по формуле:

Q = (рк.доп / Sк)1/n, (2.21) где рк.доп – это одно из двух технологических ограничений на потери давления в заколонном пространстве.

При промывке скважины вязкой жидкостью (технической водой, нефтью и т.п.) чаще всего приходится иметь дело с турбулентным течением в квадратич ной области движения. Поэтому задача пересчета давлений значительно упрощается и можно ограничиться применением формул (2.6) и (2.7).

Обеспечив соблюдение ограничений, можно приступить к окончательно му подбору числа насосов, цилиндровых втулок и режима работы насосных агрегатов.

Обычно на буровой устанавливают 2 буровых насоса. Промывка осущест вляется как одним, так и двумя насосами. Студент должен сам решить этот во прос и обосновать свое решение.

Выбор диаметров втулок осуществляется с учетом ограничения на число насосов и характеристики привода (дизельный или электрический). Подбирает ся такой вариант, при котором обеспечивается выбранный Q при заданном ко эффициенте наполнения (подачи) насосов, который обычно выбирают в пре делах 0,90...0,95 в зависимости от плотности, вязкости, температуры буровой промывочной жидкости и склонности его к пенообразованию. На влияет и степень изношенности поршневой пары. Подбор втулок осуществляется с по мощью Приложения 12, в котором приведены теоретические подачи Qт при ра боте с цилиндровыми втулками различного диаметра и соответствующие этим втулкам допустимые давления. Для дизельного привода дан диапазон возмож ного снижения подачи путем изменения числа двойных ходов без существенно го уменьшения приводной мощности дизелей. Это означает, что одну и ту же подачу Q можно обеспечить разными диаметрами втулок, но при разных числах двойных ходов насосных агрегатов.

При электрическом приводе буровых насосов, когда число ходов насосов не регулируется, для уменьшения шага дискретного изменения подачи насосов допустимо использование разных по диаметру цилиндровых втулок на разных насосах, если используется один насос, то допускается применение разных вту лок на одном насосе. При этом за допустимое давление принимается меньшее давление, соответствующее большему из выбранных диаметров втулок.

Фактическую подачу насоса Qф определяют по формуле Qф = Qт. (2.22) Если привод насоса дизельный, то обеспечение расчетной подачи не представляет проблем, поэтому можно приступить к заполнению Приложе ния 19 и построению эпюр полных давлений в трубах и заколонном про странстве (рис. 2) в целом.

Если привод электрический без возможности регулирования подачи насо сов, то следует выбрать ближайшую меньшую фактическую подачу и пересчи тать последний раз суммарное давление и его составляющие.

2.2.2. Турбобуры с падающей к тормозу линией давления Расчеты выполняются в соответствии с п. 2.2.1 с тем только отличием, что гидравлическая характеристика должна соответствовать “холостому” режиму, когда перепад давления максимальный.

2.3. Расчет промывки при роторном бурении 2.3.1. Проектирование режима промывки без поиска оптимального варианта Прежде чем приступить к расчету, студенту необходимо внимательно изу чить раздел 2.2.1. Дело в том, что методика проектирования промывки при ро торном бурении отличается от таковой для турбинного принципиально только тем, что сохраняется первоначально выбранный расход Qрц и не осуществляется поиск Q, при котором давление будет близко к допустимому. В остальном ме тодики сходны, используются одни и те же формулы.

Вначале выполняются “точные” (строгие) расчеты потерь и перепадов дав ления на основе Qрц (Приложение 3).

Если сумма потерь давления (без долота) окажется более допустимого дав ления (по рдоп или рвт), то осуществляется уточнение расхода и приведение его в согласие с допустимым давлением.

Затем проверяется соблюдение технологических ограничений в отноше нии давления на слабый пласт ргр и допустимые потери в заколонном про странстве рк.доп.

Если обнаружится невыполнение этих ограничений, то уточняется величи на Q (в сторону уменьшения).

Все расчеты по уточнению Q и потерь давления выполняют в соответствии с формулами и рекомендациями раздела 2.2.1.

После того, как окончательно выбран расход Q и имеет место явное недо использование давления, иначе говоря, имеется резерв давления ррез= рн- рп - робв, (2.23) осуществляют выбор диаметров насадок, использование которых обеспечит реализацию этого резерва в качестве перепада давления на долоте (рд= ррез).

Суммарную площадь сечения отверстий насадок определяют по формуле:

0, Q fд = 0,707. (2.24) µд pд Величину µд в первом приближении можно принять равной 0,97.

По величине fд с помощью Приложения 17 подбирают вариант сочетания насадок, суммарное сечение отверстий которых fд* равно или несколько больше расчетного сечения fд. Из двух близких вариантов предпочтение следует отда вать варианту из трех насадок. В результате оказывается, что фактический пе репад давления на долоте рд* будет несколько меньше резерва давления рд= ррез ввиду того, что fд* > fд. Уточненный перепад давления вычисляют по формуле рд* = 0,5Q2 / (µд fд*)2, (2.25) при этом уточненный коэффициент расхода µд берут из Приложения 17.

В связи с уменьшением перепада давления на долоте уменьшится и давле ние на насосах, поэтому следует уточнить рн.

Формулы (2.24) и (2.25) не учитывают в явном виде влияния диаметра под водящего канала промывочных отверстий долота на коэффициент расхода отдельно взятого промывочного узла µнi. Это влияние количественно выража ется формулой:

µнi = 1[,052 + 0,435(d0 i / dп)4]-0,5. (2.26) При использовании равноразмерных насадок µд = µнi, поскольку dоi=dо.

Если в формуле (2.25) µд выразить через (2.26), а сечение отверстий - через z и dо, то получим формулу для определения диаметра отверстий равноразмер ных насадок dо, которая учитывает влияние диаметра подводящего канала и числа насадок z:

0, 8,42Q do =. (2.27) pд2z2 - 3,48Q2 / dп Найденный по формуле (2.27) диаметр, скорее всего, не совпадет с диамет ром отверстий стандартных насадок. В данном случае dо - это “теоретиче ский” диаметр, при котором рд = ррез.

Чтобы узнать рд* и рн* при использовании стандартных насадок, надо вы полнить расчеты в следующей последовательности:

1) найти суммарное сечение отверстий “теоретических” насадок:

fд = do 2z / 4;

2) выбрать из Приложения 17 вариант сочетания насадок, при котором табличное значение площади сечения fд* несколько больше fд, отдавая при этом предпочтение вариантам из трех насадок, в том числе разноразмерных;

3) для каждого промывочного узла со стандартной насадкой вычислить коэффициент расхода µнi по формуле (2.26);

4) определить коэффициент расхода промывочного узла долота в целом µд по формуле (или из Приложения 17):

i=z doiµ’i ( ) µд =i=1 ;

(2.28) i=z dоi ( ) i= 5) по формуле (2.25) найти искомую величину рд* и уточнить давление на насосах.

Примечание: долота диаметром 215,9 мм имеют dп = 24 мм, а долота большего диаметра – 28 мм.

При использовании разноразмерных насадок расход жидкости через каж дую насадку вычисляют по формуле:

p* Q’i = 1,111µ’id0i Љ. (2.29) Затем вычисляют скорость истечения жидкости из насадок.

Теперь необходимо определить величину критерия интенсивности гидро мониторной промывки J:

J = 1 – pдиф / рос. (2.30) В этой формуле pдиф – это разность между давлением в скважине и пласто вым во время промывки с расходом Q на конкретной глубине: Lк или Lк. Вели чину pдиф вычисляют по формуле:

pдиф = gLi + pк - pпл, (2.31) pпл = kав Li. (2.32) В (2.31) величина pк зависит от Q. Следовательно, pдиф=f(Q).

Осевое давление струи рос тоже зависит от фактического расхода через на садку Qнi, а также от диаметра насадки dоi, расстояния до забоя lc, от dоi и pд*.

Ниже приводится формула для расчета рос:

43,81Qi pос =, (2.33) 2doi 1+ 0,223 + 0,01 m - 6 m ( ) {} где m = lc / dо i – относительная длина струи (от насадки до забоя).

Эта формула предназначена для определения рос от одной отдельно взятой насадки и струи, когда известны диаметр отверстия насадки и расход жидкости через нее, а также известно lc (в общем случае и длины струй могут быть раз ными). Она нужна, прежде всего, для расчета Ji по формуле (2.30) для разных струй, истекающих из разноразмерных насадок. В этом случае каждая струя характеризуется своим значением Ji, и для насадки с максимальным диаметром (при условии lc = const) критерий промывки будет тоже максимальным.

Формулу (2.33) можно использовать и в случае применения равноразмер ных насадок, подставляя в числитель Qнi = Q / z.

Теперь по формуле (2.30) можно вычислить J= J1 =J2 =J3 (если z=3).

Аналог формулы (2.33) для равноразмерных насадок (если ввести в фор мулу Q и z):

43,81Qi pос =. (2.34) 2do z2 1+ 0,223+ 0,01 m - 6 m ( ) {} Критерий J рассчитывают только для двух случаев: для теоретического диаметра насадок и для стандартной насадки максимального диаметра.

Расчеты заканчиваются вычислением эквивалентных плотностей для глу бин Lк и Lн:

экв.i = (gLi + pк)/ gLi. (2.35) По результатам расчетов заполняется итоговая таблица (Приложение 19) и строится эпюра полных давлений (суммы гидростатических давлений и потерь давления в любой точке циркуляционной системы, включая внутритрубное пространство).

Пример подобной эпюры показан на рис. 2 для двухразмерной колонны, состоящей из УБТ и бурильных труб. Наклонная пунктирная линия 0m – это линия гидростатического давления в заколонном пространстве. Потери давле ния в затрубном пространстве откладываются относительно этой линии. Видно, в частности, что потери давления за УБТ нарастают быстрее (угол между 0m и cd существенно больше угла между 0m и d0).

Линия nk проведена через точку b параллельно 0m. Прямая ds тоже парал лельна 0m. Таким образом, давление на насосах 0pн равно сумме потерь давле ния в трубах (kpн), перепада давления на долоте bc и потерь давления в зако лонном пространстве (0s=cb). При построении графика отрезки, соответствую щие давлениям, откладываются строго в масштабе при коротких УБТ. Допуска ется для удобства построения несколько их удлинить.

Рис. 2. График полных давлений в трубах и заколонном пространстве:

0m – линия гидростатического давления столба бурового раствора;

kn и cs – прямые, параллельные 0m;

0pн – отрезок, соответствующий давлению на насосах при промывке;

kpн – суммарные потери давления в трубах;

a’a – потери давления внутри УБТ;

bc=sk – перепад давления на долоте;

cm – суммарные потери в заколонном пространстве;

d’d – потери давления за бурильными трубами.

Стрелками показано направление движения жидкости 2.3.2. Поиск оптимального варианта гидромониторной промывки забоя и скважины Эта часть работы не является обязательной для выполнения. Вместе с тем настоятельно рекомендуется проявить инициативу и попытаться расчеты все же осуществить, придерживаясь изложенных ниже советов.

Строго говоря, поиск оптимального режима промывки является компью терной задачей, предполагающей многократный пересчет по единому алгорит му параметров промывки при различных, от малых до больших, расходах Q. По этой причине при расчете вручную вначале надо выяснить, как изменяется кри терий промывки J при изменении Q в окрестностях расхода в предыдущем слу чае (п. 2.3.1). Чтобы избежать больших вычислений при расчетах потерь давле ния, рекомендуется воспользоваться упрощенными методами пересчета на иной, отличный от основного, расход Q. Методы пересчета изложены в разделе 2.2.1.

Рекомендуемый порядок расчетов:

A. Первый раз расчеты выполняются для глубины Lн. Предположим, что в расчетах по п. 2.3.1 получен “базовый” расход Q = Qбаз = 20 дм3/с (20 л/с) и J = Jбаз.

B. Выбираем расход Q = Qбаз + 2 = 22 дм3/с.

C. Выполняем пересчет потерь давления, резерва давления для долота, рас чет диаметров равноразмерных насадок и т.д. вплоть до определения J для “теоретических” насадок при Q = 22 дм3/с. Получим J22.

D. Если окажется, что J22 > Jбаз, то снова увеличиваем расход, например до 24 дм3/с, и повторяем все необходимые расчеты. И так до тех пор, пока не об наружится Qопт и соответствующие ему диаметры насадок, при которых J дос тигнет максимального значения.

E. В том случае, если J22 < Jбаз, то Qопт ищут, уменьшая Q по отношению к Qбаз.

Студент заслужит поощрения, если разработает компьютерную программу для поиска оптимального варианта промывки скважины, но только для выпол нения подраздела 2.3.2. Безоптимизационная часть расчетов должна быть вы полнена непременно вручную.

3. Методика гидродинамических расчетов при спускоподъемных операциях 3.1. Общие замечания и рекомендации После составления гидравлической программы промывки для некоторого интервала бурения студент должен выполнить гидродинамические расчеты спуска или подъема той же колонны, когда долото расположено в том же ин тервале скважины (конкретное значение длины колонны и направление ее дви жения зависят от варианта задачи, который выпадет студенту согласно Приложению 7). Предполагается, что движение колонны равномерное.

С целью упрощения задачи принимается, что полость труб закрыта, и по тому буровая промывочная жидкость не может заполнять трубы при спуске и вытекать из нее при подъеме. Это значит, что расчетные значения долблений будут несколько завышены против фактических, а расчетные допустимые ско рости движения, наоборот, занижены, что создает “запас безопасности” в рас четах допустимых скоростей движения.

Во всех вариантах предполагается, что скважина пробурена до глубины конца интервала бурения Lк. Иначе говоря, скважина имеет забой на глубине Lк, а долото при спуске или подъеме находится на некоторой глубине Lин, отли чающейся от Lк только в меньшую сторону.

К моменту начала расчета должны быть известны данные о напорном и слабом пластах, расположенных в открытой части ствола скважины. Если в ма териалах практики нет таких данных, то их нужно уточнить с руководителем работы - преподавателем. Необходимо уточнить следующие данные:

- глубины расположения кровли напорного и слабого пластов;

- флюид, которым насыщен напорный пласт (вода, нефть или газ);

- пластовые давления в напорном и слабом пластах;

- давление гидроразрыва пород в кровле слабого пласта.

Если курсовая работа выполняется студентом по материалам практики или по данным, относящимся к конкретной площади (месторождения), то пластовое давление определяют с помощью коэффициента аномальности kа:

рпл = 1000kаgLi, (3.1) а давление гидроразрыва рекомендуется определять по формуле Хубберта Уиллиса:

рпл = рпл + [µ /(1 - µ)]( ргор - рпл), (3.2) где ргор – горное давление, которое можно определить через среднюю плотность горных пород;

µ – коэффициент Пуассона, величина которого для реальных пород колеб лется в пределах 0,12...0,42, причем меньшие значения относятся к высокопо ристым и сильно трещиноватым породам, а большие – к плотным, низкопорис тым, кристаллическим с малой анизотропией механических свойств.

Плотность бурового раствора и реологические параметры принимаются та кими же, что и при расчете гидравлической программы промывки.

Как при спуске, так и при подъеме напорный и слабый пласты могут нахо диться по отношению к бурильной колонне либо ниже долота (Lсл>Lин;

Lпл>Lин ), либо выше его (Lсл < Lин;

Lпл< Lин). Обращаем внимание студента на то обстоя тельство, что на пласт действует давление, создаваемое только той частью ко лонны, которая расположена в момент движения выше этого пласта. У некото рых задач и само долото будет находиться выше пласта (слабого или напорного).

Тогда, следуя высказанному правилу, в расчет следует принимать всю колонну длиной Lин. Следовательно, когда Lсл< Lин или Lпл< Lин, в расчет берется, как ука зывалось выше, только часть колонны.

3.2. Спуск колонны труб в скважину При заданной постоянной скорости uт спуска или подъема колонны внача ле для каждого элемента вычисляют эквивалентный расход в заколонном про странстве Qэ по формуле:

-dн ( ).

dн 0,38 dн D Qэкв = uт 0,5 + (3.3) D D2 -dн Для начала скорость задается произвольно. Рекомендуется выбирать ее в пределах 1,00...2,00 м/с.

Затем по Приложению 3 (листы 1-9) вычисляют искомую величину ргд.i для каждого элемента, заменяя Q на Qэкв и учитывая, естественно, всю колонну или ее часть, как оговаривалось выше, в зависимости от соотношения длины колонны и глубины пластов.

Общее гидродинамическое давление находят как сумму давлений:

ргд= ргд.i. (3.4) При спуске инструмента со скоростью uт1 вычисляют полное давление в скважине на слабый пласт:

рсл=gLсл + ргд1, (3.5) сравнивают его с давлением гидроразрыва слабого пласта и устанавливают, бу дет ли гидроразрыв при данной, произвольно выбранной скорости спуска uт1.

Для определения допустимой скорости спуска вычисляют коэффициент с:

с = ргд1 / u2, (3.6) т а потом вычисляют допустимую скорость спуска.

Сначала находят резерв давления на спуск ргд = ргр - gLсл. (3.7) Искомую скорость рассчитывают по формуле:

uт.доп = (ргд / с)0,5. (3.8) К практическому применению рекомендуется скорость, равная 0,9 uт.доп (во избежание случайного гидроразрыва).

Затем вычисляют эквивалентную плотность для слабого пласта при спуске с предельно допустимой скоростью:

экв = (gLсл + ргд ) / gLсл. (3.9) 3.3. Подъем колонны труб из скважины Гидродинамическое давление, на величину которого уменьшается гидроста тическое при подъеме, вычисляют по той же методике и по тем же формулам, что и при спуске, иначе говоря, по формулам (3.3), формулам Приложения 3 и фор муле (3.4).

Скорость подъема выбирают произвольно, но при этом рекомендуется учесть, что она сильно зависит от веса бурильного инструмента и, как правило, не превышает 1 м/с (да и то только на завершающей стадии подъема колонны из скважины). Исходя из этого, рекомендуется uт= 0,5...1,0 м/с.

Определив ргд1, вычисляют с по формуле (3.5).

Затем вычисляют резерв давления на проявляющий напорный пласт, кровля которого располагается на глубине Lпл, по формуле:

ргд = gLпл - рпл. (3.10) Затем находят допустимую скорость подъема uт.доп по формуле (3.8) и вы числяют эквивалентную плотность по формуле (3.9).

Библиографический список 1. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. – М.: Недра, 1987.

2. Маковей Н. Гидравлика бурения. Перевод с румынского. – М.: Недра, 1986. – 536 с.

3. Осипов П.Ф., Скрябин Г.Ф. Оптимизация режимов бурения гидромони торными шарошечными долотами. – Ярославль: Медиум-пресс, 2001. – 239 с.

ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение Задание на выполнение курсовой работы по дисциплине “Гидромеханика бурения и крепления скважин” студенту группы_Фамилия и инициалы: 1. Разработать программу промывки скважины при бурении в интервале от _ до _ м _ площади (месторождения) 2. Исходные данные:

Способ бурения турбобур _ КНБК (описать по элементам) Бурильные трубы _ Глубина спущенной обсадной колонны, м Диаметр обсадной колонны, мм Толщина стенки, мм _ Долото _ Буровой насос _ Тип обвязки Глубина кровли напорного пласта, м Пластовое давление, МПа Глубина кровли слабого пласта, м Пластовое давление, МПа Давление гидроразрыва слабого пласта, МПа Реологические и технологические параметры буровой промывочной жидкости:

динамическое напряжение сдвига, Па структурная вязкость, Па*с индекс консистенции, Па*сn показатель нелинейности _ плотность бурового раствора, м3/с _ Технические и технологические ограничения:

предельно допустимое давление на насосах, МПа тип привода насосов (дизельный с переменным числом двойных ходов или электриче ский с фиксированным числом двойных ходов) _ № варианта задания по промывке _ № варианта по реологическим параметрам _ № варианта по гидродинамическим расчетам СПО _ предельно допуст. давл. в заколонном пространстве при промывке, МПа 3. Курсовую работу выполнить в соответствии с учебным пособием "Гидравлические и гидродинамические расчеты при бурении скважин".

Задание выдал должность ФИО подпись дата Задание принял _ ФИО подпись дата Приложение Сводка исходных данных Студент группы _ дата _ Наименование Обозна- Размер- Величи чение ность на 1 Глубина начала бурения Lн м 2 Глубина конца бурения Lк м 3 Способ бурения 4 Описание линейных размеров скважины для максимальной глубины Lк :

глубина конца 1-го участка l1 м глубина конца 2-го участка l2 м l глубина конца 3-го участка м l глубина конца 4-го участка м диаметр скважины на 1-м участке D1 м диаметр скважины на 2-м участке D2 м диаметр скважины на 3-м участке D3 м D диаметр скважины на 4-м участке м 5 Описание линейных размеров колонны h труб при глубине Lк (снизу вверх) по секциям:

длина 1-й секции (Приложение 4) h1 м длина 2-й секции h2 м h длина 3-й секции м h длина 4-й секции м код трубы 1-й секции (Приложение 9) код трубы 2-й секции код трубы 3-й секции код трубы 4-й секции 6 Код забойного двигателя (Приложение 10) 7 Типоразмер долота 8 Код насосного агрегата (Приложение 4) 9 Количество установленных насосов 10 Код обвязки насосов (манифольда) 11 Параметры бурового раствора:

- плотность кг/м - динамическое напряжение сдвига Па o - структурная (динамическая) вязкость Па*с - индекс консистентности (Па*с)n K - показатель нелинейности безразм n Наименование Обозна- Размер- Величи чение ность на 12 Технологические и технические ограни- МПа чения:

- число одновременно работающих насо- сов - предельно допустимое давление на на- Рдоп МПа сосах - рекомендуемая подача насосов Qрц дм3/с - максимально допустимая подача насо- Qmax дм3/с сов - минимально допустимая подача насо- Qmin дм3/с сов - предельно допустимые потери давле- pк.доп МПа ния в заколонном пространстве - минимальный диаметр гидромонитор- dнм МПа ной насадки, допущенной к примене- нию 13 Сведения о слабом пласте:

- глубина расположения кровли Lсл м - давление гидроразрыва ргр МПа рпл - пластовое давление МПа 14 Сведения о проявляющем (напорном) пласте:

- глубина кровли пласта Lпл м - пластовое давление рпл МПа - мощность пласта Sпл м - тип флюида (нефть, газ, вода) - плотность жидкости пл кг/м - относительная плотность газа (по воз- * духу) Приложение Алгоритм расчета потерь и перепадов давления в циркуляционной системе скважины Лист 1. Потери давления в трубах при движении вязкопластичной жидкости Heв=odв / 0, Reв.кр = 2100 + 7,3Heв vкр= Reв.кр / (dв) Qв.кр = dв vв.кр нет Q

d p 4 po 1 po в в Q = 1 - + po = ;

128 3 p 3 p d в в в Reв = vвd / vв = 4Q /( d );

в в Re* = Reв /(1 + Senв / 6 ) Senв=odв/(vв);

в в = 0,075 /(Re* )0, в 8Q K pв = в 2 5 м dв Приложение Лист 2. Потери давления в заколонном пространстве при движении вязкопластичной жидкости (ВПЖ) () Qк.кр = D2 - d vк.кр vк.кр=25(o/)0,5;

н нет Q

(D2 - dн );

Reк = (D - dн) Reк o Senк = Re* = ;

к.

vк 1+ Senк / 0, к = (Re* )0, к 8Q pк = к 3 (D - dн) (D + dн) Приложение Лист 3. Потери давления в заколонном пространстве за замками (муфтами) при движении вязкопластичной жидкости (ВПЖ) Qкм.кр = (D2 - dм)vкм.кр vкм.кр=25(o/)0,5 ;

2 8Q2 D2 - dм D2 - dм pк.мм = 1,25+ D2 dн 0,75 D2 dн - 2 2 2 - (D2 - dм) нет Q

' f (n) n 2 + n n 2 - n 3n + 4 -3 n Re d K в.кр n Qв.кр = 27- 3n нет Q

3n +1 K 0,3164 vв в = pв = в K м 0, Reв ;

2d в Приложение Лист 5. Потери давления в заколонном пространстве при движении псевдопластичной (степенной) жидкости n + n + (2n + 1) ' ( ) f n = ;

n 2 + n Reк.кр= 4848 / f '(n) n 2-n 2n + Reк.кр K n Qк.кр = (D2 - dн ) 4 () 121-n D - dн n нет нет Q < Qк.кр да n 2n+1 Q pк = 22+4n K 2n+ () n D + dн -dн) (D 4Q vк = (D2 - dн );

n 2-n () 3n vк D - dн n Reк = 121-n 2n +1 K v 0, к = p = к () Re0,125 ;

к к 2 D - d н Приложение Лист 6. Потери давления в заколонном пространстве за замками (муфтами) при движении псевдопластичной (степенной) жидкости n+ n + (2n +1) ' f (n)= n n + ' Reкм.кр = 4848 / f (n) n 2-n 2n + 2 2.кр () Reкм K D - d n м Qкм.кр = n 121-n(D - d ) м 2 8Q2 D2 - d D2 - d м м pкмм = 1,25 + D2 - dн D2 - dн - 2 0, 2 () D2 - d м нет Q < Qкм.кр да n (2n + 1)Q lм 2 K 2+4n pкм = n D + dм D - dм + pкмм lo 2n + () () 0,192Q2lм ркм = + ркмм 3 (D ) (D ) lo - dм + dм Приложение Лист 7. Потери давления в трубах при движении вязкой жидкости (ВЖ) 4Q 2320dвµв Reв = ;

Qв.кр = dвµв нет Q

.кр нет Q

2 8Q2 D2 - d D2 - d м м pк.мм = 1,25 + D2 dн D2 dн - 2 2 0, 2 - (D2 - d ) м нет Q

Код турбобура 47 39 03 Шифр УБТ УБТС УБТИ УБТИ УБТИ УБТС УБТС УБТС УБТИ УБТС Код УБТ 12 15 19 11 06 09 10 18 Длина УБТ, м 100 75 220 240 75 180 75 200 Шифр бурильной трубы ЛБТСЗ ТБВК IEU IEU ТБПК EU ЛБТСЗ IEU ТБПК Код бурильной трубы 11 10 33 18 12 31 11 20 Диаметр долота, мм 295,3 269,9 295,3 215,9 190,5 215,9 269,9 295,3 215, Глубина обсаженной части 800 1050 750 1800 1800 1600 1600 1900 скважины, м Внутренний диаметр обсадной 304 279 302 225 201 225 279 304 колонны, мм Код насоса 2 1 3 4 3 1 4 5 Код обвязки насосов 2 2 2 3 3 3 3 3 Тип привода насосов (дизельный дизел. электр. дизел. электр. дизел. электр. дизел. дизел. электр.

или электрический) Приложение Варианты задания по расчету промывки скважины Номер варианта Исходные данные 10 11 12 13 14 15 16 17 Глубина Lн, м 4500 4200 3600 3400 3200 3100 2600 2400 Глубина Lк м 5000 4700 4100 4000 4000 3700 3200 2900 Глубина Lпл, м 4800 4620 3000 3880 3920 3570 3000 2750 Давление рпл, МПа 86,4 55,5 40,3 41,4 68,6 39,3 33,9 37,1 44, Глубина Lсл, м 3500 4100 2750 3200 3700 2900 2600 2400 Давление ргр, МПа 68,3 57,4 36,3 41,6 72,1 37,7 36,4 36,0 42, Давление рдоп, МПа 17 18 16 15 16 15 17 14 Давление рк.доп, МПа 4,0 4,5 3,5 3,2 2,8 2,5 2,3 2,2 2, Способ бурения ротор ротор ротор турб. ротор ротор турб турб. ротор Код турбобура 26 50 Шифр УБТ УБТИ УБТИ УБТС УБТС УБТИ УБТС УБТС УБТС УБТИ Код УБТ 10 06 09 08 10 11 07 Длина УБТ, м 160 140 150 75 170 140 75 75 Шифр бурильной трубы IEU IU ТБПК ТБПК ТБВК IEU ТБПК ЛБТСЗ IEU Код бурильной трубы 17 05 23 18 10 17 20 11 Диаметр долота, мм 215,9 190,5 269,9 215,9 295,3 269,9 295,3 215,9 190, Глубина обсаженной части 3200 2700 1800 2600 1200 1500 800 900 скважины, м Внутренний диаметр обсадной 225 201 279 225 302 279 302 225 колонны, мм Код насоса 6 4 2 3 6 5 1 2 Код обвязки насосов 3 3 3 3 3 3 3 2 Тип привода насосов (дизельный или дизел. дизел. электр. дизел. электр. дизел. дизел. электр. дизел.

электрический) Приложение Варианты реологических параметров буровой промывочной жидкости Модель Параметры, Номер варианта жидкости размерность 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Бингама 3 4 5 6 7 o, Па (ВПЖ) 0,012 0,014 0,015 0,016 0,02 0,, Па*с Степенная K, Па*с 2 3,6 1,4 0, (ППЖ) n 0,35 0,38 0,4 0, Модель Параметры, Номер варианта жидкости размерность 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Бингама 9 10 9,5 8,5 7,5 6, o, Па (ВПЖ) 0,024 0,02 0,018 0,017 0,016 0,, Па*с Степенная K, Па*с 1,6 1,7 2,8 1, (ППЖ) n 0,5 0,45 0,4 0, Приложение Таблица выбора вариантов заданий для расчета промывки скважины Первая Последняя цифра номера зачетной книжки буква 0 1 2 3 4 5 6 7 8 фамилии Номера вариантов из Приложений 4 и студента А 18/20 1/1 3/2 5/3 7/4 9/5 11/6 13/7 15/8 17/ Б 17/20 2/10 4/11 6/12 8/13 10/14 12/15 14/8 16/17 18/ В 15/19 5/19 10/20 15/17 3/16 6/15 9/14 15/9 15/12 2/ Г 16/19 10/3 9/4 8/5 7/6 6/6 5/8 16/10 14/11 1/ Д 14/18 18/12 17/13 16/14 15/15 14/16 4/17 17/11 13/10 11/ Е 13/18 1/5 2/6 3/7 4/8 5/5 3/17 18/12 12/9 3/ Ж, З 12/17 10/14 11/15 12/16 13/17 18/18 15/19 1/13 11/8 2/ И 11/17 3/5 4/7 5/8 6/6 7/7 8/11 2/14 10/7 1/ К 10/16 12/15 13/16 14/17 13/13 16/19 17/20 3/15 9/6 2/ Л 9/16 4/2 5/3 6/4 7/7 8/6 9/7 4/16 8/5 4/ М 8/15 13/11 14/12 15/13 16/16 17/15 7/8 5/17 7/4 5/ О 7/15 5/20 6/1 7/2 8/8 9/4 10/5 6/18 6/3 6/ П 6/14 14/9 15/10 16/11 17/12 18/13 1/14 7/19 5/2 7/ Р 5/14 6/18 7/19 8/20 9/9 10/2 11/3 8/20 4/1 8/ С, Т 4/13 15/7 16/8 17/9 18/10 1/11 2/12 9/1 3/3 9/ У, Ф 3/13 7/16 8/17 9/18 10/19 11/20 12/2 10/2 2/2 10/ Х, Ц 2/12 16/5 17/6 18/7 1/8 2/9 3/10 11/3 1/1 11/ Ч, Ш, Щ 1/12 8/14 9/15 10/16 11/11 12/18 13/19 12/4 18/18 12/ Э, Ю 2/13 17/3 18/4 1/5 2/6 3/7 4/8 13/5 17/17 13/ Я 3/11 9/12 10/13 11/14 12/12 13/16 14/17 14/6 16/16 14/ Примечание: в числителе – № задания по промывке из Приложения 4, а в знаменателе - № варианта реологических параметров из Приложения 5.

Приложение Таблица выбора вариантов заданий для расчета гидродинамических параметров при спускоподъемных операциях Первая Последняя цифра номера зачетной книжки буква 0 1 2 3 4 5 6 7 8 фамилии Номер варианта из Приложения студента А 1 2 3 4 5 6 7 8 1 Б 2 3 4 5 6 7 8 1 2 В 3 4 5 6 7 8 1 2 3 Г 4 5 6 7 8 1 2 3 4 Д 5 6 7 8 1 2 3 4 5 Е 6 7 8 1 2 3 4 5 6 Ж, З 7 8 1 2 3 4 5 6 7 И 8 1 2 3 4 5 6 7 8 К 8 7 6 5 4 3 2 1 8 Л 7 6 5 4 3 2 1 8 7 М 6 5 4 3 2 1 8 7 6 О 5 4 3 2 1 8 7 6 5 П 4 3 2 1 8 7 6 5 4 Р 3 2 1 8 7 6 5 4 3 С, Т 2 1 8 7 6 5 4 3 2 У, Ф 1 8 7 6 5 4 3 2 1 Х, Ц 2 4 6 8 2 4 6 8 2 Ч, Ш, Щ 1 3 5 7 1 3 5 7 1 Э, Ю 1 2 3 4 5 6 7 8 3 Я 1 3 5 7 2 4 6 8 4 Приложение Варианты задания для расчета гидродинамических параметров при спускоподъемных операциях Вид технологической Номер Соотношение длины колонны Lин в операции:

варианта скважине к глубине забоя Lк (в рас спуск или подъем четный момент времени проведения операции) 1 спуск Lин = Lк / 2 спуск Lин = Lк / 3 спуск Lин = 2Lк / 4 спуск Lин = Lк - 5 подъем Lин = Lк / 6 подъем Lин = 2Lк / 7 подъем Lин = 3Lк / 8 подъем Lин = Lк Приложение Список бурильных и утяжеленных труб Длина Коэф-т Диаметр Диаметр Толщина Длина замка учета Шифр наруж- замка стенки трубы (муфты) потерь Код трубы ный dн, (муфты), lo, lм, в замке мм dм, мм мм м м Км ТБВ 60,3 80 7 6,2 0,4 3,86 ТБВ 60,3 80 9 6,2 0,4 2,6 ТБВ 73 108 7 6,2 0,45 1,12 ТБВ 73 95 9 6,2 0,4 4,56 ТБВ 73 95 9 6,2 0,45 3,27 ТБВ 73 108 9 6,2 0,45 1,07 ТБВ 73 95 11 6,2 0,45 2,37 ТБВ 73 108 11 6,2 0,45 1,05 ТБВК 89 118 9 8,3 0,45 1,15 ТБВК 89 118 11 8,3 0,45 1,1 ТБВК 101,6 133 9 12,5 0,5 1,13 ТБВК 101,6 133 10 12,5 0,5 1,11 ТБВК 114,3 146 9 12,5 0,5 1,17 ТБВК 114,3 146 10 12,5 0,5 1,14 ТБВК 114,3 146 11 12,5 0,5 1,12 ТБВК 127 155 9 12,5 0,54 1,16 ТБВК 127 155 10 12,5 0,54 1,13 ТБВК 139,7 178 9 12,5 0,57 1,25 ТБВК 139,7 178 10 12,5 0,57 1,22 ТБВК 139,7 178 11 12,5 0,57 1,19 ТБПВ 73 95,2 9,2 8,3 0,4 2,67 ТБПВ 89 108 9,4 8,3 0,4 2,33 ТБПВ 89 108 11,4 8,3 0,4 2,37 ТБПВ 101,6 133,4 8,4 12,5 0,5 1,33 ТБПВ 101,6 133,4 8,4 12,5 0,5 1,24 ТБПВ 101,6 139,7 8,4 12,5 0,5 3,22 ТБПВ 101,6 139,7 8,4 12,5 0,5 1,66 ТБПК 114,3 158,8 8,6 12,5 0,59 1,55 ТБПК 114,3 158,8 8,6 12,5 0,59 1,3 ТБПК 114,3 158,8 8,6 12,5 0,59 1,17 ТБПК 114,3 158,8 10,9 12,5 0,59 2,34 ТБПК 114,3 158,8 10,9 12,5 0,59 1,71 ТБПК 114,3 158,8 10,9 12,5 0,59 1,38 ТБПК 114,3 158,8 10,9 12,5 0,59 1,2 ТБПК 127 161,9 9,2 12,5 0,59 1,25 Длина Коэф-т Диаметр Диаметр Толщина Длина замка учета Шифр наруж- замка стенки трубы (муфты) потерь Код трубы ный dн, (муфты), lo, lм, в замке мм dм, мм мм м м Км ТБПК 127 161,9 9,2 12,5 0,59 1,15 ТБПК 127 165,4 9,2 12,5 0,59 1,43 ТБПК 127 168,3 9,2 12,5 0,59 2,25 ТБПК 127 161,9 12,7 12,5 0,59 1,14 ТБПК 127 165,4 12,7 12,5 0,59 1,44 ТБПК 127 168,3 12,7 12,5 0,59 1,78 ТБПК 127 184,1 12,7 12,5 0,59 1,25 ТБПК 139,7 178,8 9,2 12,5 0,59 1,38 ТБПК 139,7 184,1 9,2 12,5 0,59 1,61 ТБПК 139,7 190,5 9,2 12,5 0,59 2,61 ТБПК 139,7 184,1 10,5 12,5 0,59 1,52 ТБПК 139,7 190,5 10,5 12,5 0,59 2,39 EU 60,3 85,7 7,11 9 0,5 1,03 EU 73 104,8 5,51 9 0,5 1,09 EU 73 85,7 7,82 9 0,5 1,2 EU 73 85,7 7,82 9 0,5 1,2 EU 73 85,7 7,82 9 0,5 1,2 EU 73 104,8 7,82 9 0,5 1,05 EU 73 104,8 7,82 9 0,5 1,05 EU 73 104,8 7,82 9 0,5 1,05 EU 73 104,8 9,19 9 0,5 1,03 EU 73 104,8 9,19 9 0,5 1,05 EU 73 104,8 9,19 9 0,5 1,05 EU 73 111,1 9,19 9 0,5 1,22 EU 88,9 120,7 6,45 9 0,5 1,05 EU 88,9 120,7 6,45 9 0,5 1,09 EU 88,9 120,7 9,35 9 0,5 1,05 EU 88,9 127 9,35 9 0,5 1,06 EU 88,9 127 9,35 9 0,5 1,09 EU 88,9 127 9,35 9 0,5 1,25 EU 88,9 136,6 9,35 9 0,5 1,09 EU 88,9 127 11,4 9 0,5 1,04 EU 88,9 127 11,4 9 0,5 1,06 EU 88,9 127 11,4 9 0,5 1,15 EU 88,9 139,7 11,4 9 0,5 1,1 EU 101,6 152,4 8,38 12,5 0,5 1,06 EU 101,6 152,4 8,38 12,5 0,5 1,06 Длина Коэф-т Диаметр Диаметр Толщина Длина замка учета Шифр наруж- замка стенки трубы (муфты) потерь Код трубы ный dн, (муфты), lo, lм, в замке мм dм, мм мм м м Км EU 101,6 152,4 8,38 12,5 0,5 1,1 EU 114,3 158,8 6,88 12,5 0,5 1,07 EU 114,3 161,9 8,56 12,5 0,5 1,06 EU 114,3 161,9 8,56 12,5 0,5 1,1 EU 114,3 161,9 10,92 12,5 0,5 1,06 EU 114,3 161,9 10,92 12,5 0,5 1,07 EU 114,3 168,3 10,92 12,5 0,5 1,2 IEU 114,3 152,4 8,56 12,5 0,43 1,31 IEU 114,3 158,8 8,56 12,5 0,43 2,02 IEU 114,3 158,8 8,56 12,5 0,43 1,17 IEU 114,3 158,8 8,56 12,5 0,43 1,57 IEU 114,3 152,4 10,92 12,5 0,43 1,71 IEU 114,3 158,8 10,92 12,5 0,43 1,71 IEU 114,3 158,8 10,92 12,5 0,43 1,2 IEU 114,3 158,8 10,92 12,5 0,43 1,38 IEU 114,3 158,8 10,92 12,5 0,43 2,34 IEU 127 161,9 7,72 12,5 0,45 1,19 IEU 127 161,9 7,72 12,5 0,45 1,2 IEU 127 161,9 7,72 12,5 0,45 1,31 IEU 127 161,9 9,19 12,5 0,45 1,15 IEU 127 161,9 9,19 12,5 0,45 1,25 IEU 127 165,1 9,19 12,5 0,45 1,43 IEU 127 168,3 9,19 12,5 0,45 2,25 IEU 127 177,8 9,19 12,5 0,45 1,15 IEU 127 177,8 9,19 12,5 0,45 1,15 IEU 127 177,8 9,19 12,5 0,45 1,15 IEU 127 184,2 9,19 12,5 0,45 1,25 IEU 127 161,9 12,7 12,5 0,45 1,14 IEU 127 165,9 12,7 12,5 0,45 1,44 IEU 127 168,3 12,7 12,5 0,45 1,76 IEU 127 177,8 12,7 12,5 0,45 1,15 IEU 127 177,8 12,7 12,5 0,45 1,14 IEU 127 184,2 12,7 12,5 0,45 1,15 IEU 127 184,2 12,7 12,5 0,45 1,25 IEU 139,7 177,8 9,17 12,5 0,45 1,24 IEU 139,7 177,8 9,17 12,5 0,45 1,45 IEU 139,7 184,2 9,17 12,5 0,45 1,2 Длина Коэф-т Диаметр Диаметр Толщина Длина замка учета Шифр наруж- замка стенки трубы (муфты) потерь Код трубы ный dн, (муфты), lo, lм, в замке мм dм, мм мм м м Км IEU 139,7 187,3 9,17 12,5 0,45 1,62 IEU 139,7 190,5 9,17 12,5 0,45 2,61 IEU 139,7 177,8 10,54 12,5 0,45 1,56 IEU 139,7 184,2 10,54 12,5 0,45 1,51 IEU 139,7 190,5 10,54 12,5 0,45 2,38 IEU 152,4 187,3 8,23 12,5 0,45 1,16 IEU 152,4 187,3 9,65 12,5 0,45 1,13 IEU 152,4 187,3 9,65 12,5 0,45 1,16 IEU 168,3 203,2 8,38 12,5 0,5 1,29 IU 101,6 133,4 8,38 12,5 0,5 1,16 IU 101,6 133,4 8,38 12,5 0,5 1,22 IU 101,6 139,7 8,38 12,5 0,5 1,44 IU 114,3 152,4 6,88 12,5 0,5 1,17 IU 114,3 152,4 8,56 12,5 0,5 1,31 IU 114,3 152,4 8,56 12,5 0,5 1,31 IU 114,3 158,8 8,56 12,5 0,5 2,02 IU 127 155,6 7,52 12,5 0,6 1,36 IU 127 158,8 7,52 12,5 0,6 1,36 IU 168,3 203,2 8,38 12,5 0,6 1,55 БТСЗ 73 108 9 9 0,4 2 ЛБТСЗ 90 108 9 9 0,4 2,5 ЛБТСЗ 114 140 10 12 0,45 1,5 ЛБТСЗ 129 147 9 12 0,45 1,25 ЛБТСЗ 129 152 9 12 0,45 1,25 ЛБТСЗ 129 147 11 12 0,45 1,2 ЛБТСЗ 129 152 11 12 0,45 1,2 ЛБТСЗ 147 167 9 12 0,5 1,2 ЛБТСЗ 147 172 9 12 0,5 1,2 ЛБТСЗ 147 167 11 12 0,5 1,17 ЛБТСЗ 147 172 11 12 0,5 1,17 ЛБТСЗ 147 172 13 12 0,5 1,13 ЛБТСЗ 147 172 15 12 0,5 1,11 ЛБТСЗ 147 172 17 12 0,5 1,1 ЛБТСЗ 170 197 11 12 0,6 1,2 УБТ 95 95 31,5 6 0 1,05 УБТ 108 108 35 6 0 1,05 УБТ 146 146 29,5 6 0 1,05 Длина Коэф-т Диаметр Диаметр Толщина Длина замка учета Шифр наруж- замка стенки трубы (муфты) потерь Код трубы ный dн, (муфты), lo, lм, в замке мм dм, мм мм м м Км УБТ 178 178 44 6 0 1,05 УБТ 197 197 53,5 6 0 1,05 УБТ 203 203 51,5 8 0 1,05 УБТС 89 89 25,5 6 0 1,05 УБТС 108 108 29 6 0 1,05 УБТС 120 120 28 6 0 1,05 УБТС 133 133 34,5 6 0 1,05 УБТС 146 146 37 9 0 1,05 УБТС 146 146 39 9 0 1,05 УБТС 178 178 44 9 0 1,05 УБТС 178 178 49 9 0 1,05 УБТС 178 178 53 9 0 1,05 УБТС 203 203 56,5 9 0 1,05 УБТС 203 203 61,5 9 0 1,05 УБТС 229 229 64,5 9 0 1,05 УБТС 229 229 69,5 9 0 1,05 УБТС 254 254 63,5 9 0 1,05 УБТС 254 254 77 9 0 1,05 УБТС 273 273 83 9 0 1,05 УБТС 273 273 86,5 9 0 1,05 УБТС 299 299 86 9 0 1,05 УБТИ 79,4 79,4 23,8 6 0 1,05 УБТИ 88,9 88,9 25,4 6 0 1,05 УБТИ 104,8 104,8 27 6 0 1,05 УБТИ 120,6 120,6 34,9 6 0 1,05 УБТИ 127 127 34,9 6 0 1,05 УБТИ 152,4 152,4 40,5 9 0 1,05 УБТИ 152,4 152,4 47,6 9 0 1,05 УБТИ 158,8 158,8 43,7 9 0 1,05 УБТИ 158,8 158,8 50,8 9 0 1,05 УБТИ 165,1 165,1 46,8 9 0 1,05 УБТИ 165,1 165,1 53,9 9 0 1,05 УБТИ 171,5 171,5 57,1 9 0 1,05 УБТИ 177,8 177,8 53,2 9 0 1,05 УБТИ 177,8 177,8 60,3 9 0 1,05 УБТИ 184,2 184,2 56,4 9 0 1,05 УБТИ 196,8 196,8 62,7 9 0 1,05 Длина Коэф-т Диаметр Диаметр Толщина Длина замка учета Шифр наруж- замка стенки трубы (муфты) потерь Код трубы ный dн, (муфты), lo, lм, в замке мм dм, мм мм м м Км УБТИ 203,2 203,2 65,9 9 0 1,05 УБТИ 209,6 209,6 69,1 9 0 1,05 УБТИ 228,6 228,6 78,6 9 0 1,05 УБТИ 241,3 241,3 82,5 9 0 1,05 УБТИ 247,6 247,6 85,7 9 0 1,05 УБТИ 254 254 88,9 9 0 1,05 УБТИ 279,4 279,4 88,9 9 0 1,05 УБТИ 298,4 298,4 98,4 9 0 1,05 Приложение Список забойных двигателей Диаметр Коэф-т Число наружный Длина, перепада Масса Шифр забойно- сек корпуса, мм давления двигателя, Код го двигателя ций мм кг zтрб dтрб lтрб Атрб*10- ТС4А-104,5 3 104,5 12,8 0,859 0,6 3Т-105К 3 105 12,7 0,750 0,6 Т12М3Е-6 5/8 1 172 08,5 0,078 1,1 ТС4А-127 3 127 13,6 0,410 1,0 ТС5Е-172 2 172 15,3 0,155 2,2 3ТС5Е-6 5/8 3 172 22,7 0,227 3,2 3ТСШ-172 1 172 10,5 0,066 1,5 2 172 17,5 0,127 2,5 3 172 25,3 0,185 3,6 ТО-172 1 172 10,7 0,076 1,5 ТО2-172 1 172 9,7 0,050 9,7 3ТСШ-164ТЛ 2 164 17,5 0,080 2,3 3 164 25,5 0,118 3,3 А6К3С 2 164 15,8 0,227 2,0 Т12М3Б-7 1 195 09,1 0,046 1,5 3ТСШ-195 1 195 10,5 0,042 1,9 2 195 17,0 0,080 3,0 3 195 23,5 0,119 4,2 ТС5Б-195 2 195 14,0 0,080 2,4 2 195 17,0 0,081 3,0 3 195 23,5 0,119 4,2 3ТСШ1-195 3 195 25,7 0,055 4,7 3ТСШ1М1-195М 3 195 25,8 0,056 4,2 3ТСШ-195ТЛ 1 195 11,0 0,013 1,9 2 195 18,5 0,023 3,0 3 195 26,1 0,032 4,2 3ТСША-195ТЛ 2 195 18,5 0,087 3,0 3 195 25,0 0,129 4,2 А6Ш 2 164 17,2 0,136 2,1 А6ГТШ 2 164 24,4 0,118 2,9 А7Н4С 2 195 15,3 0,062 2,7 3Т-195К 2 195 18,2 0,079 3,2 3 195 25,6 0,014 4,5 А7Ш 2 195 16,0 0,151 2,7 А7Ш2 2 195 17,4 0,24 3,2 Диаметр Коэф-т Число наружный Длина, перепада Масса Шифр забойно- сек корпуса, мм давления двигателя, Код го двигателя ций мм кг zтрб dтрб lтрб Атрб*10- А7ПСШ 2 195 18,5 0,071 3,4 А7ГТШ 3 195 22,0 0,116 4,0 ОТС-195 1 195 10,5 0,042 2,0 ТО-195 1 195 9,7 0,048 1,7 ТО2-195 1 195 10,1 0,040 1,8 Т12М3Б-240 1 240 08,6 0,016 2,0 ТС5Б-240 2 240 15,0 0,036 3,6 Т12РТ-240 1 240 8,2 0,018 2,0 ТВШ-240 1 240 8,2 0,014 2,0 ТНК-240 1 240 8,5 0,021 2,2 ТУ-240К 1 240 8,4 0,020 2,5 2ТУ-240К 2 240 15,8 0,039 4,8 3ТСШ-240 1 240 10,5 0,020 2,5 2 240 17,0 0,038 4,2 3 240 23,5 0,057 5,8 3ТСШ1-240 3 240 23,8 0,016 6,2 3ТСШ1-240Ш 1 240 10,5 0,008 2,5 2 240 17,0 0,0142 4,2 3 240 23,5 0,021 5,8 А9Ш 2 240 18,0 0,055 4,5 А9Ш2 2 240 16,7 0,035 3,2 А9ПСШ 2 240 18,0 0,032 4,5 А9ГТШ 3 240 25,0 0,042 6,2 ТО-240 1 240 10,3 0,019 2,6 ТО2-240 1 240 10,2 0,015 2,5 ОТС-240 1 240 10,5 0,020 2,5 Приложение Гидравлическая характеристика обвязки насосных агрегатов Класс насосного Максимальная Показатель гидравли- агрегата грузоподъемность ческих сопротивлений Кодовое буровой установки, Аобв, Па*с2/(кг*м3) обозначе кН ние Буровые насосы менее 1000 (100 тс)7,5*105 1000…1600 5,0*105 более 1600 3,4*105 Цементировочные при цементировании агрегаты и насос- независимо от обсадных колонн че ные агрегаты для класса буровой рез манифольд БМ гидроразрыва установки пласта 3,5* при работе агрегатов в одну линию 6,0* Приложение Насосные агрегаты и их технические характеристики Шифр Диаметр цилиндровых втулок, мм насоса Импортные 203 196 190 184 177 171 165 158 152 Отечествен. 200 190 185 180 170 160 150 140 130 127 120 115 48-32 40,4- 35,6- 31- 26,7- 21,7- 19,7 У8-6М, Qт*103, м/с 27 23,6 20,5 17,8 14,6 12, код 11,1 12,5 14,3 16,9 19 22,3 рв.доп, МПа 34,2- 30,4- 26,6- 23,1- 19,8- 16,8 БРН-1, Qт*103, м/с 22,2 19,8 17,3 15 12,9 10, код 9,8 11 12,5 14,4 16,9 рв.доп, МПа 43,1- 38,3- 33,9- 29,8- 26- 22,3- 19,1 НБТ-600, Qт*103, м/с 28,8 24,8 22 18,7 16,9 14,4 12, код 11,3 12,7 14,3 16,2 18,7 21,6 рв.доп, МПа 50,2- 44,8- 39,8- 35- 30,5- 26,3- 22,3 У8-7МА2, Qт*103, м/с 32,6 29,1 25,8 22,7 19,8 17 14, код 14,2 15,9 18 20,4 23,4 27,2 рв.доп, МПа 46,1 – 41,1 – 36,4 – 32,0 – 27,1 – УНБТ-950 Qт*103, м/с 32,3 28,8 25,5 22,4 19, код 19 21 24 27,5 рв.доп, МПа 2Р-1300, 51 - 47 - 44 - 41- 38 - 35 - 32- 29- 26 - 24 Qт*103, м/с 34,9 33,1 30,5 28,6 26,6 22,7 20,8 18,9 16,9 15, Румыния, 16,2 17,4 18,5 20,1 21,7 23,6 25,7 28 31,2 рв.доп, МПа код Приложение Ориентировочные значения реологических параметров буровой промывочной жидкости Тип бурового раствора Реологи- Характеристика условий бурения ческие па нормальные возможно возможны обвалы пород раметры поглощение неутяжелен- утяжеленные неутяжелен- утяжеленные бурового ные растворы растворы ные раство- растворы раствора ры Глинистые растворы, стаби- o, Па 5…10 8…12 3…5 7..12 10… лизированные гуматными 0,015…0,025 0,022…0,030 0,015…0,020 0,018…0,025 0,020…0., Па*с реагентами (УЩР, ТЩР) Глинистые растворы, обра- o, Па 3…7 5…7 3…5 4…8 5… ботанные лигносульфоната 0,012…0,015 0,015…0,018 0,012…0,015 0,015…0,018 0,018…0., Па*с ми, крахмалом Буровые растворы, обрабо- K, Па*сn 1…3 2…4 1…3 3…5 4… танные акриловыми полиме n 0,3…0,5 0,4…0,6 0,4…0,6 0,45…0,60 0,5…0, рами (полимерные системы) Буровые растворы на нефтя- o, Па 8…12 10…15 не применя- 8…12 10… ной основе ют 0,020…0,025 0,022…0,027 0,020…0,025 0,022…0,, Па*с Примечание: приведенные здесь величины являются весьма ориентировочными, поэтому рекомендуется воспользовать ся результатами конкретных реологических исследований, проведенных на предприятии или студентом на реометрах ВСН-3, "Реотест" и др.

Приложение Ориентировочные величины коэффициента наполнения насосов Буровые растворы Нефтеэмульсионные на Буровые растворы на Условия Глубина на водной основе основе глинистых растворов нефтяной основе эксплуата- скважины, Плотность раствора, кг/м ции насосов м менее более неутяжелен. утяжелен. неутяжелен. утяжелен.

1200- 1200 Без подпор- до 2500 0,95 0,93 0,90 0,93 0,88 0,90 0, ного насоса более 2500 0,92 0,9 0,87 0,90 0,85 0,85 0, С подпор- до 2500 0,97 0,95 0,93 0,95 0,90 0,92 0, ным насо- более 2500 0,95 0,93 0,90 0,93 0,88 0,87 0, сом Примечание: 1. Растворы, склонные к вспениванию, существенно снижают коэффициент наполнения.

2. Влияние глубины на коэффициент наполнения связано с повышением температуры раствора в скважине.

Приложение Рекомендуемые значения минимально необходимых расходов буровой промывочной жидкости Qрц* (дм3/с) при бурении Диаметр скважины Промывка глинистым Промывка технической (долота), мм раствором водой 118 – 120,6 6,5 – 7,2 7,5 – 8, 7,5 - 7,8 8,5 - 9, 139, 9,0 - 10,0 11,0 - 11, 142,9 - 144 9,5 - 10,6 11,8 - 12, 155,6 -158,7 12,0 - 12,9 14,0 - 14, 161 - 165,1 13,0 - 13,9 15 - 16, 171, 14,0 - 15,0 15,6 - 18, 190, 17,0 - 18,5 20,0 - 21, 18,0 - 20,4 22,5 - 23, 215, 21,0 - 23,8 26,0 - 27, 222, 23,0 - 25,2 27,0 - 29, 244,5 - 250, 28,0 - 32,0 34,0 - 37, 269, 34,0 - 35,0 37,0 - 40, 279, 35,0 - 39,0 41,0 - 43, 295, 36,0 - 42,0 45,0 - 47, 42,0 - 44,0 44,0 - 50, 349, 45,0 - 52,0 55,0 - 58, 393, 60,0 - 64,0 65,0 - 70, 444,5 70,0 – 75, 75,0 - 80, 72,0 - 77,0 77,0 - 82, Примечание: табличные значения могут быть изменены с учетом кавернозности ствола, опыта бурения, с учетом требований по обеспечению не обходимой мощности забойного двигателя, очистки ствола сква жины или по результатам гидравлических расчетов.

Приложение Суммарная площадь сечения промывочных отверстий трехшарошечных долот и стандартные диаметры отверстий гидромониторных насадок Площадь сечения fд*104, м2 Набор стандартных насадок Диаметр центральная гидромонитор- гидромониторных долот долота, мм схема ные долота для (диаметры отверстий в мм) промывки случая турбин ного бурения 118–124 4,0 6,35;

7,14;

7,92;

8,74;

9, 139,7 – 144 6,0 6,35;

7,14;

7,92;

8,74;

9, 155,6–165,1 7,0 6,35;

7,14;

7,92;

8,74;

9,52;

10, 171,4– 9, 190,5 10,0 5,3 7,14;

7,92;

8,74;

9,52;

10,31;

11,09;

11,91;

12, 13,5 6,0 7,14;

7,92;

8,74;

9,52;

10,31;

200–222,3 11,09;

11,91;

12,7;

14,27;

15, 16,0 7,7 7,14;

7,92;

8,74;

9,52;

10,31;

244,5– 250,8 11,09;

11,91;

12,7;

14,27;

15,88;

17, 17,0 8,0 7,14;

7,92;

8,74;

9,52;

10,31;

269,9–279,4 11,09;

11,91;

12,7;

14,27;

15,88;

17, 21,0 9,5 7,92;

8,74;

9,52;

10,31;

295,3–311 11,09;

11,91;

12,7;

14,27;

15,88;

17, 21,0 9,5 8,74;

9,52;

10,31;

11,09;

349,2–393,7 11,91;

12,7;

14,27;

15,88;

17,45;

19, 21,0 11,5 9,52;

10,31;

11,09;

11,91;

444,5–490 12,7;

14,27;

15,88;

17,45;

19,05;

20,62;

22, Приложение Суммарные площади сечения промывочных отверстий и коэффициентов расхода промывочной системы долот при различных сочетаниях гидромониторных насадок Суммарная Коэффициент расхода Диаметры отверстий площадь промывочного узла долот µд насадок, мм сечения, при диаметре под- при диаметре под fд*104, м2 водящего канала водящего канала dп=24 мм dп=28 мм 7,14-7,14 0,801 0,983 0, 7,92-7,14 0,893 0,983 0, 7,92-7,92 0,985 0,982 0, 8,74-7,14 1,000 0,982 0, 8,74-7,92 1,093 0,982 0, 9,52-7,14 1,112 0,981 0, 8,74-8,74 1,200 0,981 0, 7,14-7,14-7,14 1,201 0,983 0, 9,52-7,92 1,204 0,981 0, 10,31-7,14 1,235 0,980 0, 7,92-7,14-7,14 1,293 0,983 0, 9,52-8,74 1,312 0,980 0, 10,31-7,92 1,328 0,979 0, 11,09-7,14 1,366 0,978 0, 7,92-7,92-7,14 1,386 0,983 0, 8,74-7,14-7,14 1,401 0,982 0, 9,52-9,52 1,424 0,980 0, 10,31-8,74 1,435 0,979 0, 11,09-7,92 1,459 0,978 0, 7,92-7,92-7,92 1,478 0,982 0, 8,74-7,92-7,14 1,493 0,982 0, 9,52-7,14-7,14 1,513 0,982 0, 11,91-7,14 1,514 0,975 0, 10,31-9,52 1,547 0,979 0, 11,09-8,74 1,566 0,978 0, 8,74-7,92-7,92 1,585 0,982 0, 8,74-8,74-7,14 1,600 0,982 0, 9,52-7,92-7,14 1,605 0,981 0, 11,91-7,92 1,607 0,975 0, 10,31-7,14-7,14 1,636 0,980 0, 12,70-7,14 1,667 0,972 0, 10,31-10,31 1,670 0,978 0, 11,09-9,52 1,678 0,977 0, Суммарная Коэффициент расхода Диаметры отверстий площадь промывочного узла долот µд насадок, мм сечения, при диаметре под- при диаметре под fд*104, м2 водящего канала водящего канала dп=24 мм dп=28 мм 8,74-8,74-7,92 1,693 0,982 0, 9,52-7,92-7,92 1,697 0,981 0, 9,52-8,74-7,14 1,712 0,981 0, 11,91-8,74 1,714 0,975 0, 10,31-7,92-7,14 1,728 0,980 0, 12,70-7,92 1,759 0,972 0, 11,09-7,14-7,14 1,767 0,979 0, 8,74-8,74-8,74 1,800 0,981 0, 11,09-10,31 1,801 0,976 0, 9,52-8,74-7,92 1,804 0,981 0, 10,31-7,92-7,92 1,820 0,980 0, 9,52-9,52-7,14 1,824 0,980 0, 11,91-9,52 1,826 0,975 0, 10,31-8,74-7,14 1,835 0,980 0, 11,09-7,92-7,14 1,859 0,979 0, 12,70-8,74 1,867 0,973 0, 9,52-8,74-8,74 1,912 0,981 0, 11,91-7,14-7,14 1,915 0,977 0, 9,52-9,52-7,92 1,916 0,980 0, 10,31-8,74-7,92 1,927 0,980 0, 11,09-11,09 1,932 0,975 0, 10,31-9,52-7,14 1,947 0,980 0, 11,91-10,31 1,949 0,974 0, 11,09-7,92-7,92 1,951 0,979 0, 11,09-8,74-7,14 1,966 0,979 0, 12,70-9,52 1,979 0,972 0, 14,27-7,14 2,000 0,964 0, 11,91-7,92-7,14 2,007 0,977 0, 9,52-9,52-8,74 2,024 0,980 0, 10,31-8,74-8,74 2,035 0,980 0, 10,31-9,52-7,92 2,039 0,980 0, 11,09-8,74-7,92 2,059 0,979 0, 12,70-7,14-7,14 2,068 0,974 0, 10,31-10,31-7,14 2,070 0,979 0, 11,09-9,52-7,14 2,078 0,978 0, 11,91-11,09 2,080 0,974 0, 14,27-7,92 2,092 0,964 0, Суммарная Коэффициент расхода Диаметры отверстий площадь промывочного узла долот µд насадок, мм сечения, при диаметре под- при диаметре под fд*104, м2 водящего канала водящего канала dп=24 мм dп=28 мм 11,91-7,92-7,92 2,099 0,977 0, 12,70-10,31 2,102 0,972 0, 11,91-8,74-7,14 2,114 0,977 0, 9,52-9,52-9,52 2,135 0,980 0, 10,31-9,52-8,74 2,147 0,979 0, 12,70-7,92-7,14 2,160 0,974 0, 10,31-10,31-7,92 2,162 0,979 0, 11,09-8,74-8,74 2,166 0,979 0, 11,09-9,52-7,92 2,170 0,978 0, 14,27-8,74 2,199 0,965 0, 11,09-10,31-7,14 2,201 0,978 0, 11,91-8,74-7,92 2,207 0,977 0, 11,91-9,52-7,14 2,226 0,977 0, 11,91-11,91 2,228 0,972 0, 12,70-11,09 2,233 0,971 0, 12,70-7,92-7,92 2,252 0,975 0, 10,31-9,52-9,52 2,258 0,979 0, 12,70-8,74-7,14 2,267 0,974 0, 10,31-10,31-8,74 2,270 0,979 0, 11,09-9,52-8,74 2,278 0,978 0, 11,09-10,31-7,92 2,293 0,978 0, 14,27-9,52 2,311 0,965 0, 11,91-8,74-8,74 2,314 0,977 0, 11,91-9,52-7,92 2,319 0,977 0, 11,09-11,09-7,14 2,332 0,977 0, 11,91-10,31-7,14 2,349 0,976 0, 12,70-8,74-7,92 2,359 0,975 0, 12,70-9,52-7,14 2,379 0,974 0, 12,70-11,91 2,381 0,970 0, 15,88-7,14 2,381 0,952 0, 10,31-10,31-9,52 2,381 0,978 0, 11,09-9,52-9,52 2,390 0,978 0, 14,27-7,14-7,14 2,400 0,967 0, 11,09-10,31-8,74 2,401 0,978 0, 11,09-11,09-7,92 2,425 0,977 0, 11,91-9,52-8,74 2,426 0,977 0, 14,27-10,31 2,434 0,965 0, Суммарная Коэффициент расхода Диаметры отверстий площадь промывочного узла долот µд насадок, мм сечения, при диаметре под- при диаметре под fд*104, м2 водящего канала водящего канала dп=24 мм dп=28 мм 11,91-10,31-7,92 2,442 0,976 0, 12,70-8,74-8,74 2,467 0,975 0, 12,70-9,52-7,92 2,471 0,974 0, 15,88-7,92 2,473 0,953 0, 11,91-11,09-7,14 2,480 0,975 0, 14,27-7,92-7,14 2,492 0,967 0, 12,70-10,31-7,14 2,502 0,974 0, 10,31-10,31-10,31 2,505 0,978 0, 11,09-10,31-9,52 2,513 0,977 0, 11,09-11,09-8,74 2,532 0,977 0, 12,70-12,70 2,534 0,968 0, 11,91-9,52-9,52 2,538 0,976 0, 11,91-10,31-8,74 2,549 0,976 0, 14,27-11,09 2,565 0,965 0, 11,91-11,09-7,92 2,573 0,975 0, 12,70-9,52-8,74 2,578 0,974 0, 15,88-8,74 2,580 0,954 0, 14,27-7,92-7,92 2,585 0,968 0, 12,70-10,31-7,92 2,594 0,974 0, 14,27-8,74-7,14 2,600 0,968 0, 11,91-11,91-7,14 2,629 0,974 0, 12,70-11,09-7,14 2,633 0,973 0, 11,09-10,31-10,31 2,636 0,977 0, 11,09-11,09-9,52 2,644 0,976 0, 11,91-10,31-9,52 2,661 0,976 0, 11,91-11,09-8,74 2,680 0,975 0, 12,70-9,52-9,52 2,690 0,974 0, 14,27-8,74-7,92 2,692 0,968 0, 15,88-9,52 2,692 0,955 0, 12,70-10,31-8,74 2,702 0,974 0, 14,27-9,52-7,14 2,712 0,968 0, 14,27-11,91 2,713 0,964 0, 11,91-11,91-7,92 2,721 0,974 0, 12,70-11,09-7,92 2,725 0,973 0, 11,09-11,09-10,31 2,767 0,976 0, 12,70-11,91-7,14 2,781 0,972 0, 15,88-7,14-7,14 2,781 0,957 0, Суммарная Коэффициент расхода Диаметры отверстий площадь промывочного узла долот µд насадок, мм сечения, при диаметре под- при диаметре под fд*104, м2 водящего канала водящего канала dп=24 мм dп=28 мм 11,91-10,31-10,31 2,784 0,975 0, 11,91-11,09-9,52 2,792 0,975 0, 17,45-7,14 2,792 0,937 0, 14,27-8,74-8,74 2,799 0,968 0, 14,27-9,52-7,92 2,804 0,968 0, 12,70-10,31-9,52 2,813 0,974 0, 15,88-10,31 2,815 0,955 0, 11,91-11,91-8,74 2,828 0,974 0, 12,70-11,09-8,74 2,833 0,973 0, 14,27-10,31-7,14 2,835 0,968 0, 14,27-12,70 2,866 0,963 0, 12,70-11,91-7,92 2,873 0,972 0, 15,88-7,92-7,14 2,874 0,957 0, 17,45-7,92 2,884 0,938 0, 11,09-11,09-11,09 2,898 0,975 0, 14,27-9,52-8,74 2,911 0,969 0, 11,91-11,09-10,31 2,915 0,975 0, 14,27-10,31-7,92 2,927 0,968 0, 12,70-12,70-7,14 2,934 0,970 0, 12,70-10,31-10,31 2,936 0,974 0, 11,91-11,91-9,52 2,940 0,974 0, 12,70-11,09-9,52 2,944 0,973 0, 15,88-11,09 2,946 0,955 0, 14,27-11,09-7,14 2,966 0,968 0, 15,88-7,92-7,92 2,966 0,958 0, 12,70-11,91-8,74 2,981 0,972 0, 15,88-8,74-7,14 2,981 0,958 0, 17,45-8,74 2,991 0,940 0, 14,27-9,52-9,52 3,023 0,969 0, 12,70-12,70-7,92 3,026 0,971 0, 14,27-10,31-8,74 3,034 0,968 0, 11,91-11,09-11,09 3,046 0,974 0, 14,27-11,09-7,92 3,058 0,968 0, 11,91-11,91-10,31 3,063 0,974 0, 12,70-11,09-10,31 3,068 0,973 0, 15,88-8,74-7,92 3,073 0,959 0, 12,70-11,91-9,52 3,093 0,972 0, Суммарная Коэффициент расхода Диаметры отверстий площадь промывочного узла долот µд насадок, мм сечения, при диаметре под- при диаметре под fд*104, м2 водящего канала водящего канала dп=24 мм dп=28 мм 15,88-9,52-7,14 3,093 0,958 0, 15,88-11,91 3,095 0,955 0, 17,45-9,52 3,103 0,941 0, 14,27-11,91-7,14 3,114 0,967 0, 12,70-12,70-8,74 3,133 0,971 0, 14,27-10,31-9,52 3,146 0,969 0, 14,27-11,09-8,74 3,165 0,968 0, 15,88-8,74-8,74 3,180 0,959 0, 15,88-9,52-7,92 3,185 0,959 0, 17,45-7,14-7,14 3,192 0,943 0, 11,91-11,91-11,09 3,194 0,973 0, 14,27-14,27 3,199 0,959 0, 12,70-11,09-11,09 3,199 0,973 0, 14,27-11,91-7,92 3,206 0,967 0, 12,70-11,91-10,31 3,216 0,972 0, 15,88-10,31-7,14 3,216 0,959 0, 17,45-10,31 3,226 0,942 0, 12,70-12,70-9,52 3,245 0,971 0, 15,88-12,70 3,247 0,955 0, 14,27-12,70-7,14 3,266 0,966 0, 14,27-10,31-10,31 3,269 0,968 0, 14,27-11,09-9,52 3,277 0,968 0, 17,45-7,92-7,14 3,285 0,944 0, 15,88-9,52-8,74 3,292 0,960 0, 15,88-10,31-7,92 3,308 0,959 0, 14,27-11,91-8,74 3,313 0,967 0, 11,91-11,91-11,91 3,342 0,972 0, 12,70-11,91-11,09 3,347 0,972 0, 15,88-11,09-7,14 3,347 0,959 0, 17,45-11,09 3,357 0,942 0, 14,27-12,70-7,92 3,359 0,966 0, 12,70-12,70-10,31 3,368 0,971 0, 17,45-7,92-7,92 3,377 0,945 0, 17,45-8,74-7,14 3,392 0,945 0, 14,27-11,09-10,31 3,400 0,968 0, 15,88-9,52-9,52 3,404 0,960 0, 15,88-10,31-8,74 3,415 0,960 0, Суммарная Коэффициент расхода Диаметры отверстий площадь промывочного узла долот µд насадок, мм сечения, при диаметре под- при диаметре под fд*104, м2 водящего канала водящего канала dп=24 мм dп=28 мм 14,27-11,91-9,52 3,425 0,967 0, 15,88-11,09-7,92 3,439 0,959 0, 14,27-12,70-8,74 3,466 0,966 0, 17,45-8,74-7,92 3,484 0,946 0, 12,70-11,91-11,91 3,495 0,971 0, 15,88-11,91-7,14 3,495 0,958 0, 12,70-12,70-11,09 3,499 0,970 0, 17,45-9,52-7,14 3,504 0,946 0, 17,45-11,91 3,506 0,943 0, 15,88-10,31-9,52 3,527 0,960 0, 14,27-11,09-11,09 3,531 0,968 0, 15,88-11,09-8,74 3,546 0,960 0, 14,27-11,91-10,31 3,548 0,967 0, 14,27-12,70-9,52 3,578 0,966 0, 15,88-14,27 3,580 0,952 0, 15,88-11,91-7,92 3,587 0,959 0, 17,45-8,74-8,74 3,591 0,947 0, 17,45-9,52-7,92 3,596 0,947 0, 14,27-14,27-7,14 3,599 0,962 0, 17,45-10,31-7,14 3,627 0,946 0, 12,70-12,70-11,91 3,648 0,970 0, 15,88-12,70-7,14 3,648 0,958 0, 15,88-10,31-10,31 3,650 0,960 0, 17,45-12,70 3,658 0,943 0, 15,88-11,09-9,52 3,658 0,960 0, 14,27-11,91-11,09 3,679 0,967 0, 14,27-14,27-7,92 3,691 0,962 0, 15,88-11,91-8,74 3,695 0,959 0, 14,27-12,70-10,31 3,701 0,966 0, 17,45-9,52-8,74 3,703 0,947 0, 17,45-10,31-7,92 3,719 0,947 0, 15,88-12,70-7,92 3,740 0,958 0, 17,45-11,09-7,14 3,758 0,947 0, 15,88-11,09-10,31 3,781 0,960 0, 14,27-14,27-8,74 3,799 0,962 0, 12,70-12,70-12,70 3,800 0,968 0, 15,88-11,91-9,52 3,806 0,960 0, Суммарная Коэффициент расхода Диаметры отверстий площадь промывочного узла долот µд насадок, мм сечения, при диаметре под- при диаметре под fд*104, м2 водящего канала водящего канала dп=24 мм dп=28 мм 17,45-9,52-9,52 3,815 0,948 0, 17,45-10,31-8,74 3,826 0,948 0, 14,27-11,91-11,91 3,827 0,967 0, 14,27-12,70-11,09 3,832 0,966 0, 15,88-12,70-8,74 3,847 0,959 0, 17,45-11,09-7,92 3,850 0,948 0, 17,45-11,91-7,14 3,906 0,947 0, 14,27-14,27-9,52 3,910 0,963 0, 15,88-11,09-11,09 3,912 0,960 0, 15,88-11,91-10,31 3,929 0,960 0, 17,45-10,31-9,52 3,938 0,949 0, 17,45-11,09-8,74 3,957 0,948 0, 15,88-12,70-9,52 3,959 0,959 0, 15,88-15,88 3,961 0,946 0, 14,27-12,70-11,91 3,980 0,966 0, 15,88-14,27-7,14 3,980 0,955 0, 17,45-14,27 3,991 0,941 0, 17,45-11,91-7,92 3,998 0,948 0, 14,27-14,27-10,31 4,033 0,963 0, 17,45-12,70-7,14 4,059 0,947 0, 15,88-11,91-11,09 4,061 0,960 0, 17,45-10,31-10,31 4,061 0,949 0, 17,45-11,09-9,52 4,069 0,949 0, 15,88-14,27-7,92 4,072 0,955 0, 15,88-12,70-10,31 4,082 0,959 0, 17,45-11,91-8,74 4,106 0,948 0, 14,27-12,70-12,70 4,133 0,965 0, 17,45-12,70-7,92 4,151 0,947 0, 14,27-14,27-11,09 4,165 0,963 0, 15,88-14,27-8,74 4,180 0,956 0, 17,45-11,09-10,31 4,192 0,949 0, 15,88-11,91-11,91 4,209 0,960 0, 15,88-12,70-11,09 4,213 0,959 0, 17,45-11,91-9,52 4,217 0,949 0, 17,45-12,70-8,74 4,258 0,948 0, 15,88-14,27-9,52 4,292 0,956 0, 14,27-14,27-11,91 4,313 0,962 0, Суммарная Коэффициент расхода Диаметры отверстий площадь промывочного узла долот µд насадок, мм сечения, при диаметре под- при диаметре под fд*104, м2 водящего канала водящего канала dп=24 мм dп=28 мм 17,45-11,09-11,09 4,323 0,950 0, 17,45-11,91-10,31 4,340 0,950 0, 15,88-12,70-11,91 4,361 0,959 0, 15,88-15,88-7,14 4,361 0,949 0, 17,45-12,70-9,52 4,370 0,949 0, 17,45-15,88 4,372 0,937 0, 17,45-14,27-7,14 4,391 0,945 0, 15,88-14,27-10,31 4,415 0,957 0, 15,88-15,88-7,92 4,454 0,950 0, 14,27-14,27-12,70 4,465 0,962 0, 17,45-11,91-11,09 4,471 0,950 0, 17,45-14,27-7,92 4,483 0,946 0, 17,45-12,70-10,31 4,493 0,949 0, 15,88-12,70-12,70 4,514 0,958 0, 15,88-14,27-11,09 4,546 0,957 0, 15,88-15,88-8,74 4,561 0,950 0, 17,45-14,27-8,74 4,591 0,946 0, 17,45-11,91-11,91 4,620 0,950 0, 17,45-12,70-11,09 4,624 0,950 0, 15,88-15,88-9,52 4,673 0,951 0, 15,88-14,27-11,91 4,694 0,956 0, 17,45-14,27-9,52 4,703 0,947 0, 17,45-12,70-11,91 4,772 0,950 0, 17,45-15,88-7,14 4,772 0,941 0, 17,45-17,45 4,783 0,929 0, 15,88-15,88-10,31 4,796 0,951 0, 14,27-14,27-14,27 4,798 0,959 0, 17,45-14,27-10,31 4,826 0,947 0, 15,88-14,27-12,70 4,847 0,956 0, 17,45-15,88-7,92 4,865 0,941 0, 17,45-12,70-12,70 4,925 0,949 0, 15,88-15,88-11,09 4,927 0,952 0, 17,45-14,27-11,09 4,957 0,948 0, 17,45-15,88-8,74 4,972 0,942 0, 15,88-15,88-11,91 5,075 0,952 0, 17,45-15,88-9,52 5,084 0,943 0, 17,45-14,27-11,91 5,105 0,948 0, Суммарная Коэффициент расхода Диаметры отверстий площадь промывочного узла долот µд насадок, мм сечения, при диаметре под- при диаметре под fд*104, м2 водящего канала водящего канала dп=24 мм dп=28 мм 15,88-14,27-14,27 5,179 0,954 0, 17,45-17,45-7,14 5,183 0,933 0, 17,45-15,88-10,31 5,207 0,943 0, 15,88-15,88-12,70 5,228 0,951 0, 17,45-14,27-12,70 5,258 0,948 0, 17,45-17,45-7,92 5,276 0,934 0, 17,45-15,88-11,09 5,338 0,944 0, 17,45-17,45-8,74 5,383 0,935 0, 17,45-15,88-11,91 5,486 0,944 0, 17,45-17,45-9,52 5,495 0,936 0, 15,88-15,88-14,27 5,560 0,950 0, 17,45-14,27-14,27 5,590 0,946 0, 17,45-17,45-10,31 5,618 0,936 0, 17,45-15,88-12,70 5,639 0,944 0, 17,45-17,45-11,09 5,749 0,937 0, 17,45-17,45-11,91 5,897 0,937 0, 15,88-15,88-15,88 5,942 0,946 0, 17,45-15,88-14,27 5,971 0,943 0, 17,45-17,45-12,70 6,050 0,937 0, 17,45-15,88-15,88 6,353 0,940 0, 17,45-17,45-14,27 6,382 0,937 0, 17,45-17,45-15,88 6,764 0,934 0, 17,45-17,45-17,45 7,175 0,929 0, Приложение Гидравлическая программа промывки скважины интервал бурения, м Параметры промывки от до Режим работы насосов:

подача насосов, м3/с число насосов диаметр цилиндровых втулок, мм Промывочная система долота:

число насадок диаметры отверстий насадок, мм суммарная площадь сечения отверстий, см Давления в циркуляционной системе в МПа:

давление на насосах потери давления в обвязке потери давления в трубах потери давления в заколонном пространстве суммарные потери давления (без долота и турбобура) перепад давления на долоте перепад давления в забойном двигателе гидростатическое давление дифференциальное давление на забой при промывке (без учета давления струи) гидродинамическое давление струи на забой, истекающей из насадки наибольшего диа метра Скорость истечения струй, м/с Эквивалентная плотность при промывке, кг/м Учебное издание Осипов Петр Федотович Гидравлические и гидродинамические расчеты при бурении скважин Учебное пособие Компьютерная верстка П.Ф. Осипов Редактор В.П. Кипрова Технический редактор Л.П. Коровкина Корректор Т.И. Косолапова План 2003 г., позиция 18. Подписано в печать 20.01.2004.

Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman.

Формат 60х84 1/16. Бумага офсетная. Печать трафаретная.

Усл. печ. л. 4,2. Уч.- изд. л. 3,9. Тираж 120. Заказ №176.

Ухтинский государственный технический университет.

169300, г. Ухта, ул. Первомайская, 13.

Издательско-полиграфическое управление УГТУ.

Лицензия ПД №00578 от 25 мая 2000г.

169300, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13.




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.