Полезное:

Категории:

Архитектура Астрономия Биология География Геология Информатика Искусство История Кулинария Культура Маркетинг Математика Медицина Менеджмент Охрана труда Право Производство Психология Религия Социология Спорт Техника Физика Философия Химия Экология Экономика Электроника

Геолого-технический наряд

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 2

Месторождение …………….. Буровая установка…………

Глубина скважины ………… Буровой насос……………....

Скважина начата …………… Бурильные трубы……….....

Скважина закончена……….. Длина свечи ………………...

Геологическая часть

Техническая часть

Параметры режима бурения

Очистной агент

Спуско-подъемные операции

Получение геологической информации

Искривление скважины

Возможные осложнения

Нормативные показатели

№ слоя

Глубина подошвы слоя

Мощность слоя

Геологическая колонка Наименование и условное изображение

Категория пород по буримости

Абразивность и состояние пород

Конструкция скважины (схема)

Вид и диаметр породоразрушающего инструмента

Осевая нагрузка на ПРИ, - Сос, Н.

Скорость вращения бурового снаряда - n об/мин (сек^-1)

Расход очистного агента л/мин, (м³/сек)

Вид очистного агента

Обработка очистного агента

Схема талевой оснастки

Скорость подъема и число свечей поднимаемых на каждой скорости

Заданный выход керна

Мероприятия по повышению выхода керна и другие мероприятия для по- лучения геологической информации

Естественная или заданная интенсивность искривления скважины

Интервалы измерения искривления скважины и меры управления направлением скважины

Интервалы и вид осложнений.

Меры предотвращения и борьбы с осложнениями

Нормативная механическая скорость - Vм м/ час

Нормативная углубка за рейс - hр м

22.

33.

44.

66.

77.

88.

99.

110.

111.

112.

113.

114.

115.

116.

117.

118.

119.

220.

221.

222.

223.

Приложение 2

Приложение 3

Методика расчета затрат мощности на бурение и определения зависимости
L_n = f (n…).

В процессе бурения мощность двигателя тратится на: потери в станке - Nст., потери на вращение бурильной колонны - Nб.т. и затраты на забое на разрушение породы и трение - Nзаб.

N_бур = N_ст + N _б.т. + N_заб

Потери в станке можно определить по зависимости:

N_ст= a + b × n

где a и b опытные коэффициенты:

a - от 0,2 до 5,1 кВт,

b - от 1,1×10 ^-3 до 6,4×10 ^-3, кВт; для разных станков.

Значения a и b принимаются либо из справочников, либо среднее значение,

n - частота вращения, об/мин.

Затраты мощности на забое N_заб определяются:

1. При бурении шарошечными долотами

N_заб = N₀ × S_заб

где S_заб - площадь забоя, м²;

N₀ - удельная мощность,

N₀ =(0,5 ¸ 1,5) × 10 ^-5, кВт/м²; меньшее значение для мягких пород.

2. При бурении лопастными долотами (пикобурами)

N_заб=10 ^-5 (3×¸ 5)× F_ос × D_скв × n

где F_ос - осевая нагрузка на ПРИ, Н;

D_скв - диаметр скважины, м;

n - частота вращения, об/мин;

3. При бурении твердосплавными и алмазными коронками

N_заб=10 ^{- 4} (m₀×+ A×h_об)× F_ос × r_ср × n

где m₀ - коэффициент трения резцов о породу;

А - коэффициент разрушения породы;

h_об - углубка за оборот, мм;

Значения m₀ и А ориентировочно принимаются из таблицы (1)

Таблица 1.

Вид коронки	m₀	А *	h_об, мм
Твердосплавная	0,1	1 - 3	0,05 - 0,6
Твердосплавная с гидроударником	0,04	0,2 - 0,4	0,15 - 1,0
Алмазная однослойная	0,03 - 0,05	1 - 3,5	0,04 - 0,4
Алмазная импрегнированная	0,05 - 0,1	3 - 8	0,02 - 0,2
Алмазная с гидроударником	0,03	1 - 2	0,05 - 0,5

* При меньших значениях h_об принимают большие значение А.

Затраты мощности на вращение бурильных труб наиболее объективно оцениваются по методике СКБ [3], в скорректированном виде:

N _б.т = 10 ^-5× К_см×К_скв×К_м×(К_и×К_с×К_з×К_ж.т×К_н× К_кр× D × L ^0,75 × n ^1,85 + 2×d ×F_ос ×n)

где К_см - коэффициент смазывающих свойств очистного агента,

вода - 1; вязкий глинистый раствор - 1,3; малоглинистый раствор - 1,1;

эмульсия - 0,75; эмульсия + КАВС - 0,65;

К_м - коэффициент материала бурильных труб; СБТ - 1; ЛБТ - 0,75;

К_скв - коэффициент состояния скважины; обсаженный ствол - 0,5;

нормальное состояние - 1,0 - 1,4; кавернозный ствол - 1,5 - 2,0;

К_с - коэффициент соединений бурильных труб; ниппельные - 1,0

муфтово-замковые - 1,3;

К_кр - коэффициент кривизны (качества) труб; высокое качество -1,0;

среднее - 1,3; низкое - 1,6. или:

где Кр - кривизна труб, мм/м; d - зазор между стенкой скважины и бурильными
трубами, м.; d - диаметр бурильных труб, м, D - диаметр скважины, м

К_ж.т - коэффициент жесткости труб

значение К_ж.т приведены в таблице (2); К_ж.т = 0,7 - 1,25.

К_и - коэффициент искривления скважины - К_и= 1 + 60 × I,

где I - интенсивность искривления, ^град/_м;

К_н - коэффициент наклона скважины К_н = 1+ 0,44 × Cos(b),

где b - угол наклона скважины (b = 90° - q); и q - средний зенитный угол;

К_з - коэффициент учитывающий влияние зазора между стенкой скважины и
бурильными трубами К_з=(0,75+17×d)

Таблица 2.

№ Трубы масса 1 м, кг (EI) ^0,16 К_ж.т

СБТМЗ - 42 5,25 4,9 1,07

СБТМЗ -50 6,75 5,43 1,24

СБТН -42 4,89 4,85 1,01

СБТН -50 6,8 5,44 1,25

СБТН -54 6,48 5,53 1,17

ЛБТН -42 3,08 4,27 0,72

ЛБТН -54 4,4 0,88

ЛБТН -68 5,46 5,7 0,96

ССК -59 5,63 1,07

КССК -76 7,62 6,31 1,21

Для определения максимально возможной частоты вращения в зависимости от глубины скважины решаем выражение: N _дв = N_ст + N _б.т. + N_заб относительно L при заданных n

или при всех постоянных кроме n после их приведения:

Б = b + 2×10 ^-5× К_см×К_скв×К_м× d × АF_ос + 10 ^{- 4} (m₀×+ A×h_об) × F_ос × r_ср

В = 10 ^-5× К_см×К_скв×К_м×К_и×К_с×К_з×К_ж.т×К_н× К_кр× D

получим

Подставляя последовательно начиная с максимальной частоты вращения n _max,
n _max_-1, … n _i (при плавно регулируемом приводе n _max, n _ср, n _min) построить график:

⇐ Предыдущая 12
Date: 2015-10-19; view: 981; Нарушение авторских прав; Помощь в написании работы --> СЮДА...

mydocx.ru - 2015-2024 year. (0.005 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию