Распределение внутренней и наружной зон на долотах PDC



Код Описание Код Описание

BF Разрушение слоя пайки алмазов DL Расслоение резцов

LN Потеря насадки RR В рабочем состоянии

BT Сломанные Зубки /Резцы ER Эрозия

LT Потеря резцов WO Размыв корпуса

BU Зашламование долота HC Перегрев Тв/сплава

NR Не подлежит дальнейшей работе WT Износ резцов

CR Кернование JD Работа по металлу

PN Забойка насадок или промывочных каналов NO Нет износа

CT Дробление/сколы резцов LM Потеря части матричного корпуса

RO Кольцевой износ

Местоположение (область износа)

Буквенный или цифровой код используются, чтобы указать

местоположение на режущей поверхности долота, где отмечен основной

износ, записанный в графе «3». Это могут быть - C- внутренний конус; N-

нос; T-наружный конус; S-плечо; G-калибрующие; A-вся поверхность; M-

средние ряды и H-обратный конус.

Оценка состояния калибрующих венцов и потери

Диаметра долота (G-gauge – графа «6»)

Шестая графа используется для записи состояния калибрующих систем

долота /касающихся стенок скважины/ и величины потери диаметра долота после

отработки. Для долот PDC, импрегнированных и алмазных он замеряется с

помощью номинальных /по стандарту API/ калибровочных колец. Код "I"

(допускается использовать «IN» для того, что бы не спутать с единицей)

показывает, что долото сохранило номинальный диаметр. Потери диаметра долот

измеряются в 1/16” дюйма. Если долото потеряло в диаметре 1/16 дюйма,

впишите цифру “1.”, если потеря 1/8” (2/16”) дюйма – цифру “2.” и т.д. Округлите

цифру износа диаметра до ближайшей 1/16. дюйма. Измерения проводятся по

калибрующим рядам, ближайшим к наружному диаметру долота. При

кодировании износа для внутренней отчетности ООО НПП «Буринтех»

допускается в графе «6» указывать износ в миллиметрах, с шагом 0,25 мм с

обязательным обозначением «мм» после цифрового обозначения.

Таблица соответствия обозначений износу в миллиметрах

Доли значение

I (IN) 0/16 0,000 0

1 1/16 0,063 1,59

2 2/16 0,125 3,18

3 3/16 0,188 4,76

4 4/16 0,250 6,35

5 5/16 0,313 7,94

6 6/16 0,375 9,53

7 7/16 0,438 11,11

8 8/16 0,500 12,70

9 9/16 0,563 14,29

10 10/16 0,625 15,88

11 11/16 0,688 17,46

12 12/16 0,750 19,05

13 13/16 0,813 20,64

14 14/16 0,875 22,23

15 15/16 0,938 23,81

16 16/16 1,000 25,40

Износ в дюймах Обозначение Износ в миллиметрах

Примеры износа долот

RO – кольцевой износ

WO – размыв корпуса

BT – слом резца

ER – Эрозия

ER – Эрозия корпуса

RR - Не подлежит дальнейшей работе

WT – износ резцов

LT – потеря резцов

CR – кернение долота

Практическая работа №5

2 часа

РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ НА ПРОЧНОСТЬ

Цель работы

Приобретение практических навыков для расчета бурильной колонны на прочность при турбинном бурении

Обеспечивающие средства

2.1. Калькулятор

2.2.Методические указания

Литература

3.1.Н.В.Элияшевский «Типовые задачи и расчеты в бурении» стр.59-64; стр. 64-69

Задание

4.1.Изучить общие рекомендации по расчету УБТ

4.2. Изучить общие рекомендации по расчету бурильных колонн при бурении забойными двигателями.

4.3. Рассчитать бурильную колонну при турбинном бурении

Требования к отчету

5.1. Номер работы

5.2.Таблица данных

5.3.Расчет по формулам

Технология работы

6.1. Выполнить задание в соответствии с заданием.

6.2. Ответить на контрольные вопросы.( устно).

                                                        

Контрольные вопросы

7.1.ТБПВ

7.2. Назначение ведущей трубы

7.3. Назначение УБТ

7.4. Недостатки ЛБТ

Методические указания для выполнения практической работы

8.1 Данные для выполнения работы:

Глубина скважины ,м ( по горно – геологическим условиям бурения, по практической работе № 2);

Условия бурения нормальные;

Диаметр бурильных труб :    140 мм;   127мм;  114мм.

Толщина стенки трубы :         8мм ;   7 мм ;   7 мм.

Плотность бурового раствора: 1.14 г/см3; 1,13 г/см3; 1.12 г/см3.

8.2. Рассчитать допустимую глубину спуска бурильных труб по формуле 20 стр. 64.

8.3. По таблице 24 стр. 50 – 55 находим предельную нагрузку и делим на 1,3 – для нормальных условий бурения.

8.4. Определяем длину второй секции по формуле 24 стр. 65.

8.5. Находим общую длину колонны L = lдоп + l2+ lУБТ ,

8.6. По глубине скважины выбираем сколько труб необходимо доспустить для условий бурения.

 

Лабораторная работа № 1

2часа

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Цель и содержание работы:

знакомство с основными параметрами глинистых растворов, изучение приборов и методики определения основных параметров глинистых растворов: плотности, водоотдачи, толщины глинистой корочки, содержание песка, стабильности, условной вязкости, статического напряжения сдвига, коллоидальности и суточного отстоя.

Методическое обеспечение

Приборы и материалы: приборы для определения свойств глинистых растворов, глинистый раствор.

 

Порядок выполнения работы

1. Знакомство в теоретической части с основными параметрами буровых растворов, с приборами и методикой их определения.

2. Проведение работы (определение основных параметров раствора).

3. Написание и индивидуальная защита отчета.

По каждому параметру дать определение (понятие параметра) и отметить его влияние на качество, экономичность и безаварийность буровых работ.

1. Определение плотности глинистого раствора - r, г/см3, кг / м3

Схема прибора АБР-1(зарисовать схематично). Порядок работы (описать). Результаты измерений (занести в таблицу):

Плотность воды, rв, г/см3 Поправка плотности воды, rв, г/см3 Плотность раствора, rр, г/см3 (измеренное) Плотность раствора, rр, г/см3 (с учетом поправки)
       

2. Определение водоотдачи глинистого раствора - В, см3/30 мин.

Схема прибора ВМ-6 (зарисовать схематично). Порядок работы (описать). Результаты измерений (занести в таблицу):

Показания прибора (см3) через:

Водоотдача,

В, см3/30 мин

3 мин 7,5 мин

10 мин

 

 

 

 
   

 

   
           

3. Определение толщины глинистой корочки - К, мм.

 

К = _________ мм.

4. Определение процентного содержания песка и недиспергированных частиц в растворе - П,%

Схема прибора ОМ-2(зарисовать схематично). Порядок работы (описать). Результаты измерений (занести в таблицу):

Показание шкалы, см Содержание песка П, %
   

5. Определение стабильности глинистого раствора - С, г/см3.

Схема прибора ЦС-2 (зарисовать схематично). Порядок работы (описать). Результаты измерений (занести в таблицу):

Плотность раствора верхней части rв, г/см3 Плотность раствора нижней части rн, г/см3 Стабильность С = rн - rв, г/см3
     

6. Определение условной вязкости глинистого раствора - Т, с.

Схема прибора ВБР-1  (зарисовать схематично). Порядок работы (описать). Результаты измерений (занести в таблицу):

Водное число, Тв, с Поправка, с Вязкость раствора Т, с (измеренная) Вязкость раствора Т, с (с учетом поправки)
       

7. Определение статического напряжения сдвига- Q1,10, Па

Схема прибора СНС-2. (зарисовать схематично). Порядок работы (описать). Результаты измерений (занести в таблицу):

Время покоя, мин

Угол закручивания нити f, град f1 f2 f3 fср

К, Па/град Q, Па
1            
10            

 

Заключение. По значениям измеренных параметров делается вывод о качестве глинистого раствора и указывается, в каких условиях он может быть эффективно применен.

Практическая работа №6

2 часа


Дата добавления: 2019-01-14; просмотров: 83; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ