Проектирование буровых работ с целью предварительной разведки месторождения Родниковое

Проектирование буровых работ с целью предварительной разведки месторождения Родниковое

При бурении в месторождении Артемовское рациональные длины рейса составляют:

1. В породах IV категорий по буримости длина рейса 2,0 м при механической скорости бурения 2,55 м/час.

2. В породах VI категорий по буримости длина рейса 1,7 м при механической скорости бурения 1,3 м/час.

4. 3. В породах VIII категорий по буримости длина рейса составит 1,5 м при механической скорости бурения 1,03 м/час.

5. В породах IX категорий по буримости длина рейса составит 1,2 м при механической скорости бурения 0,48 м/час.

Технология бурения по полезному ископаемому

Определение контакта вмещающей породы с полезным ископаемым позволяет своевременно принять необходимые меры, обеспечивающие получение заданного выхода керна. Встреча полезного ископаемого – особенно ответственное мероприятие, так как мы используем одинарный эжекторный снаряд и общепринятой технологии бурения.

При бурении на месторождении Родниковое чаще всего контакт породы с полезными ископаемыми определяет по изменению механической скорости бурению а так же по изменению цвета струи промывочной жидкости, выходящей из скважины. В этх случаях необходимо учитывать возможные соотношения свойств породы и полезного ископаемого: 1) порода значительно тверже полезного ископаемого; 2) порода и полезное ископаемое не отличаются по твердости (буримости); 3) порода мягче полезного ископаемого; 4) порода и полезное ископаемое отличаются по цвету; 5) порода и полезное ископаемое практически не отличаются по цвету следовательно, изменение механической скорости следует учитывать в первом и третьем случаях.

Изменение механической скорости бурения фиксируем на регистрирующей аппаратуре с учетом вероятных изменений крутящего момента, мощности, давления промывочной жидкости.

Встретив кровлю полезного ископаемого, бурение прекращаем, скважину тщательно промываем, надежно заклиниваем керн, буровой снаряд поднимаем на поверхность. В процессе подъема проводим контрольный замер глубины скважины. Нельзя допускать оставление на забое кусков керна. При необходимости промывочную жидкость заменить.

В зависимости от физико-механических свойств полезного ископаемого выбираем наиболее подходящий тип колонкового снаряда. Колонковый снаряд тщательно собираем, регулируем. Технологический режим бурения устанавливаем в зависимости от свойств полезного ископаемого и типа колонкового набора.

При бурении месторождения Артемовское для повышения выхода керна полезного ископаемого проводим следующие мероприятия по повышению выхода керна:

1. Сокращать время работы коронки на забое, т. е. бурить укороченными рейсами при максимальной скорости углубки.

2. Ограничивать расход промывочной жидкости, снижая скорость потока между керном и коронкой.

3. Не применять затупившихся коронок и тех, у которых изношены внутренние подрезные резцы.

4. Не использовать искривление и деформированные колонковые трубы, а так же несоосные колонковые снаряды.

5. Тщательно заклинивать керн и предохранять его от ударов при подъеме снаряда и давления столба промывочной жидкости, находящейся в бурильной колонке.

6. Применять бурение «всухую» в маломощных сыпучих и рыхлых отложениях.

7. При неглубоком бурении в мягких породах применять безнасосное бурение с внутренней циркуляцией промывочной жидкости, бурение комплексами с гидротранспортом керна.

8. Использовать двойные колонковые снаряды (ВКС) различной конструкций и комплексы ССК и КССК, работающие при прямой схеме циркуляций.

9. Использовать одинарные эжекторные (ОЭС), двойные эжекторные (ДЭС) и другие колонковые снаряды, создающие обратную циркуляцию промывочной жидкости в призабойной зоне.

10. Применять бурение с обратной циркуляцией по всему стволу скважины.

11. Перебуривать отложения минеральных солей с промывкой насыщенными растворами этих же солей.

12. Разрабатывать организационно-технические и технологические мероприятия по встрече и перебуриванию пласта (залежи) полезного ископаемого.

На повышение выхода керна и качества работ большое влияние оказывает квалификация бурового персонала, изучение передового опыта в аналогичных условиях.

Мероприятия по проводке скважин по заданной трассе

При проводке скважины может произойти искривление ствола скважины от заданного направления. Чтобы предупредить искривление ствола скважины необходимо проводить мероприятия по предупреждению искривления скважины, а также проводить мероприятие по борьбе с искривлением скважины.

Изменение направления оси скважины в пространстве называется искривлением. Искривление бывает естественное и искусственное.

Непреднамеренное искривление скважины, вызванное геолого-техническими принципами, называется естественным, преднамеренное искривление скважины с помощью технических средств или технологических приемов называется искусственным.

При искривлений скважин увеличивается расход бурильных труб в результате более интенсивного их трения о стенке скважины; нарушается рациональная технология бурения; растет потребляемая мощность; возникает осложнения в процессе бурения; увеличивается число аварий; затрудняется их ликвидация; становится невозможным спуск обсадных труб, преждевременно изнашивается буровое оборудование. Иногда такие скважины не удается пробурить до проектной глубины.

В нашем случае для уменьшения интенсивности искривления скважин необходимо следующее:

1. Бурение скважин вести по типовым трассам, построенным на основании закономерностей естественного искривления.

2. Скважину крепить обсадными трубами при пересечении сильнотрещиноватых зон, больших трещин, каверн и т.п.

3. Буровой станок устанавливать по уровню, шпиндель и направляющую трубу по угломеру, а азимут задавать по провешенному с помощью всех направлении.

4. Использовать буровые снаряды повышенной жесткости, увеличенной длины и диаметра.

5. Применять буровой инструмент, соответствующий условиям бурения, существующим стандартам и допускам. Составные части бурового снаряда должны иметь положенные допуски, концентрическую нарезку резьбы с выдержанными ее параметрами, не превышать норм изгиба, износа и т.д.

6. Бурение вести при оптимальных режимных параметрах, добиваясь высокой механической скорости.

Так же необходимо производить замеры по определению зенитных и азимутальных углов, т.е. инклинометрию. Инклинометрию выполняем ежесменно с помощью инклинометра И-6 (через каждый 50м).

Скважинный прибор состоит из четырех основных узлов: чувствительного элемента зенитных и азимутальных углов, передающего механизма, реле времени, свечного моста.

Все узлы смонтированы в металлической гильзе, заполненной смесью трансформаторного масла с керосином.

Техническая характеристика И-6

Диапазон измерения зенитных углов, градус…………….0,45

Погрешность измерения, градус:

зенитных углов…………………………………………….± 0,5

азимутов (при зенитных углах не менее30)………………. ± 4

Число измерений за спуск в скважину………………………1

Максимально допустимое внешнее гидростатическое давление, кг с/см2.350

Максимально допустимая температура окружающей среды, 0С….100

Время срабатывания реле времени, мин:

максимальное…………………………………….55

минимальное……………………………………….12

Габаритные размеры скважинного прибора, мм:

наружный диаметр…………………………………48

длина удлинителя.………………2160

Масса скважинного прибора, кг……………………………………….13

4.5 Выбор бурового оборудования и инструмента

В процессе бурения геологоразведочных скважин используется комплекс оборудования, механизмов и устройств.

Выбор и комплектования бурового оборудования, которое для данного района окажется наиболее экономичным, имеет важное значение.

Буровое оборудование работает в различных геолого-технических условиях и в процессе эксплуатации испытывает различные нагрузки.

Поэтому все выбранное оборудование оценивается проверочными расчетами.

Буровую установку выбираем с учетом глубины скважины, начального и конечного диаметра скважины, угла наклона скважины, обеспеченности района работ энергий. Для бурения проектируемой скважины с проектной глубиной м, начальным и конечным диаметром бурения 93 и 59 мм, углом наклона 700 выбираем буровую установку УКБ- 4П предпочитая его как более современную и совершенную.

Установка УКБ- 4П(установка колонкового бурения 3 класса) в ее состав входит мачта и собственный транспорт. Внутри здания расположен буровой станок СКБ-4П, обеспечивающий в бурении вертикальных и наклонных скважин твердосплавными и алмазными колонками. Станок включает в себя силовой привод (электродвигатель), Фрикционную муфту скрепления, коробку передач, вращатель и лебедку. Перечисленные узлы смонтированы на основании, которое может перемещаться относительно неподвижной рамы с помощью гидросистемы.

Коробка передач позволяет получить восемь скоростей вращения и две обратные. Станок имеет лебедку планитарного типа, шпиндельный вращатель и усовершенствованную систему автоматического перехвата ведущей трубы в процессе бурения.

Насос НБЗ – 120/40 – горизонтальный, плунжерный: оснащен пятью коробкой передач, асинхронным двигателем типа А02 – 51-4 мощностью 7,5 квт.

Таблица 5 - Техническая характеристика буровой установки УКБ-4П

Буровой насос НБЗ-120/40

Буровой насос НБЗ-120/40 предназначен для подачи под давлением промывочной жидкости в буровую скважину.

Таблица 6 - Техническая характеристика бурового насоса НБЗ-120/40

Выбор буровой вышки и бурового здания

Буровая мачта БМТ-4

Буровое здание и мачта смонтирована на сварном металлическом основании, имеющим полозья для перевозки установки волоком на близкие расстояния и специальное устройство для соединения с транспортной базой при перевозке на конском ходу на большие расстояния. Смонтировано здание металлической конструкции панельного типа, установленную на общем с мачтой основании. Здание имеет 2 выхода: торцевой для выноса бурового снаряда и боковой - запасной выход.

Буровая мачта предназначена для ведения спускоподъемных операций в процессе бурения скважины. Мачта представляет собой одностержневую, трубчатую конструкцию, шарнирно-поддерживающаяся на подносе. Мачта снабжена кранблоком, рассчитанным на работу тракторной талевой оснасткой.

Таблица 7 - Техническая характеристика буровой мачты БМТ-4

Транспортная база ТБ-15 и буровое здание ПБЗ-4

Буровое здание ПБЗ-4 защищает буровую бригаду и оборудование от воздействия атмосферных осадков и окружающей температуры воздуха, создает комфортные условия для обслуживающего персонала.

Транспортная база ТБ-15 позволяет быстро и мобильно перевозить буровое оборудование на новую точку.

Таблица 8 - Техническая характеристика ТБ-15 и ПБЗ-4

Выбор бурового инструмента

Колонковый набор при твердосплавном бурений состоит:

1. твердосплавная коронка М5-9, колонковая труба диаметром 89 мм и длиной 1,5 м, фрезерный переходник П150/89;

2. твердосплавная коронка СМ6 – 76, колонковая труба диаметром 73 мм и длиной 4-6 м, фрезерный переходник П150/73.

При бурении одинарным эжекторным снарядом набор состоит из таердоспланой коронки СА4-46 и одинарного эжекторного снаряда ОЭС-44

Колонковый набор при алмазном бурений состоит: алмазная коронка 01А3 – 46 и одинарного колонкового снаряда

Выбираем бурильные трубы ниппельного соединения ЛБТН - 42.

Техническая характеристика ЛБТН-42

Наружный диаметр труб D 42

Толщина стенки труб δ 8

Наружный диаметр: ниппеля 42

Внутренний диаметр ниппеля 15

Масса 1 м трубы с ниппелями, кг 2,5

ЛБТН изготовляются прямостенными без высадки концов. Ниппели, замки изготовляют из стали 40ХН, а муфты из стали 36Г2С. Профили резьб ниппелей выполнен стабилизирующий хвостовик.

Для передачи вращения от шпинделя станка к буровому снаряду применяем ведущую трубу диаметром 54 мм.

Для подачи промывочной жидкости от насоса через нагнетательный рукав во вращающуюся колонку бурильных труб выбираем сальник типа СА. Сальник СА позволяет бурить на высоких частотах вращения бурильной колонны.

Техническая характеристика сальника СА

Давление промывочной жидкости, кгс/см2…………….……………….80

Максимальная частота

Вращение снаряда, об/мин…………………………………….…….1200-1500

Диаметр отверстия ствола, мм………………………….………….…….22

Присоединительная резьба переходника…………….….Замковое З-П-50

ГОСТ 79/8 – 75

Длина, мм………………………………………………………….….400

Масса, кг……………………………………………………………….9,8

Для крепления ствола скважины до глубины 4,5 м применяем обсадные трубы диаметром 89 мм и длиной 1,5 и 3 м соединенных между собой ниппелями.

Для дальнейшего крепления 25 м применяем обсадные трубы диаметром 73 мм и длиной 4 и 6 соединенных между собой ниппелями

Вспомогательный инструмент для СПО

Применяем следующий перечень ключей для свинчивания и развинчивания колонковых, обсадных и бурильных труб:

1.Шарнирные ключи для бурильных труб состоящие из двух скоб, соединенных между собой шарнирно на осях и рукоятки, размером 50 мм.

2. Шарнирные ключи для обсадных и колонковых труб принципиально на отличаются от шарнирных ключей для бурильных труб и состоящий из трех скоб и рукоятки, двух съемных сухарей. Шарнирный ключ имеет размер 73/89 мм.

3. Ключи короночные типа КК предназначенные для навинчивания и развинчивания твердосплавных и алмазных коронок, колонковых труб и других деталей колонковых наборов. Применяемые короночные ключи имеют следующие размеры: 59 76, 93 мм.

4. Универсальные шарнирные ключи типа КШ предназначены для твердосплавных, алмазных коронок, корпусов кернорвателей, переходников, колонковых, обсадных и бурильных труб. Применяемые ключи типа КШ имеют следующие размеры: 59 76, 93 мм.

5. Отбойные ключи для замков и ниппельной служат для захвата деталей замков и ниппелей за прорезы. Применяем отбойные ключи М3-50.

При спуске колонны обсадных труб в скважину применяем хомуты размером 73 и 89 мм.

Для механизации спуско-подъемных операций применяем следующие инструменты:

1. Элеватор, МЗ-50-80-1 разработанная на базе элеватора ЭШ- СКБ «Геотехника» и предназначен для проведения спускоподъемных операций в комплексе с наголовниками стержневого типа.

Техническая характеристика элеватора МЗ 50-80-1

Бурильные трубы муфтово-замкового соединения диаметром, мм….50

Размеры, мм:

высота.….….……………….540 ширина…………….……….………214

Грузоподъемность(номинальная), m…………….…………….….…….10

Масса¸ кг:

элеватора……………………………………………25,6

наголовника……………………………………………….4

2. Труборазворот РТ-1200 предназначена для свинчивания и развинчивания бурильных труб.

При спускоподъемных операциях применяем стальной канат диаметром 15 мм типа 15,0 ГЛ - 1 - ЖС – И – 180.

Выбор средств механизации и контрольно- измерительной аппаратуры

В процессе бурения параметры режима бурения должны быть взаимосвязаны, чтобы обеспечить оптимальную механическую скорость бурения и минимальный расход алмазов. Достижение оптимального сочетания режимных условий бурения – сложная задача, решение которой зависит от состояния и технического уровня бурового оборудования и показания контрольно-измерительных приборов.

Мною было выбрано контрольно-измерительная аппаратура «Курс 411».

Контрольно-измерительная аппаратура «Курс-411», комплектующая буровую установку УКБ-4П, предназначена для измерения регистрации параметров бурения геологоразведочных скважин. Она разработана СКБ «Геотехника» и изготавливается опытным заводом «Геоприбор» и «Геотехника».

Техническая характеристика «Курс-411»

Диапазоны измерения:

массы бурового снаряда, кг………………………………….……0-5000

усилия на крюке, кгс……………………………………….0-8000

осевой нагрузки на породоразрущающий инструмент, кгс….….0-3000

давления промывочной жидкости, кгс/см2………………….0-100

расхода промывочной жидкости, л/мин……. … …… ….0-150;

0-300

механической скорости бурения, м/ч……………………………….0-15

Основная приведенная погрешность измерения, %.4,0

Напряжении питания, В…………………………… ………………….380

Частота питающего тока, гц….……………………………………….50

Потребляемая мощность, В*А………………………………….150

Температура, 0С:

Окружающего воздуха………….….….от-10до+40 промывочной жидкости………………………………….от 0 до + 40

Относительная влажность при температуре окружающего воздуха +25 0С, %.До 95

Размеры пульта показывающих приборов, мм……………700х650х300

Масса пульта, кг……………………

4.6. Проверочные расчеты

Проверочный расчет двигателя

Мощность двигателя, необходимая для бурения складывается из следующих условий

Nдв, (10)

где Nxв – мощность затрачиваемая на холостое вращение двигателя

- мощность затрачиваемая на разрушение горной породы

 - мощность затрачиваемая на преодоление сил трения

- к.п.д.

 = 0,8.

Мощность Nxв на холостом вращении двигателя рассчитывается по формуле:

Nxв = (6,17 *10- 72 – 1,25*10-4-4*10-2)l, кВт (11)

где  - частота вращения двигателя = 1100 об/мин

∟ - длина скважины ∟ = 430 м

Nxв = (6,17 *10- 7* 11002 – 1,25*10-4* 1100 – 4*10-2)* 40 = 6,5 квт

Мощность затрачиваемой на разрушение горной породы на забое  рассчитывается по формуле:

 = 0,6 * 10-6 МРn (R + R1) кВт (12)

где М – коэффициент трения (0,25 – 0,3)

R и R1 – наружный и внутренний радиусы коронки, м

Р – осевая нагрузка, Н

N – частота вращения двигателя, об/мин

 = 0,6 * 10-6 *0,3*10800* 1100 (2,3+ 1,6) = 8,3 квт

Мощность затрачиваемая на дополнительные нагрузки Nдоп рассчитывается по формуле:

Nдоп = 3,4 *10-6 * f nР, кВт (13)

где, f – стрела прогиба

f = 0,31

 =,4 *10-6 * 0,31 * 1100 * 10800 = 1,25 квт

=

Исходя из вышеприведенных расчетов, делаем вывод:

Расчетная мощность двигателя не превращает паспортную мощность двигателя, так как 20,1>40 квт. Следовательно двигатель обеспечит нормальный процесс бурения. Проверочный расчет насоса

Мощность на привод бурового насоса рассчитывается по формуле:

Гидравлическая мощность

N = Pg QH/1000 η (14)

где Р – плотность жидкости, кг/м3

Q – подача насоса, м3/с

Н – напор насоса, м Н = 120 м

Η – коэффициент наполнения (0,8 – 0,9)

g – 9,8 м/с2

Для того чтобы рассчитать мощность бурового насоса необходимо определить подачу насоса, которая определяется по формуле:

Q = П D2 Snm/4000 (4.22)

где, D – диаметр плунжера, см

S – длина хода плунжера, см

n- число ходов плунжера в 1 мин

m – число плунжеров

Q = 3,14 * 6,32 * 6 * 146 * 3/4000 = 1,36 л/с = 0,00136 м3/с

 = 1000 * 9,8 * 0,00136 * 120/1000 * 0,8 = 1,9 квт

Мощность с учетом потерь

 = К * /h (15)

где, К- коэффициент запаса мощности

 = 1,1 * 1,9/0,8 = 2,6 квт

Исходя из вышеприведенных расчетов, делаем вывод:

Расчетная мощность двигателя насоса НБ3-120/НО ТК 2,6 < 7,5 квт

Следовательно, насос обеспечит процесс промывки скважины.

Буровые установки комплектуются буровыми насосами. При бурении разведочных скважин используется поршневые и плунжерные насосы, последнее время преимущественно плунжерный. Производительность и давления нагнетания выбранного типа насоса должны обеспечивать необходимый расход промывочной жидкости и преодоление гидравлических сопротивлении, особенно при узких кольцевых пространствах, характерных для колонкового бурения, что является обязательным условием для успешного бурения скважин. В связи с громоздкостью расчетов расчет расхода и давления промывочной жидкости в скважине предлагается проводить по программе «QPN», разработанный на кафедре «Технология и техника бурения скважин» Казахского Национального Технического университета.

Ниже приведен порядок расчета и расчетные формулы:

А. расход промывочной жидкости

Необходимый расход определяется из условия полного выноса шлама с забоя скважины:

Q = π/4(D2-d2)υ, (16)

где D – наибольший диаметр скважины (принимается по внутреннему диаметру обсадной трубы у устья скважины);

d – наружный диаметр бурильных труб;

υ – необходимая скорость восходящего потока.

Необходимая скорость восходящего потока определяется по формуле:

υ = U+C, (17)

где U – скорость падения частиц шлама расчетного размера промывочной жидкости;

С – необходимая скорость выноса шлама из забоя;

Скорость падения частиц:

U = а * К √ dр(δ/ρ-1)1 sin α (18)

где α – коэффициент учитывающий вязкость жидкости принимается:

α=3√μ/η (19)

где μ – коэффициент вязкости воды;

η – коэффициент вязкости бурового раствора;

К – коэффициент формы частиц принимается равным 2,5;

Δ – плотность частиц породы;

dр – расчетный размер частиц;

α – угол наклона скважины к горизонту.

Чем больше рассчитаны диаметр частицы и чем более изометричную форму она принимает, тем труднее такая частица уносится с забоя. Чтобы подаваемый расход полностью уносил шлам с забоя, необходимо, чтобы скорость потока жидкости была не меньше, чем скорость падении в этой жидкости наиболее крупных частиц попадающих на забой. Такими частицами являются частицы, смываемые потоком жидкости с керна (по сравнению с которыми частицы, образующиеся при бурении, ничтожно малы). Частицы керна попадают на забой лишь в том случае когда они проходят сквозь зазор между керном и короночным кольцом. Величина этого зазора равна:

Dзв= (Dкн – Dв)/2 (20)

где Dкн – внутренний диаметр короночного кольца;

Dв – внутренний диаметр коронки.

Однако попавшая на забой частица будет выносится потоком жидкости только в том случае, если она проходит через наружный кольцевой зазор, т.е. между стенками скважины и короночным кольцом. Величина этого зазора равна:

dзв= (Dн – Dкн)/2, (21)

где Dн и Dкн – соответственно наружные диаметры коронки и короночного кольца.

Таким образом чтобы выполнить поставленные условия, необходимо за расчетный размер частицы dр принять dз, если dзв< dзн или dзн если dзв ≥ dзн.

Необходимая скорость выноса частиц определяется, исходя из условий недопущения создания слишком большой концентрации шлама в восходящем потоке жидкости, так как при остановке насоса шлам может осесть и прихватить колонковую трубу. За счет шлама плотность жидкости в восходящем потоке больше, чем в нисходящем. Максимально допустимое увеличение плотности Δр принимают равным 10кг/м3 для воды и 30 кг/м3 для глинистого раствора (глинистому раствору соответствует большое значение, так как принимается в расчет его способность образовывать структуру, препятствующую падению частиц на забой).

Исходя их упомянутых условий скорость выноса определяется так:

С=((D2H – b*D2B)(δ-ρ) V)/((D2H-d2H) Δρ*1.25) (22)

где b- коэффициент выхода керна (b = 0,7÷0,8);

V – скорость бурения;

Δρ – разность плотности восходящего и нисходящего потоков;

dH – наружный диаметр бурильных труб;

1,25 – коэффициент, учитывающий вращение бурильной колонны.

Б. Потери давления в циркулярной системе.

Суммарные потери давления складываются из составляющих, образующихся на следующих участках:

- в гладкой части бурильных труб – Р1;

- между колонковой трубой и керном – Р2;

- между колонковой трубой и скважиной -Р3;

- между бурильными трубами и скважиной в ее нижней самой узкой части – Р4;

- между соединениями бурильных труб и стенками скважин в ее наиболее узкой (нижней) части – Р5 (в остальных частях потерями давления между соединениями и стенкой скважины пренебрегаем вследствие малой величины этих потерь);

- между бурильными трубами и стенкой скважины на втором снизу участке –Р6;

- между бурильными трубами и стенкой скважины на третьем снизу участке – Р7;

К потеря давления на участках 1-7 необходимо еще добавит потери внутри соединений бурильных труб Рс, также потери давления, возникающие за счет разности удельных весов нисходящего и восходящего потоков промывочной жидкости -РΔ.

Таким образом суммарные потери давления составят:

Рi=i=i7∑Pi+Pc+PΔ. (23)

где i – номер участка (i = 1÷7).

Для нахождения потерь давления на участках 1-7 пользуются формулой Дарси-Вейсбаха:

Рi=λi*(ρυ2iLi/2(Di-di)) (24)

где υi - скорость жидкости на данном участке;

Li – длина канала на этом участке;

Di – наружный диаметр кольцевого канала прохода жидкости;

di – внутренний диаметр;

λi – коэффициент гидравлических сопротивлений.

Скорость потока жидкости:

υi = Q/Fi (25)

Fi – площадь канала, которая определяется по формуле:

F1 = π/4(D12 – d12) (26)

На различных участках D1 и d1 различны. На первом участке D1 есть внутренний диаметр бурильных труб – dв, а d1.

В этом случае:

F1 = π/4D12 (27)

На втором участке:

D2 – внутренний диаметр колонковой трубы,

d 2 – диаметр керна.

На третьем участке:

D3– диаметр скважины на нижнем участке

d Н– наружный диаметр колонковой трубы.

На четвертом участке: (28)

d 4 - наружный диаметр бурильных труб.

На пятом участке D3 определяется с учетом увеличения диаметра ствола скважины в ходе бурения:

D5 = DН + + V/0.5 (29)

где V – скорость бурения.

Данная формула учитывает что чем больше скорость бурения (мягкие породы), тем больше разработка. При V = 0,0005 м/с (1,8 м/ч) разработка принята равной 0,0001 т.е. 1 мм.

В качестве d 5 – в данном участке принимается наружный диаметр соединении d сн.

На участках 6 и 7, D6 и D7 равны диаметрам скважины на втором и в третьем с низу интервалов, а d 6 и d 7 равны d н.

Чтобы найти коэффициент гидравлического сопротивления λi, определяют число Рейнольдса:

Rei=(υi ρ(Di-di))/(η[1+τ0(Di+di)/σηυi]), (30)

где η – коэффициент динамической (для воды) или структурной (для глинистых растворов) вязкости;

τ0 – динамическое сопротивление сдвига (для воды τ0 = 0).

При течении воды по канала круглого сечения, если:

a) Rei <2300, то λi = 64/ Rei (31)

б) 2300 ≤ Rei ≤105, то λi =0,23((1,9*10-6/ Di)+(1/ Rei)0,226 (32)

в) Rei <105, то λi =0,0121/ Di0,226 (33)

При течении воды по каналу кольцевого сечения, если:

a) Rei <2300, то λi = 64(1-аi)2/ Rei 1+ аi + (1- аi2)/1 n аi (34)

где аi = di/Di (35)

б) 2300 ≤ Rei ≤105, то λi =0,02+1.7/√ Rei (36)

в) Rei <105, то λi =0,024 (37)

При течении глинистого раствора по каналу круглого сечения, если:

a) Rei <2300, то λi определяется по формуле (61)

б) 2300 ≤ Rei ≤1500, то λi =0,08/7 √Rei (38)

в) Rei <1500, то λi =0,021 (39)

При течении глинистого раствора по каналу кольцевого сечения, если:

a) Rei <1100, то λi = 34,5/ Rei

б) 110 ≤ Rei ≤8000, то λi =0,12/7 √Rei (40)

в) Rei <1500, то λi =0,021 (41)

Расчет бурильной колонны

Бурильная колонна во время работы, как уже отмечалось, испытывает значительные нагрузки, что может вызвать их отказ. Поэтому выбранная колонна труб проверяется расчетами, при которых учитываются различные условия работы труб. Наиболее тяжелые условия при сооружений глубоких скважин, когда осевая нагрузка создается весом нижний сжатой части бурильной колонны, а верхняя часть колонны растянута под действием ее собственного веса.

Сущность расчета заключается в определении запаса прочности бурильной колонны в трех характерных сечениях:

- сечение I-I - у устья скважины, где максимальные величины могут достигает напряжения и кручения.

- сечение II-II – «нулевое сечение»¸ где имеет место смена сжимающих напряжений на растягивающие, и поэтому расчет должен производиться на усталость материала бурильных труб.

- сечение III-III – у забоя, где достигают максимум напряжения сжатия и изгиба.

При этом сечения I-I и III-III запас прочности не должен быть меньше 1,7, а в сечении II-II – 1,3.

В связи с большим числом факторов, влияющих на работу бурильной колонны и объема расчетов, проверочный расчет бурильной колонны на прочность предлагается проводить с помощью ЭВМ по программе «RBT» разработанной на кафедре «Технологии и техники бурения скважин» Казахского Национального Технического университета.

Порядок расчета и расчетные формулы:

А. Геометрические параметры бурильных труб и скважин.

Площадь сечения бурильных труб:

Fт = π/4(d2н – d2в), (42)

где dн и dв соответственно наружный и внутренний диаметр бурильных труб.

Момент инерции сечения бурильных труб:

Iт = π/64(d4н – d4в), (43)

Полярный момент сопротивления сечения бурильных труб:

Wр = π/16 * dн (d4н – d4в), (44)

Площадь забоя:

F3 = π/4 (d23 – d2к), (45)

где d3 – диаметр скважины у забоя

dк – диаметр керна

В. Длина сжатой части буровой колонны и расстояния от трех характерных сечений до «нулевого» сечения.

Длина сжатой части колонны:

Х = С/αq (1-γ ж/γм) cos (90 – φ), (46)

где С – осевая нагрузка;

q – вес одного метра бурильной трубы;

α – коэффициент учитывающий увеличение веса бурильных труб за счет соединения;

γ ж и γм – плотности, соответственно бурового раствора и бурильных труб;

φ – угол наклона скважины к горизонту.

Расстояние до «нулевого» сечения (продольные напряжения равны нулю).

от сечения I: Z1= H – X, (47)

где Н – расстояние от забоя до сечения I (глубина скважины)

от сечения I I: Z11= 0 (48)

(от нулевого сечения до него же);

от сечения I I I: Z111= -Х (49)

В. Мощность на буровом валу.

Забойная мощность

N3= fK1K2Cn*((d3-dk)/2), (50)

где f – коэффициент трения коронки о забой

K1 – учитываемая мощность, расходуемую на разрушение забоя;

K2 – учитываемая мощность на преодоления трения боковой поверхности коронки о стенки скважины;

N - частота вращения;

C - осевая нагрузка.

«Дополнительная» мощность (из за трения сжатой части бурильной колонны о стенки скважины):

Nд= 8 * 10-4 Cn. (51)

Мощность на холостое вращение бурильной колонны:

Nx=2.5*10-1*α1 α2 α3 (0.0009+0.2δc)αqdIIn1.88(z+x)0.75(1+μcosφ), (52)

где α1, α2, α3 и μ (см. таб. 1,2,3), причем α1, - учитывает вид соединении; α2 – вид контактной среды; α3 – сложность разреза скважины;

μ – увеличение затрат мощности при бурении горизонтальных скважин (μ=0,44)

δc- Средний зазор между скважиной и бурильной колонной.

Таблица 9 - Коэффициент α1, зависящий от типа соединений

Таблица 10 - Коэффициент, зависящий от трения бурильной колонны о стенки скважины в различных средах

Таблица 11 - Коэффициент, зависящий от сложности разреза скважин (α3)

Мощность на холостое вращение Nx считается для каждого из трех характерных сечений (с учетом значений δc и Z).

δc = (((b1d2+b2d3)-dH)*0.5, (53)

где дробь в скобке означает собой средний диаметр скважины ниже рассматриваемого сечения;

b1 b2 b3 – длина участков скважины, имеющих разные диаметры (d2 d3)

Для сечения I – I:

- участок большего диаметра:

b 11 = Н-h (54)

где h- длина нижней части скважины с диаметром d3.

- участок меньшего диаметра:

b 21 = h (55)

Сумма обоих участков

b 31 = Н (56)

Для сечения I I - I I:

- если Х> h, то

b III = h -Н (57)

b 2 II = h (58)

 b 3 II = Х (59)

- если Х< h, то

b III = 0 (60)

b 2 II = b 3 II = Х (61)

Для сечения I I I - I I I условно (с учетом особенностей программы) применяется:

B1 III = b 2 III=1 (62)

b 3 III = 2 (63)

Суммарная мощность:

Nc=N3β+Nx+Nд*βд (64)

где β и βд учитывают боковое трение нижней части о стенки скважины.

Для сечения I и II это трение приводит к проявлению «дополнительной» мощности, тогда как для сечения III - III Nд не рассчитывают и поэтому в сечении I и II β = βд=1. Для сечения III βд=0. однако, чтобы учесть трение колонкового снаряда, принимается β=1,5.

Г. Осевое усилие в колонне бурильных труб (в характерных сечениях) и длина полуволны изгиба

Осевое усилие:

С =α qz(1-γж/γм)cos(90 –φ), (65)

Длина полуволны изгиба бурильной колонны:

I=π√g/ω√(0.5z+√0.52z2+Elω2/qg), (66)

где g – ускорение свободного падения;

Е – модуль продольной упругости материала бурильной колонны;

ω – угловая скорость вращения, ω = πn/30.

Д. Напряжение в бурильной колонне

Осевое напряжение:

σ =G/Fт (67)

Касательная напряжения:

τ = Nc/ ωWт (68)

Изгибающее напряжение:

σ и=(Еεdc/2)*(π/1)2 (69)

где σ – стрела прогиба бурильной колонны в характерном сечении скважины с диаметром dм, σ = dм- dн)/2.

Суммарное напряжение (рассчитывается для сечения I и I I):

σ∑=√(σи+‌‌‌‌‌׀σ ‌‌׀)2+4τ2 (70)

где ‌‌‌‌‌׀σ׀ - абсолютное значение осевого напряжения.

Е. Запас прочности

- для труб замкового соединения:

m=σт/σ∑ (71)

где σт – предел текучести материала бурильных труб продольной деформации.

- для труб ниппельного соединения:

m = σт/ 1,5σ∑, (72)

где коэффициент 1,5 учитывает концентрацию местных напряжений в резьбах, которые могут оказаться на гребне полуволны.

При замковых (муфтово-замковых) соединениях в случае расположения соединения на гребне полуволны резко уменьшается стрела прогиба, так как наружный диаметр замка больше, чем бурильной трубы. Таким образом, в рассматриваемом случае уменьшение σ компенсирует концентрацию местных напряжений.

Запас прочности в сечении II – II («нулевом») равен:

- для труб муфтово - замкового соединения запас прочности по напряжению изгиба:

m = σв/ σи (73)

где σв - предел выносливости материала бурильных труб.

- для труб этого же типа запас прочности по напряжению кручения:

mτ =τТ/τ (74)

где τТ предел текучести материала бурильных труб при кручении.

- для труб ниппельного соединения, исходя из соображении рассмотренных выше,

mσ = σв /1,5 σи (75)

mτ =τТ/1,5τ (76)

Итоговое значение запаса прочности в сечении II-II

Страницы: 1, 2, 3, 4