Методические указания по выполнению курсового проекта

Введение

Во введении указать значение разведуемого полезного ископаемого в народном хозяйстве страны, с какой целью проектируются буровые работы и, конкретно, данные скважин, на основании которых выполняется курсовой проект.

Геолого-методическая часть

1. Географо--экономическая характеристика района работ

В данном разделе указываете географическое положение района работ, административная подчинённость. Приводятся сведения об экономике района, промышленности, сельском хозяйстве, путях сообщения, наличия государст-венных электросетей, рельефа местности, речной системы, климата.

2. Обзорная карта района работ

3. Краткая геологическая характеристика участка.

Приводится описание осадочных, эффузивных, метаморфических и интру-зивных горных пород. Наличие - водоносных горизонтов, их дебиты. Полезные ископаемые, их физико-механическая характеристика, глубина залегания, мощ-ность. Методика разведки, глубина скважины, минимальный диаметр керна, отбор керна. Документация керна.

Техническая часть

1. Физико-механические свойства горных пород

Приводится характеристика горных пород по физико-механическим свой-ствам. Данные физико- механических свойств сводятся в таблицу №1.

Таблица №1

Шкала глубин	Геологи- ческая колонка	Название пород	Мощность слоя, м	Категория пород	Коэф-ент абразив- ности	Степень абразив ности
1	2	3	4	5	6	7

Твёрдость по штампу Р_{0 ,}МПа	Трещинова- тость	Поглоща- емость	Устойчи- вость	м	Группа по отбору керна
8	9	10	11	12	13

Указываются зоны возможных осложнений при бурении.

2. Проектная конструкция скважины.

2.1. Производится выбор рационального способа бурения в данных усло-виях - твёрдосплавное, алмазное, бескерновое, ударно-вращательное, ССК.

2.2. Составляется конструкция скважины. Выбор конструкции скважины производится в следующем порядке:

а) глубина скважины определяется глубиной залегания полезного ископае-мого плюс 10 15 м для проведения геофизических исследований;

б) устанавливается конечный диаметр скважины, обеспечивающий получе-ние керна допустимого диаметра и учитывающий диаметр геофизической аппаратуры;

в) установив конечный диаметр скважины, переходят к определению глубины спуска и диаметра обсадных колонн;

г) даётся графическое изображение проектной конструкции скважины.

При разработке конструкции скважины, выборе конечного диаметра скважины, шифра конструкции скважины следует пользоваться ([5] стр.10-18).

-9-

3. Выбор буровой установки

В зависимости от начального, конечного диаметра скважины, угла накло-на скважины, рельефа местности производится выбор, обоснование буровой установки и приводится её краткая техническая характеристика.

4. Технология бурения

4.1. С учётом физико-механических свойств горных пород, способа буре-ния и конструкции скважины выбирается и обосновывается породоразрушаю-щий инструмент по интервалам бурения - твёрдосплавные, алмазные коронки, долота. Приводится их техническая характеристика.

4.2. Очистной агент.

Выбирается в зависимости от физико - механических свойств буровых пород. Выбор очистного агента можно произвести по таблице 21 ([5] стр. 57) или таблице 2 ([2], стр 23÷26).

При выборе глинистого раствора приводится его характеристика – плот-ность, вязкость, водоотдача, суточных отстой, стабильность, содержание песка. Приготовление глинистого раствора. Приводится расчёт необходимого количества глины, воды, реагентов.

Необходимый объём глинистого раствора (V_р), в м³ для одной скважины может быть определено по формуле:

(1)

где: V_c - объём скважины проектной глубины, м³;

V_ос - объём очистной системы, м³;

V_п - потери промывочной жидкости, 3 6%-от объёма скважины, м³.

Количество глины (Q_г, кг), необходимое для приготовления раствора, определяется по формуле:

(2)

где: ρ_г - плотность сухой глины, (ρ_г = 2300 2600 кг/м³);

ρ_г.р - заданная плотность глинистого раствора, кг/м³;

ρ_в - плотность воды, кг/м³;

Требуемый объём воды (V_в) определяется по формуле:

V_в = ( - ) ; ; (3)

При алмазном бурении, если отсутствует поглощение промывочной жид-кости, рекомендуется применение эмульсионных растворов, позволяющих вести бурение с высокой частотой вращения бурового снаряда.

Для борьбы с поглощением промывочной жидкости следует выбрать аэрированные растворы. После выбора вида промывочной жидкости следует выбрать способ промывки скважины - прямой, обратный или комбинированный и вычертить схему промывки, схему циркуляционной системы. Также следует описать способ приготовления промывочной жидкости и выбрать оборудование для её приготовления. См. п.10.4.

4.3. Технологический режим бурения

В соответствии с физико-механическими свойствами горных пород, выбранным способом бурения и породоразрушающим инструментом рассчитываются: параметры режима бурения для каждого вида и диаметра породоразрушающего инструмента; глубина скважины; мощность двигателя

-10-

бурового станка; возможная частота вращения выбранного бурового станка; прочность бурильных труб; выход керна; искривление скважины.

Твёрдосплавное бурение

Нагрузка на буровую коронку (Р) определяется по формуле:

P = P₀· m; кН (4)

где: P₀ - нагрузка на один основной резец или вставку, кН;

m - число основных резцов или вставок.

Частота вращения бурового снаряда (n) определяется по формуле:

n = , об/мин; (5)

где: ν - окружная скорость вращения коронки, м/сек;

D_н - наружный диаметр коронки, м;

d_в- внутренний диаметр коронки, м.

Расход/количество промывочной жидкости ( ), подаваемой в скважину, определяется по формуле:

Q = 60 · ν_в· S , л/сек (6)

где: ν_в - скорость восходящего потока промывочной жидкости в затрубном

кольцевом зазоре, дм/сек;

S - площадь кольцевого зазора между стенками скважины и бурильными

трубами, дм².

Значения P₀, m, ν, D_н, d_в, ν_в см. по ([6],табл.23 и прл.6).

Алмазное бурение

Нагрузка на алмазную коронку (Р) определяется по формулам:

Р = k · P₀· S_т , кН (7.1) - при бурении трещиноватых и абразивных пород.

Р = P₀· S_т , кН (7.2) - при бурении монолитных, слаботрещиноватых

и малоабразивных пород.

где: k = 0,7÷0,8 коэф-нт, учитывающий трещиноватость и абразивность пород;

P₀- нагрузка на 1 см² алмазосодержащей площади торца коронки;

S_т - алмазосодержащая площадь торца алмазной коронки, см².

Значения: P₀, S_т - см. по ([6], стр. 164÷168).

Частота вращения коронки - главный параметр для повышения скорости алмазного бурения. С увеличением частоты вращения пропорционально возрас-тает механическая скорость. Поэтому следует стремиться бурить на максималь-но возможных для данных условий частотах вращения. На выбор рациональной частоты вращения оказывает влияние мощность двигателя бурового станка, тип бурильной колонны, применение антивибрационных средств, трещиноватость пород и другие факторы. Частоту вращения можно определить по формуле (5), окружная скорость принимается из таблицы 12.8 [6]. С целью рационального использования мощности двигателя определяется предельная глубина бурения на определённых частотах вращения бурового снаряда. Мощность двигателя, частота вращения, начиная от максимальной, приводится, при этом, из техни-ческой характеристики выбранного бурового станка.

-11-

Расчёты ведутся на частотах вращения до получения проектной глубины скважины по формуле:

L = , м; (8)

Обозначения приведены в разделе «Расчёт мощности двигателя бурового станка»

Расход промывочной жидкости производится по формуле (6), при этом величина расхода жидкости должна приниматься, исходя и возможности и характеристики бурового насоса, входящего в комплект буровой установки.

Принятые значения режима бурения должны быть сведены в таблицу №2.

Примечание: Расчёт частоты вращения, нагрузки на алмазную коронку можно вести по

формулам О.В.Иванова, С.Н.Тараканова, которые приведены в книгах[5, 2 и 6]

Таблица № 2

Интервал глубины, м	Тип коронки	Диаметр коронки, мм	Категория пород	Режим бурения
Интервал глубины, м	Тип коронки	Диаметр коронки, мм	Категория пород	Р, кН	n, об/мин	Q, л/мин
1	2	3	4	5	6	7

4.4.Предупреждения вибрации бурильной колонны.

Следует рассмотреть профилактические мероприятия предупреждения вибрации, а также активные меры, предусматривающие применение антивибра-ционных смазок бурильной колонны, эмульсолов и т.п. Эти меры рассмотрены в книге ([6] стр.176÷179).

4.5.Бурение по полезному ископаемому:

4.5.1. Необходимо определить группу полезного ископаемого по труд-ности отбора керна ([6] стр. 244÷245/231÷251);

4.5.2. Выбрать тип колонкового набора и режим бурения, момент встречи полезного ископаемого, предусмотреть мероприятия по повышению выхода керна;

4.5.3. Документация керна.

4.6.Направленное бурение. Измерение искривления скважины.

Следует выбрать инклинометр для замера, зенитного и азимутального уг-лов. Если требуется изменить направление скважины, следует выбрать способ искривления, буровой снаряд для направленного бурения, описать техноло-гию направленного бурения. Данные вопросы освещены в книге ([6], стр. 279÷309).

5. Выбор бурильных, колонковых, обсадных труб.

Следует производить в соответствии с рекомендациями, изложенными в книге ([5], стр.20÷40 или 6 стр. 60÷93).

После выбора труб следует произвести расчёт бурильных и обсадных труб на прочность.

-12-

5.1. Расчёт бурильных труб на прочность:

5.1.1. Расчёт верхней части колонны.

Напряжение растяжения, Ϭ_р, при подъёме в верхнем сечении подвешен-ной колонны бурильных труб для вертикальной скважины определяется:

, Па (9)

где: α - коэффициент, учитывающий соединения бурильных труб - для легко-сплавных - 1.26, для стальных труб ниппельного соединения - 1.05, для - сталь-ных труб муфтово-замкового соединения - 1.11;

L - глубина скважины, м;

g = 9,81 м/сек², ускорение свободного падения;

ρ_м - плотность материала труб, кг/м³;

ρ_ж - плотность промывочной жидкости, кг/м³.

Выполнить проверочный расчёт для материала труб по [6] табл.10.

Напряжение в верхней части колонны бурильных труб, передающей нагрузку на породоразрушающий инструмент Ϭ_рн для вертикальных скважин:

Ϭ_рн = α·g·(L - ℓ_сж)·(ρ_м - ρ_ж) , Па; (10)

Длина сжатой части, м , определяется по формуле:

ℓ_сж = (11)

где - Р - нагрузка на породоразрушающий инструмент, Н;

q – масcа 1 м бурильной трубы, в гладкой её части, кг.

Одновременно с растягивавшими напряжениями верхняя часть колонны в процессе бурения испытывает напряжение кручения, τ_кр, Па.

τ_кр = ; (12)

где: W_к - момент сопротивления при кручении, м³ по формуле:

W_к = ; (13)

где: d_ни d_в– наружный и внутренний диаметр бурильных труб, м;

М_кр- крутящий момент, Н·м.

М_кр= (14)

где: - мощность двигателя, Вт;

ɳ- КПД передач, ɳ= 0,8÷0,9;

- коэффициент перегрузки двигателя, (для Э/Д= 1.7÷2.2, а для ДВС= 1.1);

ω- окружная скорость, рад/сек.

(15)

n- частота вращения бурильных труб, об/мин.

Суммарное напряжение в верхней части , Ϭ_∑ в Па, определится по формуле:

Ϭ_∑ = ; (16)

-13-

Запас прочности колонны определится по формуле :

≧1.4 ÷ 1.7 (17)

Ϭ_Т - предел текучести материала бурильных труб, Па, по [6] табл.10

5.1.2. Расчёт нижней части колонны бурильных труб.

1. Напряжение сжатия, Ϭ_сж в Па, от гидростатического давления промывочной жидкости и нагрузки на породоразрушающий инструмент

Ϭ_сж= L·ρ_ж·g + , (18)

где: - глубина скважины, м;

ρ_ж - плотность промывочной жидкости, кг/м³;

Р - нагрузка на породоразрушающий инструмент, Н;

S - площадь сечения бурильной трубы, м².

2. Напряжение от продольного изгиба, Ϭ_из в Па, определяется:

Ϭ_из= (19)

где: W_и - осевой момент сопротивления изгибу, м³

W_и= (20)

где - f – стрела прогиба, м

f = (21)

где - I - осевой момент инерции, м⁴

I = ·( ─ ) (22)

где - Е - модуль упругости, Па, для стали Е = 2·10¹¹, для алюминия Е = 0.7·10¹¹, произведение Е·I является жёсткостью материала труб, см. [5]табл.43

где - ℓ₀ - длина полуволны, м

(23)

где - Z- длина сжатой части колонны бурильных труб, м

Z = (24)

где - Р - нагрузка на породоразрушающий инструмент, Н;

q- масса 1м бурильных труб, в гладкой её части, кг;

α - коэффициент, учитывающий соединение бурильных труб;

- угловая скорость, рад/сек

(25)

где - n – об/мин – частота вращения колонны бурильных труб.

3. Напряжение кручения, τ_кр в Па, определяется:

τ_кр = (26)

-14-

где - N₁= ( N_ном ─ N_хв), Вт- мощность двигателя за вычетом мощности на

холостое вращение.

Суммарное напряжение в нижней части колонны, Ϭ_Σ в Па определяется:

Ϭ_∑ = (27)

Запас прочности можно определить :

≧1.4 ÷ 1.7 (28)

Расчёт на выносливость следует произвести по [6]стр 87.

В конце расчётов следует сделать вывод относительно возможности исполь-зования запроектированных бурильных труб для бурения проектной скважины.

5.2. Расчёт на прочность обсадных труб.

Проверка прочности обсадных колонн проводится на разрыв в опасном сечении (в нарезной части) и на смятие ниток резьбы.

Допускаемая глубина спуска колонны обсадных труб , в м, из условия прочности на разрыв определяется:

L_p= ; (29)

Допускаемая глубина спуска колонны обсадных труб , в м, из условия прочности резьбы в опасном сечении на смятие.

L_см= ; (30)

где: S_{0 –} площадь опасного сечения трубы по резьбе, м²;

S₀ = · ( ) ; (31)

Для стали группы прочности «Д» Ϭ_Т = 372·10⁶, Па;

k - 1,5 2 - коэффициент запаса прочности;

D_{1 -}наружный диаметр трубы, м;

q – масса 1 м обсадных труб, кг/м;

d₁ и d₂ - наружный и внутренний диаметр резьбы, м.

5.3. В соответствии с конструкцией скважины следует выбрать и привести характеристику колонковых труб по ГОСТ 6238-77 ([7] стр. 58÷62)

5.4. Для соединения колонковых труб с бурильными трубами следует выб-рать переходники, указать их типоразмеры. Переходники следует выбирать по ГОСТ 8004-80. Характеристика колонковых труб, переходников приведены в книге ([7], стр. 73÷75).

5.5.Для сборки колонкового набора необходимо выбирать ключи и другой буровой инструмент в соответствии с типоразмерами колонкового набора.

Характеристика принадлежностей приведена в ([1], стр. 96÷97).

6. Буровое оборудование:

Буровой насос.

При выборе насоса производится расчёт производительности и рабочего давления насоса:

-15-

6.1.1.Производительность насоса (Q_Н), м³/сек.

= k ∙ ( - ) ∙ , (32)

где k = 1,2 1,3 - коэффициент, учитывающий потери жидкости;

D_скв - диаметр скважины, м;

d – диаметр бурильных труб, м;

- скорость восходящего потока, м/сек, по табл.3

Таблица №3

Тип породоразрушающего инструмента	Скорость восходящего потока, м/сек
	При промывке водой	При промывке глинистым раствором
Алмазные коронки Твёрдосплавные коронки Шарошечные долота Лопастные долота	0,5 0,8 0,25 0,6 0,6 0,8 0,6 1,0	0,4 0,5 0,2 0,5 0,4 0,5 0,6 0,8

6.1.2. Суммарные гидравлические потери (Р_Σ), в МПа

=k·( + + + + + ) (33)

где: Р₁- потери давления в бурильных трубах, в МПа

= 8.12∙ ∙ ∙ ∙ ∙ (34)

где: ρ₁ плотность промывочной жидкости, кг/м³;

Q- расход жидкости, м³/с;

λ₁= 0,02 0,025 – коэффициент трения жидкости о трубы;

L – глубина скважины, м;

d_{1 –}внутренний диаметр бурильных труб; м.

k = 1,3 1,5 – коэффициент возможного зашламования скважины.

Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильной колонной (Р₂), в МПа.

= 8,12∙ ∙ ∙ ∙ ∙ ; (35)

где: D_скв – диаметр скважины, м;

d - наружный диаметр бурильных труб, м;

ρ₂ -плотность выходящего потока жидкости, обогащённого шламом, кг/м³;

ρ₂= ρ₁+ (10 ÷ 30) (36)

λ₂= 0,03 0,035 - коэффициент гидравлических сопротивлений для

затрубного пространства.

Потери давления в элементах соединений бурильных труб (Р₃) в МПа.

=8.12 ∙ ∙ ξ ∙ ∙ ∙ (37)

где: - d_{0 -}внутренний диаметр элементов соединений (ниппелей, замков), м;

n_c -количество замковых/ниппельных соединений, шт.

= - количество замковых соединений, шт; (38)

-16-

= количество ниппелей в колонне, шт; (39)

ℓ_св и ℓ - соответственно длина бурильной свечи и бурильной трубы, м;

– коэффициент местного сопротивления.

(40)

- коэффициент, зависящий от типа соединений бурильных труб.

= 1,5 – для ниппельного соединения.

= 2,0 – для замкового соединения.

Р₄= 0,05 0,12 МПа – потери напора в колонковом наборе.

Р₅ = 0,5 МПа – потери напора при заклинивании керна.

Р₆ = 0,15 0,19 МПа - потери напора в нагнетательном рукаве и буровом

6.1.3.При промывке глинистым раствором возникают дополнитель-

ные потери на сдвиг раствора в момент включения насоса, в МПа.

1. В бурильных трубах:

= 4∙10^-5∙ τ ∙ (41)

2.В кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины.

= 4∙10^-5∙ τ ∙ (42)

где: τ = 0,3 0,4, динамическое сопротивление раствора сдвигу, кг/м².

3. Общие потери давления на сдвиг раствора:

= · ( + ) (43)

Т.о., исходя из выполненных расчётов, буровой насос должен развивать давление:

= + (44)

6.1.4. Мощность необходимая на привод насоса, в кВт.

= ∙ (45)

где – k_м = 1,1 1,2 - коэффициент запаса мощности;

ɳ – к.п.д. привода насоса (ɳ = 0,75 0,8).

После проведённых расчётов производится окончательный выбор бурово-го насоса, даётся его краткая техническая характеристика. Производится также выбор принадлежностей для насоса.

1. Бурового сальника.

2. Нагнетательного рукава.

3. Всасывающего рукава.

-17-

6.2. Расчёт мощности двигателя на приводе буровой установки.

Мощность на валу двигателя N_дв слагается из трёх частей: расхода мощ-ности на станке N_с, расхода мощности на вращение бурильной колонны N_хв и расхода мощности от осевой нагрузки N_р

6.2.1. Потери мощности на станке определяются, в кВт.

N_с= В_с·n + A_c (46)

Коэффициенты A_c и В_с принимаются в зависимости от типа бурового станка по табл.4.

Таблица №4

Тип бурового станка	A_c	В_с
ЗИФ- 1200МР ЗИФ- 650М СКБ-4 СКБ-5 СКБ-7	2,7 1,2 1,1 1,3 0	8,8·10^-3 8,8·10^-3 5,5·10^-3 5,0·10^-3 6,8·10^-3

где: A_c - потери мощности в трансмиссии; В_с - коэффициент потерь в станке.

6.2.2. Расход мощности на вращение бурильной колонны определяется, в кВт, по формулам (48) и (49). Выбор формулы зависит от результата формулы (47) служащей для определения пограничной частоты:

; об/мин (47)

N_хв = 1.8 (48) для низких частот

N_хв = k_c·(C₁·q_c·δ·n² + C₂ ·q_c ·d²·n)·L (49) для высоких частот

где - k_c - коэффициент, учитывающий антифрикционные свойства смазки и промывочной жидкости:

k_c = 0,8 – смазка КАВС + эмульсия;

k_c = 1,0 – смазка КАВС с водой;

k_c = 1,5 – при отсутствии смазки и эмульсии.

коэффициенты С₁и С₂ принимаются С₁= 2·10^-6 и С₂= 8·10^-4;

q_c - кг/м – масса 1 м бурильных труб с учётом соединений;

d – диаметр бурильных труб, м;

δ - зазор между стенками скважины и бурильными трубами, м.

δ = (50)

6.2.3. Расход мощности от осевой нагрузки определяется, в кВт

N_р= k_р·Р·n (51)

где: k_р = (0,24·δ + μ₀·R_ср)·10^-3 (52)

μ₀- коэффициент сопротивления движению коронки.

- для алмазных коронок.

- для твёрдосплавных коронок и долот.

-18-

R_ср - средний радиус породоразрушающего инструмента, м

для коронок R_ср = (53)

для долот R_ср = (54)

D_н - наружный диаметр коронки.

D_вн - внутренний диаметр коронки.

D_д - диаметр долота.

Т.о., затрачиваемая мощность двигателя бурового станка на бурение, находится как сумма результатов пунктов 6.2.1, 6.2.2. и 6.2.3, т.е. по формуле:

N_дв = N_с + N_хв + N_р (55)

6.2.4. Мощность на подъём бурового снаряда из скважины, в кВт, определяется по формуле.

(56)

где - Q_кр – нагрузка на крюке, кН;

- зенитный угол скважины;

- коэффициент трения стали о породу = 0,2 0,3;

- скорость вращения барабана лебёдки при подъёме, м/сек;

- количество рабочих струн талевой системы;

ɳ - кпд передачи = 0,85;

ɳ_тс - 0,9 ÷ 0,94 - кпд талевой системы (в зависимости от количества

роликов) талевой системы.

После произведённых расчётов делается вывод о возможности применения двигателя, входящего в комплект выбранной буровой установки и определяется коэффициент использования мощности двигателя (КИМ).

6.3. С целью сокращения времени на спуско-подъёмные операции следует рассчитать длину снаряда и количество свечей поднимаемых на определённой скорости вращения лебёдки.

L_i= (57)

где - ϑ_э - скорость подъёма элеватора, максимальная скорость подъёма принимается, по ПБ и ТБ не более 2 м/сек, скорость менее 2 м/сек рассчитывается по формуле (58)