МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ.
Курсовая работа по бурению.
Вариант № 27
Выполнил: студент
группы РМ-01-4
Москва 2003 г.
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. Выбор способа бурения и построение конструкции буровой скважины. 3
1.1. Выбор способа бурения . 3
1.2. Составление проектной конструкции скважины. 3
2. Выбор бурового оборудования и инструмента . 3
2.1. Выбор буровой установки. 3
2.2 Выбор бурового насоса. 4
2.3. Выбор технологического бурового инструмента . 4
2.4 Выбор вспомогательного и аварийного инструмента. 4
2.5. Выбор буровой вышки или мачты .. 4
2.6. Проверочный расчет буровой вышки. 5
2.7. Контрольно-измерительные приборы в разведочном бурении. 5
3.Технология бурения геологоразведочных скважин . 6
3.1.Выбор очистного агента. 6
3.2.Выбор параметров режима бурения. 6
3. Мероприятия по подержанию заданного направления скважины .. 7
4.Искривление скважин. . 7
4.1.Расчет проектного профиля направленной скважины. 7
5.Ликвидационное тампонирование. 8
1. Выбор способа бурения и построение конструкции буровой скважины.
1.1 Выбор способа бурения
При проведении разведочных скважин основным способом бурения является колонковый способ с его разновидностями: твердосплавным и алмазным. Я, в данном случае, выбираю твердосплавное, так как в моей скважине не встречаются породы выше VII категории.
Для сокращения затрат времени на спускоподъемные операции при бурении пород VI-X категории мы будем применять снаряд со съемным керноприемником (ССК-59).
1.2 Составление проектной конструкции скважины.
| Почвенный слой II |
3 м |
|
| Плотный песок III |
8 м |
Поглощение |
| Глина IV |
100 м |
Плотная |
| Глинистые сланцы VI |
100 м |
|
| Сурьмяно-ртутное месторождение VII |
86 м |
Трещиноватый |
| Известняк окремнелый X |
43 |
|
|
11 м
|
||
|
89 м
212 м
Глубина 312 м
2. Выбор бурового оборудования и инструмента
2.1. Выбор буровой установки.
Для решения нашей задачи необходим буровой станок СКБ-4 (твердосплавное бурение диаметром 93 до глубины 300 м., алмазное – до 500 м.)
2.2 Выбор бурового насоса.
Для выбранного нами бурового станка необходим буровой насос НБ3-120/40 для промывки скважин при бурении.
2.3. Выбор технологического бурового инструмента
Технологический инструмент – это инструмент, при помощи которого производится бурение скважин. К нему относятся: породоразрушающий инструмент (коронка), кернорвательное устройство, колонковая труба, переходники, бурильная колонна с ведущей трубой и буровым сальником.
Коронки.
Для моей скважины понадобятся следующие коронки: М 5(111 м), СА 5 (201 м), долото ТК 2,75-3,0 (для долота состав горной породы определяется по шламу).
Бурильные трубы.
Значение диаметра бурильных труб определяется соотношением:
Твердосплавное бурение
Dбт
=(0,6÷0,7) Dскв
Dскв
=93 мм
Dбт
=0,95*93=61 мм
Глубина скважины 312 метров, следовательно, выбираем для бурения набор бурильных труб СБТМ-50 (290 м), СБТМ-63,5 (11 м).
Состав колонкового набора.
Типовой состав – коронка, кернорватель, расширитель, колонковая труба, центратор, переходник, шламовая труба. Диаметр колонковой трубы – 89 мм., длина колонковой трубы – 6 м. В нашем варианте переходник не нужен, так как мы проводим бурение с отбором керна. Шламовая труба для нашего случая, я считаю, нужна, так как мы бурим достаточно глубоко и мощности насоса может не хватить. Для подачи очистного агента мы будем использовать сальник типа СВ.
2.4 Выбор вспомогательного и аварийного инструмента.
В состав вспомогательного инструмента входят:
Ключи шарнирные для бурильных труб
Ключи шарнирные типа КШ для обсадных колонковых труб
Ключи короночные типа КК для твердосплавных и алмазных коронок
Ключи гладкозахватные типа КГ для колонковых труб
ключи типа КБ для алмазных коронок и расширителей
Вилки подкладные, отбойные
Хомуты шарнирные
Элеваторы с кольцевым фиксатором для осуществления спускоподъемных операций при небольшой глубине и работе «на вынос»
Полуавтоматический элеватор ЭН2-20
Труборазворот РТ-1200М
Трубодержатель ТР-2-12-5, для удержания гладкоствольной колонны труб, при проведении спускоподъемных операций
Аварийный инструмент:
Метчики и колокола – для извлечения бурильных труб из скважин
Кольцевые фрезеры – для обработки места обрыва бурильных колонн
Фрезеры с направлением – для разбуривания колонкового набора
2.5. Выбор буровой вышки или мачты
для расчета высоты мачты (вышки) используется следующая формула:
Нв
=кn
*lс
(м)
кn
=1,25-1,45, коэффициент, учитывающий высоту переподъема и высоту подъемных механизмов.
lс
= длина свечи (по таблице) = 9,5
Нв
= 12 м.
Выберем мачты по таблице. Мачта МГУРУ-2, со следующими техническими характеристиками: грузоподъемность (мН) = 0,07, угол наклона мачты к горизонту, град = 900
-650
2.6. Проверочный расчет буровой вышки.
Номинальная грузоподъемная сила Qном
соответствует статистической нагрузке на крюке от наибольшего веса обсадной или бурильной колонны. Qном
от веса бурильных при подъеме вычисляется по следующей формуле
Qном
=а*q*lбт
*(1-pж
/ pм
)*cosθср
*(1+f*tgθср
), Н
Где а = коэффициент, учитывающий вес соединений бурильных труб = 1,1
q = вес 1 м гладкой части бурильных труб, Н/м = 69,
lбт
= длина колонны бурильных труб, м = 312
pм
= плотность материала труб, (кг/м3
) = 7850
pж
= плотность промывочной жидкости, (кг/м3
) = 1250
θср
= средний зенитный угол скважины, (град) = 00
f = коэффициент трения бурильных труб о стенки скважин = 0,3
Qном
= 6749,1 (Н)
Максимальная грузоподъемная сила Qмакс
равна номинальной Qном
, увеличенной на коэффициент, учитывающий силы сопротивления подъему бурильной колонны.
Qмакс
= Qном
* Кпр
Кпр
= 1,6
Qмакс
= 10798.56 (Н)
Нагрузку на кронблочную раму буровой вышки в зависимости от способа закрепления
При оснастке талевой системы с неподвижным концом каната:
Q0
= Qмакс
(1+2/mnc
), Н,
Для оснастки без неподвижной ветви, когда свободный конец закреплен на подвижном блоке или кронблоке:
Q0
= Qмакс
(1+1/mnc
), Н,
где nc
– КПД талевой системы, величина которого зависит от числа подвижных струн.
m – число подвижных струн талевой системы, определяемого выражением:
m = Qмакс
/Pлн
*nc
Pлн
= грузоподъемность лебедки бурового станка, (кг) = 3500
m*nc
= 3,1
Выбор вышки был произведен правильно, так как Q0
в обоих случаях (1 случай – 17765,4 кг., 2 случай – 14281,96 кг.) получается значительно меньше, чем Q установки.
2.7. Контрольно-измерительные приборы в разведочном бурении.
Для контроля параметров режима бурения может использоваться аппаратура комплексного контроля и контроля отдельных параметров. Технические средства комплексного контроля: контрольно-измерительная аппаратура КУРС-613, предназначена для регистрации нагрузки на породоразрушающий инструмент, контроля механической скорости бурения, частоты вращения бурового снаряда, расхода и давления промывочной жидкости, крутящего момента на вращателе. Технические средства контроля отдельных параметров режима бурения:
измеритель осевой нагрузки МКН-2
измеритель скорости бурения ИСБ
расходомер промывочной жидкости ЭМР-2
измеритель промывочной жидкости МИД-1
измеритель частоты ударов (гидроударника) И4
ограничитель крутящего момента ОМ-40
самопишущий ваттметр Н-395
3. Технология бурения геологоразведочных скважин
3.1. Выбор очистного агента.
Для очистки забоя скважины от частиц выбуренной породы и выноса их на поверхность, охлаждения породоразрушающего инструмента и закрепления неустойчивых стенок скважины применяют различные очистные агенты. В качестве очистного агента для наших условий выберем следующий агент - глинистый раствор (плотность = 1,08-1,25 г/см3
, условная вязкость = 20-25 сек, водоотдача = 15-25 см3
за 30 мин, статическое напряжение сдвига = 1,5-4 Мпа, содержание песка = <4%), так как мы имеем дело с неустойчивыми стенками скважины, которые надо крепить и глинистого раствора для этого вполне хватит.
3.2. Выбор параметров режима бурения.
Под параметрами режима вращательного бурения с промывкой подразумевают осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент, частоту его вращения и расход очистного агента. Изменяя указанные параметры, можно добиться повышения технико-экономических показателей бурения.
Осевая нагрузка
. Механическая скорость твердосплавного бурения в зависимости от осевой нагрузки на коронку меняется. Для каждой породы максимальная механическая скорость соответствует различным значениям осевой нагрузки. М 5(111 м), СА 5 (201 м).
Осевая нагрузка для твердосплавных коронок определяется по формуле:
Сос
= Соср
*m, Н
Соср
= удельная нагрузка на один резец
m = количество резцов
1) для 1-го слоя - Сос
= Соср
*m = 400*24 = 9600 (Н)
2) для 2-го слоя - Сос
= Соср
*m = 600*16 = 9600 (Н)
3) для 3-го слоя - Сос
= Соср
*m = 600*16 = 9600 (Н)
4) для 4-го слоя - Сос
= Соср
*m = 1300*20 = 26000 (Н)
5) для 5-го слоя - Сос
= Соср
*m = 1300*20 = 26000 (Н)
6) для 6-го слоя - Сос
= Соср
*m = 1700*20 = 34000 (Н)
Частота вращения.
Частота вращения бурового снаряда определяется по формуле:
n = 60*V/π*D, мин-1
,
V = рекомендуемая окружаемая скорость коронки = 1,4/1,5 м/с
D = наружный диаметр коронки = 0,132 (направляющая), 0,093 (кондуктор и основной ствол), (м)
n1
= 203 мин-1
,
n2
= 308 мин-1
,
Для трещиноватых и абразивных пород значения скоростей уменьшать на 30%, для мягких пород (II-IV категорий) частота вращения может быть немного повышена.
Расход промывочной жидкости.
Расход промывочной жидкости определяется по формуле:
Q = k*D, л/мин,
k = расход промывочной жидкости на 1 см диаметра коронки, л/мин*см = 12 (направляющая, кондуктор), 8 (до конца ствола),
D = диаметр коронки = 13,2 (направляющая), 9,3 (кондуктор и основной ствол), (см)
Q1
= k*D = 158,4
Q2
= k*D = 111,6
Мероприятия по повышению выхода керна.
При бурении геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые керн и шлам являются основными фактическими материалами. На выход керна оказывают отрицательное воздействие разные факторы, для снижения воздействия этих факторов рекомендуются следующие мероприятия:
Снижение частоты вращения бурового снаряда по полезному ископаемому, снижение расхода промывочной жидкости, бурение укороченными рейсами (технологические мероприятия), для бурения по монолитным и слаботрещиноватым породам VII-XI категорий использовать двойные колонковые наборы ТНД-46-У и ТНД-59-4, для бурения по среднетрещиноватым породам VII-IX категорий использовать двойные колонковые наборы ТНД-46-УТ, ТНД-59-УТ, ТНД-76-УТ, также для пород высокой твердости (VI-XI) разной степени трещиноватости использовать двойные колонковые наборы ТНД-462, ТНД-59-2, ТНД-7-2, ТНД-59-0, ДЭС-73, ТЭД-73, ОЭС-57, ГРЭС-59, для бурения мягких пород I-IV категорий наборы ДонбассНИЛ-I,II,III.
3. Мероприятия по подержанию заданного направления скважины
Полностью предупредить искривление скважины, происходящее по ряду причин, мы не можем, однако мы можем снизить степень влияния внешних факторов и тем самым снизить степень незапланированного искривления. Чтобы искривление было минимальным, надо придерживаться оптимальных параметров бурения: заложение скважин с оптимальным начальным углом, применением жестких колонковых труб, использование рациональных параметров бурения. Есть множество факторов влияющих на искривления скважины, всех их перечислять смысла не имеет, скажу только, что для оптимального бурения необходимо грамотно рассчитать все параметры бурения и иметь четкое представление о свойствах пород и с учетом этих знаний проводить бурение.
4. Искривление скважин.
4.1. Расчет проектного профиля направленной скважины.
Угол падения пласта полезного ископаемого 200
.
Значение интенсивности естественного искривления ствола скважины: J1
=0,01 φ/м (11-211 м), J2
=0,03 φ/м (211-340 м).
Начальный зенитный угол qн
=0, конечный зенитный угол qк
=200
(предполагаемый)..
Длина ствола 312 м.
Угол встречи y=900
Порядок расчета:
Значение q1н
первого участка скважины = 00
, q1к
первого участка = 00
.
Z1
= 11 м
Значение q2н
второго участка скважины = 00
,
q2к
второго участка = arcsin(Z2
*K2
+sinq2н
), град,
где Z2
= длина второго участка, м = 200,
K2
= J1
/57,3, рад/м =0,00017,
q2к
=arcsin(0,034+0)= 20
,
L2
= проекция искривленного участка на поверхность = (1/ K2
)*(cosq2н
- cosq2к
), (м) = 5882,4*(1-0,99)=5,8824 (м),
L2
= длина криволинейного участка, м = (q2к
-q2н
)/ J1
= 200,08 (м)
Следовательно, делая вывод из предыдущих расчетов, подведем итог: встреча скважины и рудного тела произойдут под углом 20
, что является практически идеальными условиями встречи в моем случае.
5. Ликвидационное тампонирование.
В нашем случае по всей длине скважины мы ни где не встречаем водоносных горизонтов, или участков требующих тампонирование, следовательно, по окончании работ, нам необходимо будет затампонировать цементной смесью горизонт полезного ископаемого, а остальную часть скважины достаточно будет залить глинистым раствором.