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 |
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:
Аварийный инструмент:
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 свободного конца каната талевой системы определяют из выражений:
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 Q0в 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:
Z1 = 11 м
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.
www.ronl.ru
Министерство образования и науки Украины
Национальный горный университет
Кафедра техники разведки месторождений полезных ископаемых
Пояснительная записка
по курсовому проекту по курсу
«Бурение скважин на воду»
Студента группы РТ-01-1
Алещева А.А.
Руководитель курсового проекта: Acc. Хоменко В.Л.
Днепропетровск 2005г.
Содержание
Введение
1. Геолого-технические условия бурения скважины
2. Выбор и расчет водоприемной части скважины
3. Выбор водоподъёмной установки
4. Выбор способа бурения и проектная конструкция скважины
5. Выбор бурового оборудования и инструмента
6. Выбор очистного агента
7. Технология бурения
8. Вскрытие и освоение водоносного горизонта
9. Монтаж фильтра и водоподъемной установки
10. Техника безопасности
Список литературы
Введение
Курсовое проектирование по бурению скважин на воду является важным этапом в подготовке студентов и преследует цель закрепления теоретических знаний по курсу, выработки навыков применения этих знаний для решения конкретных инженерных задач в комплексе.
Курсовой проект включает пояснительную записку и графическое приложение. Пояснительная записка должна иметь объем не более 20-25 страниц текста на листах стандартного формата А4.
Данный курсовой проект предусматривает бурение разведочно-эксплуатационной скважины для питьевого водоснабжения, проектная глубина которой составляет – 260 метров.
Данный геологический разрез представлен следующими породами: суглинок, мел, лесс, глина, известняк, песчаник, аргиллит, песок мелкозернистый. Категория по буримости — II-VII. При бурении возможны следующие осложнения: сужение ствола скважины при набухании глин, частичное поглощение промывочной жидкости в известняках. Геологический разрез и краткая его характеристика, включающая мощности пластов и категорию пород по буримости приведены в графической части проекта на ГТП.
Водоносный горизонт сложен мелкозернистым песком. Имеет мощность 25 метров. Категория по буримости – II-ая. Глубина залегания кровли водоносного пласта 235 метров. Проектный дебит – 21 м3/ч. Статический и динамический уровни соответственно равны 19 и 40 метров.
| Глубина подошвы слоя | Краткое описание | Мощность слоя | Категория по буримости | Зоны возм. осложнений |
| 3 | Суглинок | 3 | II | |
| 26 | Мел | 23 | III | |
| 46 | Суглинок | 20 | III | |
| 82 | Лесс | 36 | II | |
| 124 | Глина | 42 | IV | |
| 157 | Мел | 33 | III | |
| 196 | Известняк | 39 | VII | Част. погл. |
| 216 | Песчаник | 20 | V | |
| 235 | Аргиллит | 19 | VI | |
| 260 | Песок мелкозернистый | 25 | II |
Тип водоприемной части зависит от характера пород водоносного горизонта. Так как водоносный горизонт сложен мелкозернистым песком II-ой категории по буримости, то принимаем фильтровую водоприемную часть. В соответствии с рекомендациями СНиП II-31-74 по выбору фильтров принимаем трубчатый фильтр с однослойной гравийной обсыпкой.
Так как мощность пласта более 10 метров, то принимаем диаметр водоприемной части, а рассчитываем длину.
L=Q/(B•d•Vф•W)
Q – дебит скважины; d– диаметр водоприемной части; Vф – допустимая скорость фильтрации воды; W – скважность фильтра. Принимаем W равной 1.
Vф=65•3/ Кф
Кф – коэффициент фильтрации, м/сут; коэффициент фильтрации принимаем равным — Кф =5 м/сут.
Vф=65•3/ 5=111,2 м3/сут = 4,7 м3/ч
Диаметр каркаса фильтра по ГОСТу на обсадные трубы принимаем Ø 114 мм.
dф=(dк+2))=114+2•50=214 мм
dк – диаметр каркаса
) — толщина обсыпки принимаем=50 мм
L=21/(3,14•0,214•4,7•1)=6,6 м
Принимаем L=7 м.
Диаметр отверстий = 3•0,25=0,75
Длина надфильтровой трубы принимается равной из условия ее выхода из под башмака эксплуатационной колонны не менее чем на 5 м, исходя из этого принимаем длину надфильтровой трубы – 14,5 м. Длину отстойника принимаем равной 9,5м.
Общая длина фильтра будет равна:
Lф=7+14,5+9,5=30 м.
Проверка фильтра по его водопропускной способности: должно выполняться условие f>Q, в свою очередь
f=Vф•d•B•L=4,7•0,214•7•3,14=22,11 м3/ч
Фильтр удовлетворяет заданным условиям так как 22,11>21.
Условие работы водоподъемников в период откачек и постоянной эксплуатации не одинаковы. В первом случае вода, как правило, содержит много механических примесей, во втором – она должна быть свободна от них. Продолжительность откачек по сравнению со сроком эксплуатации скважины ничтожно мала. Кроме того, в процессе откачек и количества отбираемой воды и динамический уровень сильно меняются. Во время эксплуатации они близки к постоянному. Поэтому для опытной откачки следует использовать в первую очередь эрлифты, а для постоянной эксплуатации насосы с более высоким КПД. В соответствии с рекомендациями по выбору типа водоподъемной установки для постоянной эксплуатации принимаем погружной центробежный насос типа ЭЦВ.
1. Определяем глубину погружения смесителя от уровня излива
H=h•k
h – глубина динамического уровня воды от уровня излива
k– коэффициент погружения. принимаем =2,5
H=50•2,5=125 м.
2. Определение удельного расхода воздуха
V0=h/(с•lg((h•(к-1)+10)/10))
с – коэффициент, зависящий от коэффициента погружения = 13,1
V0=50/(13,1•lg((50•(2,5-1)+10)/10))=4,11 м3 на один м3 поднятой воды
3. Полный расход воздуха
Wв=Q•V0/60
где Q – дебит
Wв=21•4,11/60=1,44 м3/мин.
4. Пусковое давление воздуха
р0=0,1•(к•h-h0+2)
где h0 – глубина статического уровня воды
р0=0,1•(2,5•50-29+2)=9,8 кг/см3
5. Рабочее давление воздуха
рр=0,1•[h•(k-1)+5]=0,1•[50•(2,5-1)+5]=8 кг/см3
6. Расход эмульсии непосредственно выше форсунки
q1=(Q/3600)+(W/60•(рр-1))=(21/3600)+(1.44/60•(8-1))=0.0093 м3/с
7. Расход эмульсии при изливе
q2=(Q/3600)+(W/60)=(21/3600)+(1,44/60)=0,0298 м3/с
8. Площадь сечения водоподъемной трубы у форсунки
w1=q1/v1=0,0093/2,1=0,0044 м2
v1 – скорость движения эмульсии у форсунки. Принимаем = 2,1 м/с
9. Площадь сечения водоподъемной трубы у излива
w2=q2/v2=0,0298/7=0,0043 м2
v1 – скорость движения эмульсии на изливе. Принимаем = 7 м/с
10. Внутренний диаметр водоподъемной трубы
d=/(4•w2/B)=/(4•0.0043/3.14)=0.074 м.
Принимаем диаметр водоподъемных труб равным 76 мм ГОСТ 6238-77.
Диаметр воздухопроводных труб принимаем равным 27 мм ГОСТ 3262-75.
11. Производительность компрессора:
Wk=1,2•Wв=1,2•1,44=1,728 м3/мин.
12. Рабочее давление компрессора
рк= рр+0,5=8+0,5=8,5 кг/см3
13. Расчетная мощность на валу компрессора
Nk=N0•pk•Wk=1,18•8,5•1,728=17,33 кВт
N0 – удельная мощность = 1,18 кВт.
14. Действительная мощность на валу компрессора
Nд=1,1•Nk=1,1•17,33=19,06 кВт.
15. Коэффициент полезного действия установки
0=1000•Q•h/(1,36 •Nд•75)=1000•21•50/(1,36•19,06•75•3600)=0.15
Принимаем в качестве компрессора для эрлифта компрессор КТ-7.
Выбор марки водоподъемника определяется по дебиту скважины и напору, который должен развить насос.
Нм=Нгд+Нвр
Нм – манометрический напор
Нгд – геодезическая высота подачи
Нвр – потери напора
Нгд=hд+hи=40+10=50 м.
hи – высота излива
hд – динамический уровень
hи – высота излива
Нвр=0,1•Н=0,1•55=5,5 м.
Н – длина напорного трубопровода.
Н= Нгд+hз=50+5=55 м.
hз – заглубление насоса под динамический уровень, принимаем = 5м.
Нм=Нгд+Нвр=50+5,5=65,5 м.
Эксплуатационные потери: Нэ=0,08•Нм=0,08•65,5=5,24 м.
Общий напор равен Ноб=Нм+Нэ=65,5+5,24=70,74 м.
Исходя из данных расчета напорной характеристики, которую необходимо обеспечить, принимаем центробежный погружной насос марки ЭЦВ8-25-100, который удовлетворяет нашим требованиям.
Диаметр водоподъемной трубы 76 мм.
Рабочая характеристика насоса приведена в графической части проекта.
Излишек напора: )Н=Ннм-Нм=100-70,74=29,26 м.
Напор, развиваемый одной ступенью насоса: Н1=Ннм/Nст=100/7=14,3 м.
Количество снимаемых ступеней: )Nст =)Н/Н1=29,26/14,3=2,046
Принимаем )Nст=2.
Выбор способа бурения производится на основе предварительного изучения геолого-технических условий бурения, а также по ранее пробуренным на данной территории скважинам и в соответствии с рекомендациями по выбору способа бурения. Принимаем роторный способ бурения с прямой промывкой.
бурение скважина вода
1. Диаметр водоприемной части скважины:
dвч=214 мм.
2. Уточняем диаметр долота для бурения водоприемной части по ГОСТу на долота: dвч=214 мм.
3. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны определяют из условия наличия зазора между долотом и колонной
dэк=dвч+8=214+8=222 мм.
4. Наружный диаметр эксплуатационной колонны
Уточняем диаметр по ГОСТу.
dэквн=259 мм.
dэкн=273 мм
5. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:
dэкд=dэкм+2б
где dэкм – диаметр муфты эксплуатационной колонны
б – зазор между стенками скважины и наружной поверхностью муфты
dэкд=273+2•20=313 мм.
6. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну уточняют по ГОСТу:
dэкд=349,2 мм.
7. Внутренний диаметр направления:
dнв= dэкд +50=349,2+50=399,2 мм.
8. Уточняем внутренний и наружный диаметр направления по ГОСТу на обсадные трубы:
dнв=406 мм.
dнн=426 мм.
9. Выбираем диаметр долота для бурения под направление
dнб=dнн +50=426+50=476 мм.
10. Уточняем диаметр долота для бурения под направление по ГОСТу на долота:
dнд=490 мм.
11. Глубину бурения под направление принимаем Lн=6 м.
12. Длина эксплуатационной колонны
Lэк=Нкр+hз=235+1=236 м.
Нкр – глубина кровли залегания водоносного горизонта.
hз – глубина заглубки в водоносный горизонт.
Выбор буровой установки осуществляется с таким расчетом, чтобы значение таких ее параметров технической характеристики, как глубина бурения, начальный и конечный диаметры бурения соответствовали (были больше или равны) значениям аналогичных параметров конструкции скважины. Учитывая вышесказанное выбираем установку УБВ-600.
| Параметры | Значения |
| Основной способ бурения | Вращательный с промывкой |
| Глубина бурения | 600 м. Диаметр 114 мм. |
Рекомендуемые диаметры скважин, мм: начальный- конечный- | 490 214 |
| Транспортная база | КрАЗ – 257 (2 шасси) |
| Силовой привод | ЯМЗ-238 2 двигателя 150х2 |
| Мачта | Телескопическая наклонная |
| Высота до оси кронблока, м. | 22,4 |
| Длина бурильной трубы/свечи, м. | 12 |
| Механизм вращения | Ротор |
| Частота вращения (основные передачи), об/мин | 105, 183 |
| Число передач основных и вспомогательных | 2/3 |
| Крутящий момент, кгс•м | 1700 |
| Буровой насос | 9МГр-61 — 2 насоса |
| Подача максимальная, л/с | 32 |
| Давление максимальное, кгс/см3 | 150 |
| Компрессор | КТ-7 |
| Подача, м3/мин | 5,3 |
| Давление, МПа | 0,8 |
Проводим проверку установки на грузоподъемность проверкой условия Qk<[Q].
Qk=q1•L• (1-(рж/рм))=41,1•236(1-(1200/7850))=8251,7 кг=8,286 т
q1 – масса 1 метра обсадной колонны
рж и рм – плотности жидкости и стали соответственно
L – длина обсадных труб
8,286 т<32 т
Установка подходит.
Диаметр бурильных труб выбираем из условия: dбт=0,45•dд
Под водоприемную часть:
dбт=0,45•214=96,3 мм.
Уточняем по ГОСТу dбт=102 мм.
Под эксплуатационную часть:
dбт=0,45•349,2=157 мм.
Уточняем по ГОСТу dбт =168 мм.
Диаметр утяжеленных бурильных труб
dубт=(0,7-0,8) dд
Под водоприемную часть
dвубт=0,7•214=149,8 мм.
Уточняем по ГОСТу dвубт=178 мм.
Под эксплуатационную:
dэкубт=0,7•349,2=244,4 мм.
Уточняем по ГОСТу dэкубт=203 мм.
Выбор конкретных типоразмеров породоразрушающего инструмента осуществляется в зависимости от свойств горных пород и диаметров бурения по проектной конструкции скважины с учетом существующей номенклатуры по действующим ГОСТам и отраслевым нормалям.
Принимаем по ГОСТу 20692-75 следующие долота:
Для бурения под направление – Д490СГ.
Для бурения под Эксплуатационную колонну – Б-349,2СЦВ.
Для бурения принимаем долото 3Л-214.
Геологический разрез сложен мягкими и средними породами II– VII категорий по буримости. При бурении возможны следующие осложнения: сужение ствола скважины при набухании глин, частичное поглощение в известняках, осыпание аргиллитов, поглощение промывочной жидкости в песках. Поэтому в интервале залегания этих пород предполагается применение нормального глинистого раствора со следующими свойствами: плотность 1,1 – 1,2 г/см3; условная вязкость 20 – 22 с.; содержание песка не более 4%; водоотдача 8 – 10 см3 за 30 мин; толщина глинистой корки 1 – 2 мм. Для получения такого раствора необходимо добавить реагент УЩР (15 – 20%).
7. Технология бурения
Подготовительные работы
Всё буровое и вспомогательное оборудование размещают на специальной площадке. Размещаются заземления, водные емкости, дом-общежитие, буровая установка.
Общий порядок сооружения скважины.
Забурка скважины под направление глубиной 6 метров осуществляется долотом диаметром 490 мм. Полученный интервал обсаживается трубами диаметром 426 мм с полной цементацией затрубного пространства.
Бурение по непродуктивным толщам в интервале 6 – 236 метров ведется долотом диаметром 349,2 мм с последующей установкой эксплуатационной колонны диаметром 273 мм с выходом на дневную поверхность также с полной цементацией затрубного пространства.
Дальнейшее бурение до проектной глубины 260 м. ведется по водоносной породе долотом диаметром 214 мм.
Осевая нагрузка создается собственным весом бурового снаряда.
Частота вращения принимается: n=105 об/мин.
Подача промывочной жидкости максимальная, но посредством одного насоса =32 л/с.
1. Плотность цементного раствора: рцр= рв• рц•(1+m)/(рв+ m•рц),
где рв – плотность воды
рц – плотность цемента
m – водоцементное отношение
рцр=3100•1000•(1+0,5)/(1000+0,5• 3100)=1830 кг/м3
2. Необходимое количество цементного раствора
Vцр=0,785•[(к•D2-dн2)•hц+ d2•h]
к – коэффициент, учитывающий возможное увеличение диаметра скважины
D – диаметр скважины, м
dн – наружный диаметр обсадных труб, м
d– внутренний диаметр обсадных труб, м
hц – высота подъема цемента в затрубном пространстве
h – высота цементного стакана
Vцр=0,785•[(1,3•0,492-0,4262)•6+0,4062•5]=1,26 м3
3. Необходимое количество сухого цемента
Qц=кц•qц•Vцр
кц – коэффициент, учитывающий потери цемента.
Qц=1,1•1,22•1,26=1,69 т.
4. Необходимый объем воды
Vв=(m•Qц)/ (кц•рв)=(1,69•0,5)/(1,1•1)=0,77 м3
5. Количество продавочной жидкости
Vпр=0,785•к2•d2•(L-h)=0,785•1,05•0,4062• (6-5)=0,136 м3
к2 – коэффициент, учитывающий сжимаемость жидкости
Осевая нагрузка бкдет создаваться УБТ диаметром 245 мм с весом одного метра трубы q1м=232 даН, длина необходимого УБТ будет составлять:
Lубт=Р•к/(q1м•(1-рж/рм))
На интервале залегания пород I-IV категорий
Р=руд•D=100•34,92=3490 кг=3490 даН.
Принимаем Р=3500 даН.
Lубт=Р•к/(q1м•(1-рж/рм))=3500•1,25/(232•(1-1,2/7,85))=22,26 м
С учетом длины свечи (12 м) принимаем длину УБТ – 24 м.
Частота вращения n=105 об/мин
На интервале залегания пород VI-VII категорий:
Р=руд•D=200•34,92=6980 кг=6980 даН.
Lубт=Р•к/(q1м•(1-рж/рм))=6980•1,25/(232•(1-1,2/7,85))=44,4 м
Принимаем длину УБТ – 48 м.
В соответствии с технической характеристикой установки принимаем n=183 об/мин
Q=0,785•(D2-d2) •Vn
D — наибольший диаметр скважины или обсадных труб, м
d — наружный диаметр бурильных труб, м
Vn — скорость восходящего потока, м/с
Q=0,785•(0,34922-0,1682)•0,2=0,015 м3/с; принимаем Q=15 л/с
1. Плотность цементного раствора: рцр= рв• рц•(1+m)/(рв+ m•рц),
рцр=3100•1000•(1+0,5)/(1000+0,5• 3100)=1830 кг/м3
2. Необходимое количество цементного раствора
Vцр=0,785•[(к•D2-dн2)•hц+ d 2•h]
Vцр=0,785•[(1,3•0,34922-0,2452)•236+0,23052•7]=18,46 м3
3. Необходимое количество сухого цемента
Qц=кц•qц•Vцр
Qц=1,1•1,22•18,46=24,77 т.
4. Необходимый объем воды
Vв=(m•Qц)/ (кц•рв)=(24,77•0,5)/(1,1•1)=11,26 м3
5. Количество продавочной жидкости
Vпр=0,785•к2•d2•(L-h)=0,785•1,05•0,23052• (235-7)=9,985 м3
6. Давление на оголовке скважины в конце цементирования на момент схождения пробок
р=рг+g•(hц-h)•(pцр-pпр)
рг — потери на гидравлическое сопротивление
рг=0,001•L+0,8=0,001•236+0,8=1,035 МПа
р=1,035•106+9,8•(235-7)•(1830-1200)=2,443 МПа
7. Суммарная производительность цементировочных агрегатов при продавке цементного раствора
Q=0,785•(D2с-D2)•к•V=0,785•(0,34922-0,2452)•1,2•1,5=0,0873 м3/с
Для обеспечения такой подачи принимаем 3 цементировочных агрегата марки 3ЦА-400 с максимальной подачей 0,033 м3/с.
8. Продолжительность цементирования скважины: T=t1+t2+t3
t1 – время закачки цементного раствора
t2 – время установки верхней пробки =15 мин
t3 – время продавки
t1= Vцр/(n•qn)=18,46/(3•0,033)=186,46 с=3,11 мин
t3= Vпр/(n•qn)=9,985/(3•0,033)=100,86 с=1,68 мин
T=3,11+1,68+15=19,79 мин.
Время начала загустевания цементного раствора должно быть больше продолжительности цементирования с 25% запасом времени 19,79<60 условие выполняется.
Исходя из того, что водоносный горизонт сложен мелкозернистым песком, принимаем для вскрытия продуктивного пласта вращательный способ бурения с прямой промывкой меловым раствором. Раствор имеет следующие параметры:
Плотность, г/см3 – 1,35 – 1,4;
Вязкость, с – 40 – 60;
Статическое напряжение сдвига, мгс/м2 – 100;
Водоотдача, см3/30мин – 5 – 10.
Преимущество этих растворов в том, что образуемая на стенках скважины корка легко разрушается при кислотной обработке пласта.
При подготовке к вскрытию проводят очистку отстойников, устройств отвода использованной промывочной жидкости от устья скважины, проверяют и подготавливают фильтровую колонну: устанавливают центрирующие фонари, и нижний левый переходник с обратным клапаном, устанавливают сальник в надфильтровой части.
Осевая нагрузка на долото
Р=р•D=50•21,4=1070 кг=1070 даН.
Принимаем Р=1100 даН.
Осевая нагрузка будет создаваться УБТ диаметром 178 мм с весом одного метра трубы q1м=202 даН, длина необходимого УБТ будет составлять:
Lубт=Р•к/(q1м•(1-рж/рм))=1100•1,25/(202•(1-1,2/7,85))=8 м
С учетом длины свечи (12 м) принимаем длину УБТ – 12 м.
Частота вращения принимается минимальная n=105 об/мин
Расход промывочной жидкости
Q=0,785•(0,2142-0,1022)•0,2=0,0055м3/с= 5,5 л/с
Перед каждым наращиванием бурильной колонны пройденный интервал необходимо пройти 1-2 раза с максимальной промывкой.
До установки насоса скважину необходимо прокачать эрлифтом, т. к. наличие в ней песка и мусора неминуемо приведет к аварии.
До монтажа насоса на скважине следует проверить, нет ли в нем заеданий и перекосов, которые могли возникнуть в результате транспортировки.
Монтируют агрегат следующим образом.
1. Питающий кабель соединяют с выводными концами электродвигателя пайкой в соединительной гильзе, места пайки тщательно изолируют.
2. Трубу с муфтой ввертывают в верхний патрубок насоса до отказа и застопоривают двумя винтами.
3. Монтажный хомут закрепляют на трубе у торца муфты и подсоединяют металлическими стропами к крюку тали или блока.
4. Агрегат поднимают в вертикальное положение и опускают в скважину. в резьбу муфты ввертывают трубу.
Питающий кабель следует укладывать вдоль колонны труб, закрепляя его скобами крепления через интервалы 3 м. В местах крепления к трубам кабель следует обернуть резиновой или изоляционной лентой.
Электронасос должен быть опущен на 3-5 м ниже динамического уровня воды в скважине, но не ближе 2,5 м от забоя скважины.
Рабочую часть фильтра устанавливают на расстоянии 0,5-1,0 м от кровли и подошвы пласта во избежание случайного попадания пород кровли и подошвы в фильтр. В пластах мощностью более 10 метров длину фильтра устанавливают, исходя из заданной производительности водоотбора.
1. Общие требования
1.1. К работе допускаются лица, достигшие 18 лет, прошедшие медицинский осмотр и курсовое обучение по профессии.
1.2. При поступлении на работу бурильщик должен пройти у инженера вводный инструктаж по Т.Б., а перед непосредственным допуском к работе – инструктаж на рабочем месте у руководителя работ на объекте.
1.3. Через каждые 6 месяцев работы помощник бурильщика должен проходить повторный инструктаж по безопасному ведению работ и не менее 1 раза в год проверку знаний.
1.4. Все операции, выполняемые на высоте более 1,5 м должны проводиться со специальных площадок, огражденных перилами, на высоте 3 м – с применением специальных крепежных поясов.
1.5. Применение открытого огня и курение разрешается только в специально отведенных местах.
1.6. При несчастных случаях необходимо оказать первую медицинскую помощь, затем сообщить буровому мастеру и вызвать скорую медицинскую помощь.
1.7. Прокладка подъездных путей, сооружение буровой установки, размещение оборудования, устройство оборудования отопления, освещения должны производиться по схемам и типовым проектам монтажа, утвержденным руководством.
Список литературы
1. Методические указания по курсовому проектированию «Бурение скважин на воду», Кожевников А.А. – Днепропетровск, 1984.
2. Справочник по бурению скважин на воду под редакцией проф. Башкатова Д.Н. – М.: Недра, 1979.
3. Справочник по бурению скважин на воду под редакцией проф. Дубровского В.В. – М.: Недра, 1872.
4. Технология бурения геологоразведочных скважин, Винниченко, Максименко. – М.: Недра, 1988.
www.ronl.ru
Условно процесс строительства скважины (по всем классификациям такой вид деятельности как бурение относится к строительству) делится на такие этапы: подготовительные работы, вышкомонтажные работы, бурение и крепление, испытание. Эти этапы выделяются как при строительстве разведочной скважины так и при строительстве эксплуатационной скважины. Но в чем их отличие, давайте посмотрим внимательнее.
Подготовительные работы – это строительство основания, на котором будет установлена буровая установка, строительство подъездных дорог. Как правило, разведочные скважины бурятся одиночными, задача разведочной скважины – пощупать внутренности в пределах конкретной местности. Когда же принимается решение о бурении на месторождении эксплуатационных скважин, уже известно, что можно ожидать и бурением одной скважины не ограничиваются. Но строить под каждую скважину площадку и бурить скважину без отклонения от места забуривания очень накладно. Поэтому при эксплуатационном бурении поступают следующим образом: с одной площадки бурится несколько скважин и применяется так называемое наклонно-направленное бурение. При таком бурении ствол скважины значительно отклоняется от того места где начиналось бурение и такое отклонение может достигать сотни метров, доходя до нескольких километров. Так как на одном основании нужно размещать несколько скважин, соответственно площадка для этого должна быть большего размера. Кроме того, если скважины бурятся с одной площадки, то было бы неплохо не разбирать буровую установку после бурения очередной скважины, а перетаскивать ее для бурения следующей скважины. В настоящее время такое перемещение производят по специально проложенным рельсам.
По сути дела при бурении разведочных и эксплуатационных скважин применяются различные типы буровых установок. Во многом из-за этого различается второй этап строительства скважин – вышкомонтажные работы. На этом этапе выполняется транспортировка буровой установки, ее монтаж, проверка работы, проведение необходимых коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП). Также транспортируется и монтируется необходимое дополнительное оборудование, дизельные станции, жилой городок, в котором потом будут жить буровики.
Часто когда на участке начинается эксплуатационное бурение, это участок уже обустроен: проведены все коммуникации, построены дороги. Разведчикам же приходится добираться до места работ на вертолетах и по зимним дорогам, которые тают летом. В таких условиях ни о каких линиях электропередач речи не идет. Поэтому в основном все буровые станки, предназначенные для разведочного бурения, работают от установок дизельного привода. В отличие от установок эксплуатационного бурения, которые больше ориентированы на привод от электричества. Хотя бывают исключения. Бывает, что на участке ведется эксплуатационное бурение, но электричество туда не проведено. В этом случае на площадке бурения ставят мощные дизельные электростанции, которые вырабатывают электроэнергию, от которой потом уже работают буровые установки.
В Западной Сибири в настоящее время самыми распространенными буровыми установками для эксплуатационного бурения являются буровые установки БУ-3000 ЭУК, выпускаемые Екатеринбургским предприятием «Уралмаш».
Процесс бурения эксплуатационных скважин так же отличается от бурения разведок. Самое главное отличие состоит в том, что практически все эксплуатационные скважины являются наклонно-направленными, а разведочные – вертикальными.
Рисунок 13.1.
Существуют еще и горизонтальные скважины. Это тоже относится к эксплуатационным скважинам. У горизонтальных скважин последняя колонна входит в продуктивный пласт под углом и затем проходит горизонтально по этому пласту.
Рисунок 13.2.
Это позволяет достичь большей площади соприкосновения обсадной трубы и продуктивного пласта. На этапе испытания скважины обсадная труба пробивается в районе соприкосновения с продуктивным пластом. У горизонтальных скважин дебит намного превышает дебит обычных скважин.
Отклонение в процессе бурения достигается за счет включения в компоновку бурящей части, т.е. между бурильной трубой и турбобуром, так называемого кривого переводника.
Рисунок 13.3.
Он просто соединяет бурильную трубу и турбобур, но при этом концы переводника находятся под небольшим углом (1-2 градуса.) относительно друг друга. Это позволяет придавать скважине отклонение в процессе бурения. В этом процессе очень велика роль технолога, который должен правильно сориентировать компоновку при сборке и спуске. Однако каким бы классным специалистом не был технолог, ни кто не ограничивается доверием к его мастерству. При бурении наклонно-направленных скважин (и тем боле горизонтальных) применяют специальные навигационные системы, которые позволяют отслеживать местоположение долота. В состав компоновки низа бурильной колонны включают специальный прибор, который замеряет необходимые параметры и передает их наверх, где они регистрируются и расшифровываются. Интересен способ передачи их наверх – через буровой раствор. Прибор, находящийся внизу производит толчки, которые передаются через весь столб бурового раствора наверх.
Испытание эксплуатационной скважины тоже отличается от испытания разведочной скважины. Чаще даже у эксплуатационных скважин этот этап называется освоением. Как правило, у разведочных скважин испытывают несколько продуктивных объектов, начиная с самого нижнего. Потом испытанный объект изолируется путем установки так называемого цементного моста и производится испытание следующего объекта.
Самой главной операцией при испытании является перфорация. Это пробивание обсадной трубы в интервале соприкосновения с продуктивным пластом. Для проведения этой операции в скважину спускают перфоратор в который заложены специальные заряды. Перфоратор устанавливается на уровне продуктивного пласта в скважине и на него подается сигнал, который генерирует взрыв направленных зарядов. Эти заряды пробивают обсадную колонну, цемент за ней и создают дополнительные трещины в нефтеносной породе. Чем лучше перфорационные заряды, тем больше проникающих трещин они создают в продуктивном пласте. Но, часто в эксплуатационных скважинах проведением перфорации не ограничиваются и проводят так называемый гидроразрыв пласта (ГРП). Суть этой операции состоит в закачке под большим давлением в скважину жидкости, которая создает дополнительные трещины в продуктивном пласте. Глубина таких трещин может достигать нескольких метров.
Еще одним отличием разведочного и эксплуатационного бурения является объем проводимых промыслово-геофизических исследований в скважинах. В разведочных скважинах проводят большой объем всевозможных исследований, в эксплуатационных же стараются ограничиться только самыми необходимыми. Стоимость промыслово-геофизических исследований в разведке может в десятки раз превышать затраты на геофизиков по эксплуатационной скважине.
В этой статье были показаны общие основные отличия эксплуатационных скважин от разводочных для понимания разницы и подачи дополнительного материала. Конечно, в эксплуатационном бурении есть много своих технологий и хитростей. Мы не будем вдаваться в детали. Если у Вас есть желание поговорить об этом, то я Вас приглашаю пообщаться на Нефтегазовом форуме России.
www.ronl.ru
