Проект разведочной скважины глубиной 540 метров (стр. 2 из 3)
Q=Kк•Dд л/мин
Где Kк – удельный расход промывочной жидкости, л/мин на 1 см диаметра коронки;
Dд – наружный диаметр коронки, см;
О1А: для VIII кат. Q =6•4,6=27,6 л/мин
для Xкат. Q=4•4,6=18,4 л/мин
Твердосплавное бурение. Ø 46 мм СА4.
А) При бурении твердосплавными коронками осевую нагрузку определяют исходя из удельной нагрузки на один резец коронки:
С=m• pкН
Где m – удельная нагрузка на один резец коронки, кН;
p– число основных (торцевых) резцов в коронке;
СА4: С=0,5•12=6 кН
Б) Частота вращения бурового инструмента определяется по формуле:
об/минГде V – окружная скорость вращения коронки, м/с;
D – диаметр коронки, м;
СА4:
об/минВ) Количество промывочной жидкости определяется по формуле:
Q=Kк•Dд л/мин
Где Kк – удельный расход промывочной жидкости, л/мин на 1 см диаметра коронки;
Dд – наружный диаметр коронки, см;
СА4: Q =8•4,6=36,8 л/мин
Мероприятия по повышению выхода керна
На выход керна при колонковом бурении влияют много факторов, среди которых можно выделить следующие: тип и способ промывки скважины, параметры режима бурения, конструкция бурового инструмента, способ заклинки керна.
В нашем случае отбор керна будет производиться в устойчивых породах VI, VII, VIII и X категорий. Бурение в таких условиях практикуется одинарными колонковыми трубами с использованием алмазных или твердосплавных коронок.
В целях предотвращения механического разрушения керна, и как его следствие, самозаклинки и истирания керна, предусматриваем меры по снижению вибрации бурильной колонны, применяем центраторы, контролируем прямолинейность колонковых и бурильных труб.
Срыв и удержание керна будет осуществляться с помощью кернорвателей.
Если при бурении с отбором керна на интервале глубин от 180 до 540 м промывка водой будет причиной разрушения керна следует заменить воду глинистым раствором. Так же повышение выхода керна можно добиться снижением осевой нагрузки, частоты вращения бурового инструмента, расхода промывочной жидкости.
Как вариант возможно применение ССК–снаряда со съемным керноприемником, а также ДКТ – двойных колонковых труб.
Меры борьбы с искривлением скважин
Необходимо применение инклинометров для контроля за искривлением скважины от проектного направления.
Следует учесть следующие факторы:
- угол встречи бурового наконечника с падением или напластованием горны• пород.
МЕРЫ: рекомендуется добиваться угла встречи оси скважины с плоскостью пласта более 25 - 30°.
-трещинноватость.
- анизотропия по твердости.
- технические причины.
МЕРЫ: не допускать работу криволинейными бурильными трубами (1-1,5 мм на 1 м длины трубы);
использовать в компоновке бурильной колонны центраторы или алмазные расширители;
применять в ряде случаев УБТ;
при переходе с большего диаметра бурения на меньший использовать специальные отбурочные снаряды, состоящие из колонковых труб большего и меньшего диаметра;
- технологические факторы: режим и способ бурения.
МЕРЫ: применение УБТ на глубинах свыше 500 м;
изменение режима бурения;
Проверочные расчеты выбранного оборудования, инструмента и технологии бурения
1) Определение затрат мощности на бурение скважины:
Nб = Nс + Nз + Nх + Nд =10,03 кВт
Где Nс – затраты мощности в станке, кВт;
Nз – затраты мощности на разрушение породы на забое, кВт;
Nх – затраты мощности на холостое вращение колонны, кВт;
Nд – дополнительные затраты мощности на вращение бурильной колонны при создании осевой нагрузки, кВт;
А) Затраты мощности в станке составляют:
Nс = N(4,35•10-2+1,7•10-4•n)+0,4•Р кВт
Nс = 30(4,35•10-2+1,7•10-4•250)+0,4•4=4,16 кВт
Где N=22 кВт – номинальная мощность двигателя;
n = 250 об/мин – частота вращения бурового инструмента;
Р=4 МПа – давление в гидросистеме;
Б) Затраты мощности на разрушение породы на забое:
Nз = Сос • n(R+r)/195000 • b• μ кВт
Nз = 6000 • 250(2,3+1,55)/195000 • 1,2 • 0,3=3,95 кВт
Где Сос=6000 Н – осевая нагрузка на коронку;
R=2,3 см – наружный радиус коронки;
r =1,55 см – внутренний радиус коронки;
n=250 об/мин - частота вращения бурового инструмента;
b=1,2 – коэффициент, учитывающий процесс разрушения;
μ=0,3 – коэффициент трения коронки о породу;
В) Затраты мощности на холостое вращение колонны:
- для низких значений чисел оборотов бурового инструмента
Nх=1,8•К•С2•q•d2•n•LкВт
Nх=1,8•1,0•10•10-8•4,6•4,22•250•540=1,183 кВт
Где К=1,0 – коэффициент при использовании КАВС;
С2=10•10-8 - коэффициент разработки ствола скважины;
q=4,6 кг – масса 1 м бурильных труб;
=4,2 см – диаметр бурильных труб;
n=250 об/мин - частота вращения бурового инструмента;
L=540 м – глубина скважины;
Г) Дополнительные затраты мощности
Nд=0,245•δ•Сос•nкВт
Nд=0,245•0,002•6•250=0,735 кВт
где Сос=6,0 кН - осевая нагрузка на коронку;
δ=0,002 м – радиальный зазор между бурильными трубами и стенками скважины;
n=250 об/мин - частота вращения бурового инструмента;
Затраты мощности на бурение скважины составят:
Nб = 4,16 + 3,95 + 1,183 + 0,735=10,03 кВт
Т.к. затраты на мощность бурения конечным диаметром составляют 1/3 от мощности электродвигателя, целесообразно произвести расчет по более скоростному алмазному бурению на интервале глубин от 180 до 380 м.
2) Определение затрат мощности на бурение скважины на интервале от 180 до 380 м алмазными коронками О2И:
Nб = Nс + Nз + Nх + Nд =20,18 кВт
Где Nс – затраты мощности в станке, кВт;
Nз – затраты мощности на разрушение породы на забое, кВт;
Nх – затраты мощности на холостое вращение колонны, кВт;
Nд – дополнительные затраты мощности на вращение бурильной колонны при создании осевой нагрузки, кВт;
А) Затраты мощности в станке составляют:
Nс = N(4,35•10-2+1,7•10-4•n)+0,4•Р кВт
Nс = 30(4,35•10-2+1,7•10-4•1250)+0,4•4=9,28 кВт
Где N=22 кВт – номинальная мощность двигателя;
n = 1250 об/мин – частота вращения бурового инструмента;
Р=4 МПа – давление в гидросистеме;
Б) Затраты мощности на разрушение породы на забое:
Nз = Сос • n(R+r)/195000 • b• μ кВт
Nз = 6000 • 1250(2,3+1,55)/195000 • 1,3 • 0,3=4,06 кВт
Где Сос=4920 Н – осевая нагрузка на коронку;
R=2,3 см – наружный радиус коронки;
r =1,55 см – внутренний радиус коронки;
n=1250 об/мин - частота вращения бурового инструмента;
b=1,3 – коэффициент, учитывающий процесс разрушения;
μ=0,3 – коэффициент трения коронки о породу;
В) Затраты мощности на холостое вращение колонны:
- для низких значений чисел оборотов бурового инструмента
Nх=К(С1•q•δ•n2 + С2•d2•n)LкВт
Nх=1,0(2,2•10-8•4,6•0,002•12502 + 10•10-8•4,22•1250)380 =0,96 кВт
Где К=1,0 – коэффициент при использовании КАВС;
С1=2,2•10-8 - коэффициент кривизны ствола скважины;
С2=10•10-8 - коэффициент разработки ствола скважины;
δ=0,002 м – радиальный зазор между бурильными трубами и стенками скважины;
q=4,6 кг – масса 1 м бурильных труб;
d=4,2 см – диаметр бурильных труб;
n=1250 об/мин - частота вращения бурового инструмента;
L=380 м – глубина скважины;
Г) Дополнительные затраты мощности
Nд=0,245•δ•Сос•nкВт
Nд=0,245•0,002•4,92•1250=3 кВт
где Сос=4,92 кН - осевая нагрузка на коронку;
δ=0,002 м – радиальный зазор между бурильными трубами и стенками скважины;
n=1250 об/мин - частота вращения бурового инструмента;
Затраты мощности на бурение скважины составят:
Nб = 9,28 + 6,94 + 0,96 + 3 =20,18 кВт
Максимальные затраты мощности составят 20,18 кВт при максимальной мощности двигателя – 30 кВт, что говорит о том, что при возможности можно увеличить скорость бурения для повышения производительности.
Проверочный расчет производительности и давления бурового насоса
Полное давление насоса при колонковом бурении складывается из следующих составляющих:
Рн = Ртр + Ркп + Ркн + Роб =3,04 МПа
где Ртр – потери давления в бурильных трубах, МПа;
Ркп – потери давления в кольцевом пространстве, МПа;
Ркн – потери давления в колонковом наборе, МПа;
Роб – потери давления в обвязке (шланг, сальник), МПа;
А) Потери давления при движении жидкости в бурильных трубах:
МПа 
=0,12 МПагде dтр = 0,032 м – внутренний диаметр бурильных труб;
dз = 0,022 м – внутренний диаметр замка;
l = 4,5 м – длина бурильной трубы;
L = 540 м – длина бурильной колонны;
Vтр =
=0,75 м/с – скорость движения жидкости в трубах;λтр = 0,025 – коэффициент гидравлических сопротивлений;
g=9,8 м/с2 – ускорение свободного падения;
Б) Потери давления в кольцевом пространстве:
МПа 
=2,54 МПагде λкп = 0,04 – коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом затрубном пространстве;
φ=1,1 – коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь от наличия шлама в промывочной жидкости;
D=0,049 м – диаметр скважины + 3мм;