Проектирование буровых работ с целью предварительной разведки месторождения Родниковое (стр. 9 из 15)

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-d_k)/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):

N_д= 8 * 10^-4 Cn. (51)

Мощность на холостое вращение бурильной колонны:

N_x=2.5*10^-1*α₁ α₂ α₃ (0.0009+0.2δ_c)αqd_IIn^1.88(z+x)^0.75(1+μcosφ), (52)

где α_1, α_2, α₃ и μ (см. таб. 1,2,3), причем α_1, - учитывает вид соединении; α₂ – вид контактной среды; α₃ – сложность разреза скважины;

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

δ_c- Средний зазор между скважиной и бурильной колонной.

Таблица 9 - Коэффициент α_1, зависящий от типа соединений

Тип соединения	Коэффициент α1
Муфто-замковые	1,3
Ниппельные	1,0

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

Вид контактной среды	Коэффициент α2
Вода	1,0
Глинистый раствор	1,1
Связывающая эмульсия или консистентная смазка	0,6

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

Степень сложности разреза	Коэффициент α3
Нормальный	1,0
Сложный (искривления, каверны, зоны неустойчивости)	1,5

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

δ_c = (((b₁d₂+b₂d₃)-d_H)*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:

B_{1 III} = b _{2 III}=1 (62)

b _{3 III} = 2 (63)

Суммарная мощность:

N_c=N₃β+N_x+N_д*β_д (64)

где β и β_д 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 N_д не рассчитывают и поэтому в сечении I и II β = β_д=1. Для сечения III β_д=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/F_т (67)

Касательная напряжения:

τ = Nc/ ωW_т (68)

Изгибающее напряжение:

σ _и=(Еεd_c/2)*(π/1)² (69)

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

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

σ_∑=√(σ_и+׀σ ׀)²+4τ² (70)

где ׀σ׀ - абсолютное значение осевого напряжения.

Е. Запас прочности

- для труб замкового соединения:

m=σ_т/σ_∑ (71)

где σ_т – предел текучести материала бурильных труб продольной деформации.

- для труб ниппельного соединения:

m = σ_т/ 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 = σ_в/ σ_и (73)

где σ_в - предел выносливости материала бурильных труб.

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

m_τ =τ_Т/τ (74)

где τ_Т предел текучести материала бурильных труб при кручении.

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

m_σ = σ_в /1,5 σ_и (75)

m_τ =τ_Т/1,5τ (76)

Итоговое значение запаса прочности в сечении II-II

m=m_σ*m_τ/√ m²_σ+m²_τ (77)

Как было уже отмечено, в сечении I-I и III-III запас не должен быть меньше 1,7, а в сечении II-II – 1,3. При не соблюдении этих условий исходные данные необходимо изменить. При этом надо посмотреть какие из напряжений (растяжение, изгиб и кручение в сечении I-I, изгиб и кручение в сечении II-II, сжатие, изгиб и кручение в сечение III-III) имеют повышенное значение.

Для уменьшения растягивающих напряжений уменьшают диаметр бурильных труб, либо стальные заменяют на легкосплавные (уменьшается вес колонны труб).

Для уменьшения колонны кручения снижают осевую нагрузку, частоту вращения, вес бурильной колонны и зазор между бурильной колонны и стенкой скважины, а так же используют промывочные жидкости обладающими смазочными свойствами.

Для уменьшения напряжения изгиба необходимо снизить частоту вращения и стрелу прогиба.

Ниже приведен прочностной расчет бурильной колонны с применением ЭВМ.

Расчет грузоподъемных систем

В начале рассчитываем нагрузку на крюк при подъеме бурильных труб из скважины по формуле:

G_кр = К_кр д ∟q (1- Р_ж/Р_м), Н (78)

где К_кр коэффициент кривизны колонны бурильных труб

д – ускорение свободного падения, д – 9,8 ^р

∟ - глубина скважины, м ∟ = 230

q – масса 1 м труб, кг q = 6,04

Р_ж – плотность промывочной жидкости Р_ж = 1000

Р_м плотность материала труб Р_м = 7850

G_кр = 1,2 * 9,8 * 230 * 6,4/1-1000/7850) = 28253,3 Н

G_кр < Р_л, т.е. применяем оснастку талевой системы, равной 1х1

Рациональные глубины подъема снаряда на различных скоростях с учетом перегрузки двигателя можно определить по формуле:

∟=

(79)

где

паспортная мощность двигателя станка, кВт

- коэффициент перегрузки = 1,5-2,0 для электродвигателей.

- зенитный угол скважины, градус = 80⁰

f- коэффициент трения бурильных труб о породу, f = 0,3

Для упрощения определяем постоянную величину

А=

(80)

тогда ∟=

(81)

Расчет рациональных глубин должен вестись при скорости подъема

V_кр – V0/m < 1.5 м/с (82)

А=

V _пр^I =

V _пр^II =

согласно по ТБ подъем запрещен

∟=

.

Исходя из выше перечисленных расчетов делаем следующий вывод:

С проектной глубины до глубины 255 подъем будет осуществляться на I скорости. С глубины 255 м до устья скважины подъем осуществляется на II скорости лебедки.

4.7 Предупреждение и ликвидации аварий

Анализ причин аварийности на данном месторождении.

В бурении могут быть выделены 5 основных групп аварий:

· обрывы и поломки технологических инструментов бурового снаряда и обсадных труб;

· развенчивание резьбовых соединений частей бурового снаряда и обсадных труб;

· прихваты бурового снаряда;

· обрывы канатов и каротажного кабеля;

· падение бурового снаряда и посторонних предметов в скважину.

Аварии происходят по следующим причинам:

· субъективным;

· геологическим;

· технологическим;

· техническим;

· организационным.

Аварии могут быть предупреждены устранением их причин, внедрением профилактических мероприятий, совершенствованием бурового оборудования и ловильных инструментов и методов ликвидации аварии.