Лекции.ИНФО


Техническая характеристика обсадных труб NW

Параметры Значения
Наружный диаметр трубы, мм 88,9
Толщина стенки трубы, мм 6,35
Масса 1 м трубы, кг 12,8
Длина трубы, мм 1500, 3000

 

Спуско-подъемные операции (СПО) с бурильной колонной проводятся для смены коронок. Бурильные трубы спускают и поднимают свечами. Свинчивание и развинчивание бурильных труб в процессе СПО производится станком или вручную. Для поднятия керна используется овершот.

Исходя из дальнейших работ на Дукатском месторождении, а именно бурение глубоких скважин и разработки карьера, а так же, что не маловажно, исходя из проектных глубин скважин, диаметра и способа бурения для производства работ, затрат мощности на собственно бурение, применяется буровая установка Boart Longyear LF-90С (рис. 2.3 и табл.2.7).

Таблица 2.7

Техническая характеристика установки Boart Longyear LF-90С

Параметр Значение
Номинальная глубина бурения, м: BRQHP/BQ BRQLW/BQTK NRQHP/NQ/NQ2" NRQHP с высадкой HRQHP/HQ HRQHP с высадкой HWT/PQ  
Силовая установка:     - максимальная мощность: - паспортная частота вращения: - рабочий объем: Дизельный двигатель Cummins 6BTA5.9 L с водяным охлаждением, турбонаддувом и охлаждением воздуха. 200 л.с. / 149 кВт 2200 об/мин 5,9 л.
Номинальные значения частоты вращения: - 1 передача - 2 передача - 3 передача - 4 передача Частота вращения, (об/мин.)/ Моменты (Нм) 122-199/5322-3254 246-400/2648-1620 439-714/1486-908 769-1250/849-520
Главный насос:   Производительность: Максимальное давление: Вторичный насос: Производительность: Максимальное давление: Вспомогательный насос: Производительность: Максимальное давление: Вращатель Проходной шпиндель: Привод вращателя:   Механическая трансмиссия: Гидропатрон:     Смазка вращателя: Аксиально-поршневой Parker, с регулируемой производительностью, системой определения нагрузки, компенсатором давления и вспомогательной системой низкого давления   165 л/мин 31 МПа   64 л/мин 21 МПа   42 л/мин 14 МПа   Внутренний диаметр 127 мм Гидромотор Rexroth с изменяемой скоростью 4х ступенчатая коробка передач Funk Открывается гидравликой, закрывается пружинами. Осевая удерживающая способность 222,4 кН Принудительная смазка подшипников, масляная ванна для редуктора и внешний отстойник.
Характеристика гидромотора Rexroth Потребляемый расход Мощность при давление 300 бар Крутящий момент Масса   49-160 л/мин 26 – 93,3 кВт 25 – 5570 Нм 2,5 кг
Характеристика бурового насоса W11 Производительность: Давление: Вес:   132 л/мин 6,9 МПа 259,5 кг
Мачта и система подачи Ход вращателя: Скорость подачи: Усилие подачи вверх: Усилие подачи вниз: Длина свечи: Угол забуривания:   3,35 м Регулируемая, быстрая, медленная. 111,793 кН 58,957 кН 6 метров от 450 к горизонту до 900нисходящие  
Грузоподъемные механизмы Главная лебедка: Нагрузка на крюк: Характеристика троса: Лебедка ССК: Тяговое усилие: Характеристика троса:   KPL16 грузоподъёмностью 7 258 кг 7258 кг Диаметр 16 мм и длина 23 метра   993 кг Штампованный трос диаметром 4,8 мм
Вес снаряженного станка: 5656 кг

 

 

 

Рис.2.3. буровая установка Boart Longyear LF-90.

 

В состав установки входят: 6-ти цилиндровый дизельный двигатель Cummins 6BTA с объемом двигателя 5,9 л, гидравлический модуль, грузоподъемные механизмы с канатами, вращатель с гидропатроном PQ, топливный бак на 190 л, трубодержатель, буровой насос W11, миксер для приготовления бурового раствора (максимальная скорость при полном потоке 2300 об/мин).

Таблица 2.8

Техническая характеристика насосной установки W11

Подача, л/мин До 132
Давление нагнетания, МПа До 6,9
Число плунжеров
Двигатель привода насоса: От гидросистемы станка
Габариты насоса, мм  
длина
ширина
высота
Масса насоса, кг 259,5

 

Технология бурения

Выбор промывочной жидкости

Одним из основных факторов, определяющих эффективность бурения скважин в разнообразных горно-геологических условиях, является выбор промывочного агента и его параметров, это позволяет оптимизировать технологию промывки скважин.

Выбор типа промывочной жидкости определяется геолого-техническими условиями бурения, составом и свойствами проходимых пород, способом бурения, опытом буровых работ.

При бурении интервала от 0 до 10 м применяем сжатый воздух.

При бурении интервала от 10 до 92 м применяем пену. Плотность ρ=400 - 500 кг/м3. Свойства промывочной жидкости планируется регулироваться в процессе бурения.

При бурении интервала от 92 до 200 м в качестве промывочной жидкости используем полимерный раствор: техническая вода+0,15%ГПАА+0,2%Ксантановая ксислота+ противоморозная добавка 6,5%NaCl.

Эти добавки являются биоразлагаемыми, их характеристики приведены в табл.2.9.

 

 

Таблица 2.9

Химические добавки

Тип Основное назначение Преимущества Типовой расход Форма Примечания
Superfoam Сильное пенообразование Отлично удаляет буровой шлам. Стабилизирует глину и слабосвязанные породы. Допускает применение соленой воды. Полностью совместим с другими полимерными добавками. 3-7 л/м3 жидкость Био-разлагаемый. Не загряз-няющий Нетоксичный
ГПАА Повышение стабильности ствола скважины.   Легко смешивается с минерализоаванной водой при минимальном сдвиге. Эффективная стабилизация глин и сланцев при более низкой вязкости. Обеспечивает высокую смазывающую способность. Не ферментируется. Разрушается химическим способом при добавлении отбеливателя гипохлорита натрия. 0,1-0,2 кг/м3 порошок Био-разлагаемый. Не загряз-няющий Нетоксичный
Ксантановая кислота структурообразователь буровых растворов на водной основе, как пресных, так и сильно минерализованных. Регулирует реологические свойства (пластическая вязкость, ДНС, СНС) буровых растворов, придает им высокую удерживающую и выносящую способность. 0,1-0,3 кг/м3 порошок Био-разлагаемый. Не загряз-няющий Нетоксичный

 

Расчет режимных параметров бурения

Основными режимными параметрами при вращательном способе бурения скважин комплексами ССК являются:

Число оборотов в минуту, n

Скорость бурения, (м/ч)

Частота вращения /Скорость проходки (об/см.)

Максимальное усилие подачи, (кН)

Расход очистного агента, (л/мин)

 

Проектирование режимов бурения импрегнированным башмаком

Интервал 0-10 м (под направление) будет пройден алмазной коронкой НQ Alpha 04диаметром 93 мм.

Рекомендуемая осевая нагрузка – Pос = 420 даН

Частота вращения для данного интервала принимается 112 об/мин, так как это минимальная частота для данной буровой установки.

Расход сжатого воздуха Q=1,15 м3/мин.

Проектирование режимов алмазного бурения:

Бурение на интервале 10-65 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit Abrasive 06 диаметром 75,4 мм.

1.Частота вращения (n), об/мин:

(2.1)

где D и d соответственно наружный и внутренний диаметры коронки, м;

V – средняя окружная скорость коронки, принимаем V=3-4 м/с.

=930 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ, кН:

(2.2)

- удельная нагрузка на квадратный сантиметр алмазной импрегнированной коронки H/см2.

Удельная осевая нагрузка для импрегнированных алмазных коронок рекомендуется брать в диапазоне – 600-1500 Н/см2

=600 [Н/см2 ]

- площадь рабочей поверхности см2.

- наружный диаметр, см.

d- внутренний диаметр, см.

[кН]

3. Количество промывочной жидкости: так как на данном интервале осуществляется промывка пеной то получаем два определяющих параметра: расход воздуха и расход жидкости.

.

Бурение на интервале 65-92 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit Abrasive 06 диаметром 75,4 мм.

1.Частота вращения (n), об/мин:

=1026 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ, кН:

=650 [Н/см2 ]

[кН]

3. Количество промывочной жидкости: так как на данном интервале осуществляется промывка пеной то получаем два определяющих параметра: расход воздуха и расход жидкости.

.

Бурение на интервале 92-103 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit Abrasive 06 диаметром 75,4 мм.

1.Частота вращения (n), об/мин:

=1150 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ, кН:

=700 [Н/см2 ]

[кН]

3. Количество промывочной жидкости:

 

- удельный расход жидкости, л/мин на 1 см диаметра коронки.

- диаметр коронки в см.

 

Бурение на интервале 103-185 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit 07 диаметром 75,4 мм.

Так, как бурение ведется по полезному ископаемому, уменьшаем режимные параметры на 30%.

1.Частота вращения (n), об/мин:

=1080 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ:

=800 Н/см2

кН

3. Количество промывочной жидкости:

Бурение на интервале 185-200 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit Abrasive 07 диаметром 75,4 мм.

1.Частота вращения (n), об/мин:

=1243 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ, кН:

=800 [Н/см2 ]

[кН]

3. Количество промывочной жидкости:

Таблица 2.11

Технологические режимы

Тип ПРИ Интервал, м Dнар,мм Dвн, мм Р,кН n,об/мин Q,л/мин;м3/мин
HQ Alpha 04 0-10 - 1,15
NQ Alpha Bit Abrasive06   13-65 75,4 47,5 10-12; 0,7-1,08
NQ Alpha Bit Abrasive 06     65-92 75,4 47,5 12; 1,08
NQ Alpha Bit Abrasive 07 92-107 75,4 47,5
NQ Alpha Bit Abrasive 07 107-185 75,4 47,5
NQ Alpha Bit Abrasive 07 185-200   75,4 47,5
               

Проверочные расчеты

Расчет потребной мощности для бурения на предельную глубину

Мощность двигателя, расходуемая в процессе собственно бурения, складывается из трех основных составляющих:

, (2.3)

где,Nz – мощность, расходуемая на забое скважины;Nт - мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине;

При бурении алмазными коронками:

, (2.4)

где, Р – осевая нагрузка, даН;

n – частота вращения коронки, об/мин;

Dср - средний диаметр коронки, м (Dср=(75,4+47,5)/2=61,4 мм);

кВт.

Nт - мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине складывается из двух составляющих: Nхв– мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине и Nдоп – дополнительной мощности, затрачиваемой на вращение сжатой части бурильной колонны.

Рассчитаем границу раздела зон частот вращения колонны бурильных труб:

(2.5)

где, d - наружный диаметр бурильных труб, м; d - радиальный зазор,

d=(D-d)/2=(0,076-0,07)/2=0,003 м, где D-диаметр скважины, м.

При высоких частотах вращения колонны бурильных труб при n>n0 (1200>508), формула Л.Г. Буркина:

; (2.6)

[кВт],

где kc – коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости, kc= 1; q – масса 1 м бурильной колонны, q = 7,6 кг/м; δ – радиальный зазор, δ = 0,003 м; d– наружный диаметр бурильных труб, d = 0,07 м; L – глубина скважины, L =200 м.

(2.7)

кВт.

; (2.8)

кВт.

Следовательно, Nб=23,57+21,6= 45,17 кВт.

Проверим на крутящий момент для данной передачи, максимально возможный крутящий момент М=519 Н·м. Крутящий момент, необходимый для вращения колонны, рассчитывается по формуле:

, (2.9)

Н·м < 519 Н·м

Крутящий момент при частоте вращения 1250 об/мин равен = 326 Н.м. Исходя из технических характеристик гидродвигателя Boart Longyear LF-90, на предельной глубине бурение с использованием выбранного оборудования, инструмента и режимных параметров осуществимо.

 

Определение давления нагнетания насоса

Определим потребное давление в насосе на максимальную глубину скважины 200 м при конечном диаметре 76 мм. Промывка осуществляется низкотемпературостойким полимерным раствором с = 1040 кг/м3. Количество Промывочной жидкости Q = 40 л/мин = 0,00067 м3

Общее потребное давление, которое должен развивать насос:

, (2.10)

где k - коэффициент, учитывающий необходимость запаса давления на преодоление дополнительных сопротивлений при зашламовании скважины, образовании сальников и т.п. (k= 1,3 - 1,5);P1 - давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в нагнетательном шланге, сальнике, ведущей трубе, бурильных трубах, МПа; P2 - давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в соединениях бурильной колонны, МПа не рассчитывается так, как используется соединение труба в трубу; P3 - давление на преодоление сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины, МПа; P4 - давление на преодоление сопротивлений в колонковом снаряде, коронке или долоте, МПа.

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в бурильных трубах, нагнетательном шланге, сальнике и в ведущей трубе.

, (2.11)

где, ρ – плотность промывочной жидкости, кг/м3, ρ=1040 кг/м3; d1 – внутренний диаметр бурильных труб, м, d1= 0,06м; l – длина колонны бурильных труб, м, l=L-lкол=200-4=196 м; – скорость нисходящего потока промывочной жидкости, м/с:

(2.12)

[м/с];

 

λ1 – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления

(по формуле А. Д. Альтшуля):

, (2.13)

где, кШ- гидравлическая или эквивалентная шероховатость, кШ=0,05.10-3;

Rе – параметр Рейнольдса:

, (2.14)

где, Dэ – эквивалентный диаметр канала потока, м, Dэ=d1=0,06; -кинематическая вязкость промывочной жидкости ( =1 10-6 м2/с)[1];

;

;

lэ – эквивалентная длина бурильных труб, потери давления на которой приравниваются к потерям давления в нагнетательном шланге, сальнике, ведущей трубе, м:

, (2.15)

где lш – длина шланга, lш=10 м; lс – длина сальника, lс=0,4 м; dш – диаметр шланга, dш=0,038м; dс – диаметр сальника, dс=0,03 м.

м,

Р1 = МПа

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины.

, (2.16)

где, ρ1 – плотность промывочной жидкости, обогащенной шламом, кг/м3,

ρ1= 1050 кг/м3;Dэ – эквивалентный диаметр канала потока, Dэ=Dc-d=0,076-0,07=0,006м;

- скорость восходящего потока, м/с:

, (2.17)

где F - площадь сечения кольцевого пространства скважины:

м2, (2.18)

м/с;

кр – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве скважины:

,

;

, (2.19)

Р3 = МПа

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений в колонковом снаряде и коронке, как правило, не рассчитывается, а принимается на основании практических данных в зависимости от длины колонкового снаряда, наличия керна, расхода и свойств промывочной жидкости. Для практических расчетов можно принимать р4 =0,35 МПа.

Общее потребное давление, которое должен развивать насос.

МПа

Таким образом, общее потребное давление, которое должен развивать насос, будет 1,001 МПа < 6,9 МПа, что соответствует возможностям насоса W11 при подаче 40 л/мин.

Расчет колоны бурильных труб на прочность

Цель задания - определение напряжений у устья скважи­ны при аварийном извлечении бурового снаряда из скважины.

1. Длина сжатой части колонны:

(2.12)

где Р - осевая нагрузка, Н; q - масса 1 м колонны бурильных труб, кг/м; - плотность промывочного агента, кг/м3 ; - плотность материала труб, кг/м3. Для стали = 7,85 ·103 кг/м3.

 

Вес, растягивающий колонну бурильных труб в процессе бурения:

(2.21)

где L - глубина скважины, м; - средний зенитный угол скважины, = 90°; -коэффициент трения бурильных труб о породу, = 0,3.

 

2. Напряжения растяжения в верхнем сечении у устья по формуле:

, (2.22)

где, F - площадь сечения кольцевого пространства скважины;

[Па] =13,6 МПа.

 

3. Касательные напряжения:

,

где, - полярный момент сопротивления кручению:

м3,

- максимальный крутящий момент 5322 Н*м

МПа.

7. Коэффициент запаса прочности у устья скважины при действии статических нагрузок:

(2.23)

где =568 МПа – предел текучести при растяжении.

Данные расчета показывают, что при бурении напряжения, возникающие в бурильных трубах, не выходят за пределы допустимых значений. Следовательно, при работе колонны обрывы не предполагаются или будут минимальны.

 

СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

«Обоснование свойств и разработка рецептуры бурового раствора для устранения и предотвращения осложнений при бурении скважин в условиях вечной мерзлоты».

 

Актуальность темы

Буровые работы проводятся на месторождении Дукат, в области распространения многолетнемерзлых пород, в этих условиях как показывает практика, возникает большое количество осложнений, приводящих к авариям. На борьбу с осложнениями затрачивается в среднем до 20 – 25% календарного времени. Это выдвигает проблему предупреждения осложнений и борьбы с ними как весьма актуальную.

Главной причиной всех осложнений является нарушение целостности многолетнемерзлых пород, цементирующим материалом которых является лед, в результате теплового, эрозионного и физико-химического взаимодействия с циркулирующей промывочной средой.

Самый эффективный способ предотвращения осложнений возникающих в процессе бурения в ММП, является грамотный выбор состава и качественных характеристик промывочной среды, способной как сохранять целостность ствола скважины, так и иметь достаточную выносную способность.

 









Читайте также:

Последнее изменение этой страницы: 2016-04-10; Просмотров: 227;


lektsia.info 2017 год. Все права принадлежат их авторам! Главная