2.7. Технология бурения

2.7.1. Технологические режимы бурения

Основными параметрами технологических режимов при вращательном способе бурения скважин являются: осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, частота вращения бурового снаряда, расход и качество очистного агента.

На интервале от 0 до 40 м (рыхлые, малоустойчивые породы) применятся малоглинистый раствор плотностью 1050 кг/м³, от 40 до 80 м ( водоносный горизонт) – техническая вода.

2.7.2. Проверочные расчеты

Проверочные расчеты определяют возможность осуществления процесса бурения при работе выбранного бурового инструмента и оборудования. По их результатам производится окончательный выбор режимных параметров бурения, которые затем заносятся в ГТН.

В качестве примера проверочные расчеты произведены только для центральной скважины.

Расчет потребной мощности на бурение

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

, (2.12)

где N_z – мощность, расходуемая на забое скважины;N_т - мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине;N_ст – мощность, расходуемая в трансмиссии и других узлах бурового станка.

, (2.13)

где Р – осевая нагрузка, даН; n – частота вращения, об/мин; D – диаметр долота, м.

.

N_т мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине складывается из двух составляющих:мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине N_хв и дополнительной мощностиN_доп, затрачиваемой на вращение сжатой части бурильной колонны.

Границу раздела зон частот вращения колонны бурильных труб:

, (2.14)

где d - наружный диаметр бурильных труб, м;  - радиальный зазор, =(D-d)/2=(0,19-0,089)/2=0,05 м.

об/мин.

При высоких частотах вращения колонны бурильных труб при n>n₀ (190>51) используется формула Л.Г. Буркина (ВИТР):

(2.15)

где k – коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости, k= 1; q – масса 1 м бурильной трубы, q = 21,2 кг/м; δ – радиальный зазор, δ = 0,05 м; d– наружный диаметр бурильных труб, d = 0,089 м; L – глубина бурения, L =150 м.

кВт.

;(2.16)

кВт.

; (2.17)

кВт.

Мощность, расходуемая в трансмиссии и других узлах бурового станка, определяется по формуле:

, (2.18)

где В_ст– коэффициент, характеризующий переменные потери в станке, кВт*мин/об.

кВт.

кВт.

Данные расчеты удовлетворяют техническим характеристикам установки УРБ-3А3, приведенным в табл. 2.5. Следовательно, бурение на предельную глубину с использованием выбранного оборудования, инструмента и режимных параметров осуществимо.

Расчет колонны бурильных труб на прочность.

Цель расчета - определение напряжений у устья скважи­ны при аварийном извлечении КБТ.

Вес, растягивающий колонну бурильных труб, принимается равным усилию лебедки на 1-й скорости подъема (G=30000 Н).

Напряжения растяжения в верхнем сечении у устья по формуле:

, (2.19)

где F - площадь сечения трубы, м².

МПа.

Мощность, расходуемая в трансмиссии и других узлах бурового станка, определяется по формуле:

, (2.20)

где В_ст– коэффициент, характеризующий переменные потери в станке, для установки УРБ-3А3 равен 5,5·10^-3 кВт·мин/об;.

кВт.

Угловая скорость:

. (2.21)

с^-1.

Крутящий момент:

. (2.22)

Н^.м.

Касательные напряжения:

, (2.23)

где - полярный момент сопротивления кручению:

(2.24)

м³.

МПа.

Коэффициент запаса прочности у устья скважины при действии статических нагрузок:

(2.25)

где = 490 МПа – предел текучести при растяжении для труб ТБСУ-89.

Данные расчета показывают, что при бурении напряжения, возникающие в бурильных трубах, не выходят за пределы допустимых значений. Следовательно, при работе колонны обрывов не должно произойти.

Гидравлический расчет

Для обеспечения циркуляции промывочного агента в заданном количестве насос должен развивать давление, достаточное для преодоления гидравлических сопротивлений, встречающихся во всех звеньях циркуляционной системы. Давление, которое должен создавать буровой насос при прокачке промывочного агента, складывается из суммы потерь давления на различных участках потока.

Наиболее напряженный участок работы насоса 40 – 80 м, где расход насоса составляет 330 л/мин = 0,0055 м³/с. В соответствии с технической характеристикой насоса НБ-50 максимальное давление нагнетания 6,3 МПа.

Общее потребное давление, которое должен развивать насос:

МПа (2.26)

где k - коэффициент, учитывающий необходимость запаса давления на преодоление дополнительных сопротивлений при зашламовании скважины, образовании сальников и т.п. (k= 1,3 -1,5);р₁ - давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в нагнетательном шланге, сальнике, ведущей трубе, бурильных и утяжеленных трубах, МПа; р₂ - давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в соединениях бурильной колонны, МПа; р₃ - давление на преодоление сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины, МПа; р₄ - давление на преодоление сопротивлений в колонковом снаряде, коронке или долоте, МПа.

Формула для определения давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в бурильных, утяжеленных трубах, нагнетательном шланге, сальнике и в ведущей трубе имеет следующий вид:

, [МПа] (2.27)

где ρ – плотность промывочной жидкости, кг/м³, ρ=1000 кг/м³; d₁ –внутренний диаметр бурильных труб, м, d₁= 0,067 м; l – длина колонны бурильных труб, м, l=80м; V₁ – скорость нисходящего потока промывочной жидкости, м/с:

, [м/с] (2.28)

λ₁ – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления; D_э – эквивалентный диаметр канала потока, м, D_э=0,067; R_е – параметр Рейнольдса:

, (2.29)

,

-кинематическая вязкость промывочной жидкости (для воды =1 10^-6 м²/с);

, (2.30)

где, к_Ш- гидравлическая или эквивалентная шероховатость, к_Ш=0,05^.10^-3.

.

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

, м (2.31)

где l_ш – длина шланга, м, l=20 м; l_с – длина сальника,м, l_с = 0,895 м; l_вт – длина ведущей трубы, м,l_вт = 13,7м [5]; d_ш – диаметр шланга, м, d_ш = 0,049м; d_с – диаметр сальника, d_с = 0,054 м; d_вт– диаметр ведущей трубы, d_вт = 0,14 м.

.

.

Формула для определения давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении промывочной жидкости в соединениях бурильной колонны имеет следующий вид:

, МПа (2.32)

где n – количество соединений в бурильной колоне, шт, n=длина КБТ/длина 1 бурильной трубы= 167/6=28 шт; ξ – коэффициент местного сопротивления, б/р:

, (2.33)

d_о – наименьший диаметр проходного отверстия в бурильной колонне, м, d_о=0,045 м; а – опытный коэффициент, зависящий от вида соединения бурильной колоны, при муфтово-замковом соединении а=2.

.

Формула для определения давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины имеет следующий вид:

, МПа (2.34)

где ρ₁ – плотность промывочной жидкости, обогащенной шламом, кг/м³, ρ₁₌ 1040 кг/м³;

эквивалентный диаметр между диаметром скважины и бурильными трубами D_э = D_c-d = = 0,132-0,089 = 0,043 м; _кр – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве скважины:

, м/с (2.35)

где - скорость восходящего потока; F - площадь сечения кольцевого пространства скважины,

, м² (2.36)

По формулам находим:

(2.37)

.

, (2.38)

.

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

Общее потребное давление, которое должен развивать насос:

Таким образом, общее потребное давление, которое должен развивать насос, будет равно 0,85 МПа, что соответствует возможностям насоса НБ-50 при подаче 330 л/мин. Техническая характеристика насоса НБ-50 приведена в табл. 2.6.