КУРСОВЕ ТА ДИПЛОМНЕ ПРОЕКТУВАННЯ БУРОВИХ РОБІТ

Рисунок 1. — Приклади конструкцій свердловин.

10

Зображена на рис.1а конструкція в запису шифром виглядає так: 112/108ц(12)93/89цб(144)76(800).

Якщо наноси мають невелику потужність, а час їх буріння невеликий (не більш доби), то направляюча труба може бути об'єднана з кондуктором. Наприклад: 93/89(40)76(500).

Ввипадках, коли наноси не вдається закріпити однією колоною, наприклад в валуногалечних, моренних геологічних відкладеннях, вони закріплюються послідовно декількома колонами, кожна з яких встановлюється на можливо більшу глибину. Перша з колон виконує функцію направ-

ляючої. Наприклад: 151/146(6)132/127(25)112/108(56)93/89 (100)76(700). Тут наноси, складені незв'я-

зними галечно-щебенистими грунтами, залягали до глибини 96 м. Остання колона 89 м поглиблюється в докорінні поріди на 4 м.

Якщо в докорінних породах знаходиться зона, що вимагає обов'язкового кріплення, то вона закріплюється технічною колоною, що виходить на поверхню або потайною, верхня частина якої на поверхню не виходить. Наприклад в свердловині, що закріплена трубами до глибини 160 м, на глибині 423—460 м очікується зона впливу гірських виробок. Свердловина закріплюється потайною колоною труб: 112/108ц(6)93/89ц(160) 76/73цб(410ц...468)59(900). Глибина розташування верхнього кінця потайної колони визначається з умови, що вплив гірських робіт розповсюджується на висоту 40 товщин виробленого пласту. В складних умовах може використовуватися декілька технічних колон.

Рішення про те, застосовувати потайну колону або виводити труби на поверхню, залежить від досвіду використання потайних колон в даній організації. Ізоляція при виході колон на поверхню надійніше, але вартість колон великої довжини висока. Потайні колони економічніші, але не завжди гарантують надійну ізоляцію зони на відрізку верхнього кінця потайної колони.

Вдеяких випадках в конструкціях свердловин передбачають пропущені діаметри. Так, у випадку, коли наноси складаються швидко набрякаючими, здимаючимися глинястими породами, під обсадні труби свердловину бурять більшим діаметром з тим, щоб гарантувати спуск труб до потрібної глибини. Таким чином в конструкції з'являються елементи типу 132/108 або 112/89.

Інформація про необхідність кріплення того або іншого інтервалу свердловини не завжди достатньо надійна. Умовно для курсового і дипломного проектування при обгрунтуванні конструкцій можна прийняти таке правило: якщо свердловина розвідувальна, то є досвід ліквідації ускладнень в зонах зі складними умовами буріння, і, таким чином, заздалегідь точно відомо, зажадається кріплення трубами або буде достатньо тампонування.

Для пошукових свердловин інформація про зони ускладнень в більшості випадків здогадна, носить вірогідностний характер. Це слід враховувати при розробці конструкцій свердловин. В цих умовах, якщо розріз складений породами до VІІ категорії (допустимі невеликі прошарки VІІІ), рекомендується пропустити один діаметр після кондуктора (рис. 1,б). Якщо передбачена зона ускладнень потребує кріплення її трубами, то свердловина може бути поширена під труби; якщо не потребує або буде достатньо тампонування, то така схема дасть виграш в швидкості буріння. В такій же ситуації, але в розрізі, складеному породами високих категорій, не можна залишати запасний діаметр, так як поріди тяжко і дорого розширювати. В цьому випадку оправдано бурити інструментом більшого діаметру до очікуваної зони ускладнення (рис. 1, в).

Зонами зі складними умовами буріння, що вимагають рішення питання про необхідність кріплення, є зони впливу гірських виробок, і проникнені зони, що розмиваються, зони розломів, тектонічних порушень і інтенсивної тріщинуватості, інтервали незв'язаних валунно-галечних порід, морен і щебенистих геологічних відкладень, що характеризуються нестійкістю ствола, вивалами, обвалом і обсипанням.

Обов'язково по існуючим вимогам підлягають кріпленню трубами зони впливу гірських виробок. В інших випадках доцільність кріплення трубами визначається конкретними умовами і економічними критеріями. При дипломному проектуванні слід керуватися досвідом бази практики, якщо цей досвід достатньо обгрунтований; при курсовому проектуванні по заданому розрізу умовно прийняти, що такий досвід є, і обгрунтувати конструкцію зі засланням на цей досвід. Необхідно використати також рекомендації, надані в табл. 4 і 60.

Тріщинуваті поріди слід закріплювати трубами тільки в тих випадках, коли тріщинуватість зв'язана з вивалами, що неможливо відвернути застосуванням промивальних розчинів і нескладних засобів тампонування.

Верхню частину розрізу, складену породами, що розмиваються водою, але тривкими при використанні глинястих розчинів при твердосплавному і безкерновому бурінні можна трубами не закріплювати, а при алмазному бурінні доцільно закріпити, щоб перейти на промивання водою. Слід

11

пам'ятати, що для алмазного буріння комплексами ССК, а також колонами ЛБТ уступчатість ствола свердловини не допускається (перехід на менший діаметр після обсадних труб уступом не вважається).

При алмазному бурінні з використанням сталевих бурильних труб уступчатість свердловин може бути допущена, якщо буде використана відповідна східчаста (складена) колона з бурильних труб різних діаметрів. Якщо застосування складеної бурильної колони неможливо або діаметр верхнього інтервалу 93 мм, то можна застосувати тимчасову обсадну колону спеціально для створення умов для алмазного буріння. Наприклад, розроблена конструкція свердловини 93/89(60)76(300)59(800), у якої інтервал 60—800 м припускається бурити алмазами і є уступ на глибині 300 м, зв'язаний з невизначеністю інформації про характер зони ускладнення. Така конструкція може бути допущена, якщо буде використана східчаста бурильна колона: СБТН-68 до глибини 300 м і СБТН-54 — далі. Якщо використати тільки колону СБТН-54,то потрібна тимчасова обсадна колона що підлягає обов'язковому витягу 93/89(60)76/73в(300)59(800)'73(300). Також повинна бути застосована тимчасова колона, що підлягає обов'язковому витягу, в конструкції типу 112/108 (60)93/89в(300)76(800)'89(300), так як на кінцевому інтервалі буде використана колона СБТН-68, а труб більшого діаметру для свердловин алмазного буріння немає.

При бурінні на вугілля в Донбасі широко використовують розширення свердловин. Це пов'я- зано з тим, що конструкції свердловин вимагають застосування більших діаметрів буріння 151 і 132 мм, для ефективного застосування яких вимагається створення на буровий снаряд небезпечних для його міцності осьових навантажень. Крім того, при бурінні меншим діаметром свердловини більш тривкі, а швидкість буріння вище. Тому бурять інструментом з діаметром 112 або 93 мм, а після цього ствол під труби поширюють за допомогою шарошечних доліт. На схемах конструкцій інтервал, що має менший діаметр і підлягає розширенню рекомендується значити пунктиром (рис. 1, г). Шифр показаної свердловини 112:151/146(20)112:132/127(160)112/108(360...400)93/89(680...730)76(1200).

Складати схему конструкції свердловини рекомендується згори вниз, тобто в послідовності буріння, але не визначати заздалегідь діаметри буріння і обсадних труб. Після цього, прийняти кінцевий діаметр і проставити діаметри знизу вверх.

Діаметри і інші характеристики геологорозвідувальних обсадних труб наведені в табл. 12, 13. Якщо в колоні обсадних труб будуть працювати бурильні труби ніпельного з'єднання при алмазному бурінні, то необхідно використати з'єднання обсадних труб труба в трубу (безніпельне). В інших випадках застосовується ніпельне з'єднання.

При необхідності кріплення свердловини трубами більшого діаметру, ніж 146 мм, слід використати труби нафтового сортаменту (табл. 14). Найбільш уживані труби ряду діаметрів 168, 219, 273, 324 мм. Труби з'єднуються муфтами, які можна обточити (табл. 15) або з'єднувати колону труба в трубу.

В тексті проекту в обов'язковому порядку обгрунтовуються прийнятий кінцевий діаметр, застосування і довжина кожної обсадної колони, кожний перехід на менший діаметр, пропуск кожного діаметру.

Слід прагнути до найбільш простих економічних конструкцій і застосування малих діаметрів. Тому студент-дипломник зобов'язаний критично проаналізувати конструкції, які застосовуються на практиці, визначити можливість їхнього спрощення і запропонувати свої конструкції свердловин в порівнянні з тими, що застосовуються.

Конструкції складаються для кожної групи свердловин. Вони описуються в тексті шифром і зображаються в вигляді схем.

2.3. Конструкція свердловин при бурінні на воду

Складання конструкцій гідрогеологічних свердловин, буримих обертальним способом, має ряд особливостей. Широкий діапазон гідрогеологічних свердловин по призначенню (пошуковокартировочні, розвідувальні, розвідувально-експлуатаційні, експлуатаційні, водопонижувальні, спостережні, нагнічувальні) зумовлюють різноманітні вхідні критерії при проектуванні [2].

Так, в свердловинах пошуково-картировочних, спостережних і розвідувальних, де вимоги до якості фільтрів знижені, за основу при проектуванні приймається можливість випробовування водоносного горизонту і проведення передбачених спостережень. В розвідувально-експлуатаційних, експлуатаційних, водопонижувальних свердловинах за вхідну основу приймається діаметр експлуата-

12

ційного відкачувального способу і габаритні розміри виготовлених по повній технологічній схемі фільтрів.

Порядок проектування конструкцій гідрогеологічних свердловин розглянемо на прикладі розвідувальних і розвідувально-експлуатаційних свердловин.

Складання конструкції розвідувальної гідрогеологічної свердловини починається з вибору діаметру буріння в водоносному горизонті. В залежності від вигляду поріди водоносного горизонту діаметр буріння приймається таким, щоб з одного боку в свердловину могла бути спущена фільтрова колона з необхідною конструкцією фільтру, а з іншої — щоб всередину цієї колони міг бути опущений найпростіший відкачувальний засіб (найчастіше ерліфт). Кількість обсадних колон визначається геологічним розрізом і способом буріння. Загальні підходи до необхідності кріплення того або іншого інтервалу і вибору відповідних діаметрів буріння залишаються ті ж самі, що і для розвідувальних свердловин на тверді корисні копалини.

Число обсадних колон при бурінні свердловин на воду повинно бути не менше двох, включаючи направляючу трубу (кондуктор), яка обов'язково цементується. Довжина її повинна бути такою, щоб перекривати не тільки особливо нестійкі поріди, але і інтервал сезонного коливання грунтових вод (верховодки). Якщо такої інформації немає, довжину направляючій труби слід приймати не менше 5 м.

Фільтрова колона в шифрі конструкції свердловини значити літерою ф, після якої йде інтер-

вал (інтервали) його постановки. Наприклад: 190/168ц(16)151/146цб(110)132/ф89 (104...113— 122...128).

В цій свердловині (рис. 1,б) кондуктор діаметром 168 мм має довжину 16 м і цементується повністю, далі свердловину бурять інструментом діаметром 151 мм і закріплюють трубами діаметром 146 мм з цементуванням башмаку. Після цього до глибини 128 м свердловина має діаметр 132 мм і в неї встановлюється фільтрова колона, діаметр якої 89 мм, верх розміщений вище башмака колони 146 мм на 6 м, а власно фільтр займає інтервал 113—122 м.

Розвідувально-експлуатаційна свердловина — специфічний різновид свердловин на воду. Вона буритися як експлуатаційна з відповідними діаметрами буріння і фільтрами, але в умовах недостатньої інформації про геологічні і гідрогеологічних особливості дільниці робіт. Це зумовлює вимоги до неї як до розвідувальної свердловини з відповідними дослідними роботами. В випадку, якщо дослідні роботи покажуть можливість експлуатації свердловини з заданим дебітом, така свердловина після здачі замовнику вважається експлуатаційною.

Складання конструкції розвідувально-експлуатаційної свердловини починається з вибору насосу для відкачки води з свердловини з заданим дебітом. Після цього вибирається експлуатаційний діаметр. Експлуатаційним діаметром називається діаметр свердловини (внутрішній діаметр обсадних труб, якщо свердловина обсаджена) на глибині установки насосу. Він не обов'язково дорівнює внутрішньому діаметру фільтрової колони [2].

Якщо фільтрова колона посаджена впотій, а очікуваний динамічний рівень вище кінця фільтрової колони, то насос буде розташовуватися в попередній обсадній колоні і експлуатаційним діаметром буде внутрішній діаметр цієї колони. При низьких динамічних рівнях в інтервалі установки фільтрової потайної колони експлуатаційним діаметром буде внутрішній діаметр цієї колони.

Експлуатаційний діаметр дорівнює діаметру вибраного насосу (відкачувального засобу) плюс, як мінімум 15...20 мм. Далі вибирається глибина свердловини. Вона залежить головним чином

від глибини вскриття водоносного горизонту і довжини відстійника.

При потужності водоносного горизонту до 2 м він перетинається повністю, незалежно від водоносності. Після цього свердловина поглиблюється під відстійник (6—8 м). При потужності водоносної зони до 5 м в слабопроникних і середньопроникних породах пласт перетинається також повністю з наступним бурінням під відстійник. В високопроникних породах великої потужності буріння повинно вестися до вскриття найбільш проникного інтервалу, нижче також передбачається відстійник. Оскільки довжина відстійника не менше 6 м, високопроникний пласт перебурюється звичайно повністю, але фільтр встановлюється в найбільш високопроникному інтервалі.

В потужних водоносних горизонтах обов'язково повинно передбачатися перетинання найбільш проникненого інтервалу (якщо така інформація є). За відсутністю інформації питання про глибину проникнення в водоносний горизонт вирішується виходячи з загальних гідрогеологічних особливостей району робіт, загальних закономірностей осадконакопичення, літології і тектоніки.

Водночас вирішується питання про довжину відстійника, його діаметр, необхідність кріплення. Якщо водоносний горизонт складений пухкими породами, довжина його береться 8, а в окремих випадках, коли очікується сильне піскування свердловини — 10 м, і він обов'язково повинен за-

13

кріплюватись. В таких випадках відстійник є продовженням фільтрової колони. В водонасичених пісках труби відстійника повинні бути знизу заварені. В тривких породах відстійник може бути пробурений тим же діаметром, що і водоносний горизонт, а може мати і менший діаметр.

Після цього вибирається тип і конструкція фільтру, що зумовлюють діаметр буріння під фільтрову колону, якщо вона є експлуатаційною, або внутрішній діаметр фільтрової колони, якщо така опускається впотій і не є експлуатаційною. Рекомендації по вибору типу фільтру наведені в (табл. 16). Методика розрахунку фільтрів наведена в довідникові [38].

Подальше проектування іде знизу вверх, починаючи від експлуатаційного діаметру. Вибираються інші обсадні колони, їх діаметри, глибини настанови, діаметри буріння під них. Геологічний розріз, експлуатаційний діаметр і кінцева глибина свердловини визначають кількість і довжину обсадних колон і діаметри буріння під них.

При ударно-канатному способі буріння необхідно пам'ятати про вихід колон в різноманітних породах (відмитих велико- і средньозернистих пісках і галечниках 50—60 м, в тонкозернистих і заглинізованих пісках до 30—40 м). При обертальному бурінні конструкція свердловини в принципі може бути одноколонною, однак слід пам'ятати, що в гідрогеологічній свердловині число колон над водоносним горизонтом повинно бути не менше двох, включаючи експлуатаційну. Діаметри буріння під обсадні колони повинні забезпечувати зазор між стінками свердловини і муфтами обсадних колон не менше 10 мм на сторону.

При виборі фільтрової колони необхідно мати на увазі наступне. До потайних фільтрових колон бажано прибігати в крайньому випадку, коли економиться не менше 80—100 м труб і є можливість встановлювати надійні сальники. Надфільтрова труба повинна заходити в попередню обсадну колону не менше, ніж на 5 м при глибині свердловини до 150 м, а при більшій глибині ця величина повинна складати не менше 5% від глибини башмака попередньої колони обсадних труб. Водоприймальну частину фільтрової колони необхідно встановлювати суворо навпроти найбільш проникнених дільниць водоносного горизонту, перекриваючи малопроникнені або непроникнені зони глухими трубами. Таких дільниць в фільтровій колоні може бути декілька. Цим досягається економія фільтрів, виготовлення яких коштує дуже дорого.

Для кріплення свердловин рекомендується використати труби нафтового сортаменту (табл. 14) з обточеними муфтами (табл. 15).

Приклад запису конструкції розвідувально-експлуатаційної свердловини з потайною фільт-

ровою колоною і двома фільтрами в ній: 370/324ц(20)269/219ц(95)190/ф146(90...110—114;135— 140...148).

При складанні конструкції свердловини на нафту і газ слід користуватися рекомендаціями

[3,15].

14

вому і гідроударному бурінні, якщо дозволяє діаметр свердловини, перевагу треба віддавати і муфто- во-замковим з'єднанням. При алмазному бурінні для зниження вібрації снаряду і здійснення високих частот обертання слід вибирати колони з ніпельними з'єднаннями, діаметр яких максимально наближений до діаметру свердловини. З цієї же метою потрібно передбачати використання антівібраційних мастил ГЕОЛ або КАВС, емульсійних промивальних розчинів. Для захисту ЛБТ від корозійновтомлювального зношування в промивальну рідину треба вводити інгібитори корозії.

Якщо конструкція свердловини алмазного буріння уступчаста (наприклад: 93/89(20) 76(300)59(700)), то рекомендується застосовувати східчасту колону: до глибини 300 м буріння ведуть з трубами СБТН-68, а далі нарощують колону трубами СБТН-54.

Застосовувати колони з трьох типорозмірів труб не рекомендується. Доцільніше закріпити верхній інтервал свердловини технічною обсадною колоною.

При твердосплавному бурінні свердловин діаметром 112 — 151 мм, а особливо при безкерновому бурінні, потрібно проектувати застосування обважених бурильних труб (ОБТ). Звичайно діаметр ОБТ приймають на розмір менш, ніж свердловина. Окрім геологорозвідувальних ОБТ типів УБТ-РПУ-89 і УБТ-Р-73, можна використати труби нафтового сортаменту (табл. 31). Довжина колони ОБТ повинна бути така, щоб вага її на 25—30% перевищувала максимальне осьове навантаження (см. розрахунок довжини ОБТ в параграфі 6.3.).

Довжина свічки бурильних труб залежить від висоти вибраної вишки або щогли. Для вишки висотою 24 м довжина свічки приймається 18.5 м, 18 м — 14 м, 13—14 м — 9.5 м, 8—9 м — 5 м. При бурінні комплексами ССК, КССК, КГК застосовуються спеціальні бурильні колони, що входять в їх склад [10, 24]. Технічні характеристики бурильних труб основних типорозмірів наведені в табл. 27, 28, 29, 31. В проекті слід описати порядок експлуатації бурильних колон: методику зборки (бажано вибіркової), порядок відпрацювання, критерію вибракування з урахуванням класу по зношення (табл. 30), систему дефектоскопії [36].

3.3. Вибір засобів механізації і технологічного контролю

До засобів механізації бурових робіт відносять навпівавтоматичні елеватори і труборозвороти [36]. В тексті проекту вказують тип вибраних засобів механізації і призводять технічні характеристики (табл. 35).

При виборі засобів технологічного контролю потрібно спочатку перелікувати прилади, встановлені безпосередньо на буровому верстаті, насосі і пускової електроапаратурі. Далі слід використати комплектуючі деякі установки засобу виміру і контролю. Так, установка УКБ-4 комплектується самопишучим ватметром Н-395, необхідний при алмазному бурінні; установки УКБ-5 і УКБ-7 відповідно комплексами приладів Курс-411 і Курс-613.

Для верстатів ЗИФ-1200МР потрібний набір окремих приладів. Звичайно це покажчик осьового навантаження МКН-2, розходоміри РПЛ-1 або ЭМР-3, вимірник і автоматичний обмежувач обертального моменту ОМ-40.

Якщо передбачаються технологічні дослідження бурових процесів, то можна засто-совувати багатоканальний самопишучий реєстратор РУМБ-1, який підключається до ком-плексу КУРС-613 або використовується самостійно з верстатом ЗИФ-1200МР. В останньому випадку не будуть вимагатися зазначені вище прилади, але укомплектовувати реєстра-тором РУМБ слід тільки агрегати, які будуть взяті для аналізу технологічних процесів.

Інші прилади застосовуються тільки в обгрунтованих в проекті випадках. Наприклад, при гідроударному бурінні в комплект апаратури треба ввести частотомір.

Для визначення зносу труб і з'єднань, їх вибракування обираються товщиноміри Кварц-6 або Т-1, індикатор зносу ДИТ, дефектоскоп ДБТ. При систематичній роботі по відпрацюванню колон треба використати пересувну лабораторію ПКДЛ-1 або станцію ПДС.

Робиться перелік засобів контролю і наводиться стисла технічна характеристика, в якій обо- в'язково вказуються межі виміру і класи точності приборів [26, 36]. Приводиться зіставлення з даними практики по номенклатурі приладів, що застосовуються.

Для верстату ЗИФ-1200МР обираються значення уставок обмеження і сигналізації приладу ОМ-40 (табл. 34). Якщо по даним таблиці труби не руйнуються, то слід прийняти максимальні значення уставок по шкалі приладу. Якщо вимірники обертального моменту застосовуються для інших верстатів, значення уставок можуть бути розраховані по наступній методиці.

16

З урахуванням частоти обертання труб розраховується максимальний обертальний момент, що розвивається верстатом, кН*м

де d1 і d2 — відповідно зовнішній і внутрішній діаметри труб, м.

Порівнюються значення Mmax і Mp. Якщо Mmax<Mp, то нові труби не будуть руйнуватися при короткочасових перевантаженнях і підтриманні постійної частоти обертання, а якщо Mmax>Mp розривання можливе.

Визначається розрахована уставка приладу ОМ-40 на обмеження обертального моменту

Mус = M р , де k — коефіцієнт запасу, k=1,5; kи — коефіцієнт, що враховує клас придатності труб по kkи

зносу (для першого класу kи =1, для другого kи =2, третього kи =3).

Фактичне значення моменту уставки обмеження Mусо приймається рівним найближчому по шкалі приладу ОМ-40. Момент уставки сигналізації Mусс вибирається рівним найближчому меншому значенню по шкалі приладу відносно прийнятої величини. В тому випадку, коли розрахована Mусо менш 0,75 кН*м, то приймається значення, найближче до розрахункової величини.

Прилад ОМ-40 рекомендується також для відвертання можливих перевищувань навантажень, що допускаються на елеваторі (гаку) бурової щогли.

Для верстату ЗИФ-1200МР візуальні визначення навантаження на гаку при підйомі снаряду виконуються з урахуванням того, що для талевого оснащення 2х3 межа виміру по шкалі приладу відповідає навантаженню на гак 250 кН, при оснащуванні 1х2 — 125 кН, при роботі на прямому канаті

— 62,5 кН.

Рекомендуєма характеристикою приладу уставка обмеження 200 відповідає навантаженню 200 кН для оснащення 2х3. При такій уставці зусилля на кронблок складе біля 300 кН, що нижче номінального для вишки ВРМ-24-540. Очевидно, що для даної вишки значення уставки можна збільшити до 250, яке буде відповідати навантаженню на кронблок рівному 375 кН. При цьому лебідка верстату буде перевантажена приблизно на 40%, що для планетарних лебідок цілком допустимо. Менше значення величини уставки слід використати для сигналізації.

Визначить необхідні величини уставок в випадку використання приладу на верстатах з іншою потужністю електродвигуна і іншими швидкостями навивання канату на барабан можна, знаючи, що значення межі шкали при роботі на прямому канаті складає 62.5 кН і використовуючи співвідношення

Де Pл — зусилля натягання канату лебідки;

Vл — перша швидкість навивання канату на барабан.

Приблизні розрахунки (при η=0,9) показують, що для установки УКБ-5 і оснащенні талі 1х2 підходять уставки сигналізації 150 і обмеження — 200. Номінальному навантаженню на гак щогли БМТ-5 рівної 50 кН відповідає візуальний відлік для значення по шкалі приладу 115. Попереджуючий сигнал буде поданий при навантаженні на гак більш 65 кН, а відключення системи відбудеться після досягнення навантаження на гак величини 88 кН, що на 10% перевищує максимально допустиме навантаження.

17

Для установки УКБ-4 при оснащенні 1х2 необхідна уставка сигналізації 100, а обмеження 150. Тоді сигнал буде поданий при навантаженні на гак 35 кН, а відключення відбудеться після досягнення навантаження 52 кН, що незначно перевищує параметри характеристики щогли БМТ-4.

18