Геолого-технические условия бурения

Геологический разрез и краткая характеристика пород. Геолого-технические условия отбора керна. Способ бурения и конструкция скважины. Предупреждение и борьба с искривлением скважин, инклинометрия. Производственные процессы при сооружении скважин.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 17.06.2009
Размер файла 151,6 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Согласно характеристике насоса У8-3 (см. табл. 42 приложения). производительность в 51,6 л/с можно получить, если на двух насо-сах будут поставлены цилиндровые втулки диаметром 185 мм при числе двойных ходов поршня в минуту 40 и коэффициенте подачи а=0,85 (производительность одного насоса при этом составляет 25,8 л/с). Допускаемое давление па насосах 75 кгс/см2. Находим допустимую глубину бурения Lдоп при заданной производительность насосов Q = 51.6 л/с по формуле

где N == 1040 л. с.;

?Н= 0,675;

Ар = 2116?10-5;

А = 1006?10-5

?гл.р. = 1,2 гс/см3,

Q == 51,6 л/с

(эти величиной были определены выше);

В -- коэффициент потерь давления, зависящий от глубины скважины,

где aтр -- коэффициент потерь давления в бурильных трубах. Его значения в зависимости от диаметра бурильных труб, толщины. стенки трубы, вида и количества буровой жидкости, прокачиваемой через бурильные трубы, даны в табл. 17 приложения. Для нашего примера атр = 520? 10-8;

а3 -- коэффициент потерь давления в зам-ковом соединении. Значения а3, даны в табл. 18 приложения. Если для бурения применяются бурильные трубы с равнопроходным кана-лом, то а3 = О. В нашем случае а, = 0, так как трубы типа ТБПВ;

l -- длина одной бурильной трубы. Для расчетов принимается l = 10 м;

ак.п -- коэффициент потерь давления в кольцевом пространстве. Значения его в зависимости от диаметра бурильных труб, долота, вида и количества буровой жидкости даны в табл. 16 приложения. Для нашего примера ак.п=14,0?10-8

Следовательно,

Тогда

Принимая L = 150 м, так как далее меняется удельный вес глинистого раствора на 1,3 гс/см3 и диаметр долота. Для новых условий определяем Qmax по формуле

Здесь N = 1040 л.с.;

?Н = 0,675;

А = 2116 * 10-5

?гл.р. = 1,3 гс/см3

Коэффициент А для новых условий равен

где ам= 340*10-5 (согласно данным табл. 21 приложения);

аУБТ = 2,24*10-5 (согласно данным табл. 19 приложения);

ап. т = 170*10-5 (согласно данным табл. 20 приложения);

Здесь F = 17 см2 -- суммарное сечение промывочных отверстии долота диаметром 269 мм (см. табл. 3 приложения).

Тогда

Коэффициент В для новых условий равен

где атр = 520*10-8 (согласно данным табл. 17 приложения);

а3 = 0 (трубы беззамковые);

ак.п= 85*10-8 (согласно данным табл. 16 приложения).

Тогда

Следовательно,

Определим минимальное значение производительности насосов для
выноса частиц выбуренной породы на поверхность.

Значения букв, входящих в формулу, приведены в задаче 21. В на-шем примере Dд= 269 мм; D = 146 мм. Принимая ?min= 1,1 м/с, получаем

Следовательно, фактическая производительность Q должна быть

Согласно характеристике насоса У8-3 (см. табл. 42 приложения), производительность в 48,2 л/с можно получить, если на двух насосах будут поставлены цилиндровые втулки диаметром 170 мм при числе двойных ходов поршня в минуту 45, коэффициенте подачи насоса а=0,85 (производительность одного насоса при этом составляет 24,1 л/с). Допускаемое давление на насосах равно 90 кгс/см2.

Определим допустимую глубину бурения при производитель-ности насосов 48,2 л/с по формуле

Для увеличения допустимой глубины бурения поставим па двух насосах втулки диаметром 150 мм. Тогда производительность одного насоса при коэффициенте подачи 0,85 и числе двойных ходов поршня в минуту 55 составляет 22,4 л/с (см. табл. 42 приложения), а про-изводительность двух насосов 44,8 л/с. Допускаемое давление 110 к гс/см2,

Принимаем L = 1000 м, так как далее меняется удельный вес глинистого раствора на 1,4 гс/см3.

Определим допустимую глубину бурения при ?гл.р. = 1,4 гс/см3

Принимаем L = 1500 м, так как далее меняются долото, тип турбо-бура, бурильные трубы и удельный вес глинистого раствора. Для данных условий, согласно данным табл. 16, 17, 19, 20, 39 прило-жения и формулам, находим для турбобура ТС4А-65/8"

Согласно данным табл. 39 приложения, рт' = 89 кгс/см2; Q1 = 25 л/с; ам = 340*10-5 (см. табл. 21 приложения); аУБТ= 8,0*10-5 см. табл. 19 приложения);

Здесь F -- суммарное сечение промывочных отверстий долота диаметром 190 мм (см. табл. 3 приложения); ап.т = 560*10-5; ат.р=1820*10-8; ак.п= 600*10-8

Тогда

Приняв L = 1500 м, при ?гл.р = 1,5 гс/см3 найдем производительность насосов на глубине 1500 м

Минимальное значение производительности насосов для выноса частиц

выбуренной породы на поверхность равно

Подставляя Dд= 0,190 м; D = 0,114 м; ? min = 1,1 м/с, полу-чаем

Фактическая производительность насоса будет

Qmax > Q >Qmin

Согласно характеристике насоса У8-3 (см. табл. 42 приложения), производительность 26,6 л/с можно получить, если на двух насосах будут поставлены цилиндровые втулки диаметром 130 мм при числе двойных ходов поршня в минуту 45 и коэффициенте подачи ?=0,85. Допускаемое давление на насосах 150 кгс/см2.

Находим допустимую глубину бурения Lдоп при заданной производительности насосов 26,6 л/с по формуле

Для увеличения допустимой глубины бурения примем тот же диаметр втулок 130 мм, ? = 0,85, число двойных ходов поршня в минуту 40. Тогда производительность двух насосов У8-3 равна 23,6 л/с.

Определим Lдоп при Q = 23,6 л/с.

Принимаем L = 3000 м,

Примечание. Если производительность Qmax, определяемая по вышеприведенной формуле, меньше, чем суммарная производительность двух насосов (согласно характеристике), то можно бурить одним насосом. При этом следует подставлять производительность Q одного насоса и N -- мощность привода одного насоса.

Результаты всех расчетов сводим в табл. 15.

Таблица 15

Интервал бурения, м

Диаметр втулок, мм

Допустимое давление на насосах, кгс/см2

Число двойных ходов поршня в 1 мин

Производительность насосов, л/с

Удельный вес глинистого раствора, гс/см3

0-150

150-640

640-1000

1000-1500

1500-2700

2700-3000

185

170

150

150

130

130

75

90

110

110

150

150

40

45

55

55

45

40

51,6

48,2

44,8

44,8

26,6

23,6

1,2

1,3

1,3

1,4

1,5

1,5

Определение осевой нагрузки на долото.

Определим осевую нагрузку на долото G при бурении в интервале 1000-1500 м. Эффективное разрушение породы при бурении возможно только в том случае, если соблюдается условие G1?FH?, т. е. объемное разрушение породы. Здесь FH -- начальная опорная поверхность нового долота

?Z -- коэффициент перекрытия зубьев. Среднее значение его равно 1,05-2;

b -- начальная тупизна зубьев, равная 1,0 -- 1,5 ми;

DД = 269 мм -- диаметр долота в заданном интервале.

Принимая ?Z= 1,07, b = 1,05мм, получаем

? -- предел прочности породы в кгс/мм2. Значения ? по интервалам приведены в табл. 16.

Принимая, согласно данным табл. 16, ? = 75 кгс/мм2 (порода 4 категории, см. табл. 1 приложения), находим

Таблица 16.

Интервал, м

0-150

150-640

640-1000

1000-1500

1500-2700

2700-3000

?, кгс/мм2

25

60

60

75

80

80

Аналогично определяем G1 для других интервалов, и результаты расчетов сводим в табл. 17.

Таблица 17

Интервал, м

0-150

150-640

640-1000

1000-1500

1500-2700

2700-3000

Диаметр долота, мм

346

269

269

269

190

190

G1, тс

4,9

9,1

9,1

11,3

8,5

8,5

Примечание. Если предел прочности о породы очень большой, то разрушение породы может происходит, при G1?FH?. В этом случае будет отмечаться усталостное разрушение, а если G1<<FH?, то - поверхностное разрушение. Усталостное и поверхностное разрушения малоэффективны и нежелательны, поэтому для разрушения такой породы объемным способом необходимо уменьшать FH путем уменьшения диаметра долота, коэффициента перекрытия зубьев и начальной тупизны зубьев, т, е. следует правильно подобрать типоразмер долота в зависимости от механических свойств проходимых город.

Согласно данным табл. 5 приложения, загрузка па долото тила С интервале 1000 -- 1500 м должна быть

где (300 ? 800) -- нагрузка в кгс на 1 см диаметра долота типа С;

Dд -- диаметр долота в см прп бурении в интервале 1000-1500м.

Следовательно,

Аналогично находим загрузки G2 для других интервалов и результаты расчетов сводим в табл. 18,

На основанный данных табл. 3 приложения, максимально допустимая осевая нагрузка на долото G3 в зависимости от диаметра долота и интервала бурения приведена в табл. 19.

Определим тормозную нагрузку Gтор в интервале 1000--1500 и,
при которой вал турбобура полностью затормаживается,

где Мт -- тормозной момент турбобура в кгс ·м.

Таблица 18.

Интервал, м

0-150

150-640

640-1000

1000-1500

1500-2700

2700-3000

Диаметр долота, мм

346М

269С

269С

269С

190С

190С

G2, тс

7-21

5-16

5-16

8-22

6-15

8-17

Таблица 19.

Интервал, м

0-150

150-640

640-1000

1000-1500

1500-2700

2700-3000

Диаметр долота, мм

346

269

269

269

190

190

G3, тс

40

32

32

32

20

20

Мт = 2Мопт.

Мопт -- оптимальный момент, развиваемый турбобуром в интервале 1000--1500 м при Q = 44,8 л/с; ?гл.р= 1,4 гс/см3

Здесь АМ -- коэффициент момента турбобура. Для Т12МЗБ-9" Ам определяют из выражения

Здесь М' -- вращающий момент на валу турбобура при производительности насосов Q1 = 55 л/с. Согласно данным табл. 39 приложения, M' = 363 кгс·м; Q1 = 55 л/с. Значения коэффициента АМ для некоторых типоразмеров турбобуров также приведены в табл. 22 приложения.

Тогда

rср -- средний радиус трения в пяте турбобура.

rср определяют по формуле

где rН = 7,25 см;

rВ = 5,0 см -- соответственно наружный и внутренний радиус поверхности трения в см (см. табл. 40 приложения).

rН = 0.0725 м, rВ = 0,05 м.

?р -- коэффициент трения в пяте, равный 0,082; Gос-- максимальная осевая нагрузка, действующая на вал турбобура и его опоры, зависящая от гидравлической нагрузки GГ и веса вращающейся системы Gр.т. -- вала турбобура, долота, а иногда удлинители, помещ-щенного между турбобуром и долотом,

Гидравлическая нагрузка равна

Здесь Е -- коэффициент гидравлической нагрузки, определяемый по формуле

dС-- средний диаметр турбины. Согласно данным табл. 10 приложения,

dС = 16 см.

Примечание. Значения коэффициента Е для некоторых типоразмеров турбобуров приведены в табл. 40 приложения.

Gр.т= 920 кгс -- вес вращающейся системы турбобура (см. табл. 40 приложения). Следовательно,

Тогда

При турбинном бурении следует учитывать еще следующие на долото (но не тормозную), обусловливаемую максимальным рабочим моментом, развиваемым турбобуром; GN -- экстремальную нагрузку на долото, обеспечивающую работу турбобура на экстремальном режиме (режим при максимальной мощности).

Между этими нагрузками и тормозной нагрузкой существую соотношения

Таким образом, для интервала 1000--1500м подсчитаны следующие нагрузки:

G1, тс

G2, тс

G3, тс

Gтор, тс

Gmax, тс

GN, тс

11,3

8-22

32

95,5

76

57

При турбинном способе бурения соотношения между выбранной нагрузкой G и определенными должны быть таковы: G>G1; G ?G2; G<G3; G<Gmax; G?GN;

Принимая во внимание соотношения и зная, что осевая нагрузка на долото должна создаваться за счет 75% веса УБТ (из условия задачи ly= 100м, qy = 192 кг), выбираем нагрузку на долото d интервале 1000--1500м до 16 тс.

Аналогично производим подсчеты при изменении удельного веса глинистого раствора, производительности насосов, типа турбобура ли типа долота. Все расчеты сводим в табл. 20.

0-150

150-640

640-1000

1000-1500

1500-2700

2700-3000

4,9

9,1

9,1

11,3

8,5

8,5

7-21

5-16

5-16

8-22

6-15

8-17

40

32

32

32

20

20

105

101

87

95,5

25

26

84

80

70

76

19

21

63

60

52

57

35

35

С навеса

10

10

16

9

9

Определение скорости вращения долота

Скорость вращения долота при бурении в интервале 1000--1500м определяют по формуле

где nX-- скорость вращения вала турбобура при холостом режиме, т.е. при G= 0.

nопт -- скорость вращения вала турбобура при производительности
насосов Q.

Аn - коэффициент скорости вращения вала турбобура определяют из выражения

Здесь n' -- скорость вращения вала турбобура при максимальной мощности. Согласно данным табл. 39 приложения, n' = 772 об/мин прп расходе жидкости Q = 55 л/с.

Примечание. Значения коэффициента Аn для некоторых типоразмеров трубопроводов приведены в табл. 22 приложения.

Тогда

Мт -- тормозной момент турбобура, Мт был определен нами при проектировании осевой нагрузки на долото, Мт = 620 кгс·м;

Мп -- момент трения в пяте турбобура

где rср = 0,06193 м;

?р = 0,082;

Gос = 14 420 кгс;

G= 16 000 кгс.

Эти величины были определенны при проектировании осевой загрузки на долото.

Тогда

Далее определяем момент, необходимый для преодоления сопротивление, встречаемых долотами,

где К -- коэффициент, для изношенного шарошечного долота, равный 0,2 -- 0,3; для нового долота К = 0,1- 0,2;

G -- осевая нагрузка на долото в тс;

DД -- диаметр долота в см.

Принимая К = 0,1; G= 16 тс; DД= 26,9 см, получаем

Тогда скорость вращения долота в интервале 1000 -- 1500 и равна

Определим коэффициент полезного действия всей буровой установки при бурении в интервале 1000--1500м.

где Nд - мощность, затрачиваемая на разрушение породы долотом,

Подставляя данные, получаем

N =1040 л. с. -- суммарная мощность двигателей привода насосов.

Тогда

В такой же последовательности рассчитываем n, NД и ? для каждого интервала в отдельности. Результаты расчетов сводим в табл. 21.

Таблица 21

Интервал, м

n, об/мин

Nд, л.с.

?,%

0-150

150-640

640-1000

1000-1500

1500-2700

2700-3000

725

678

532

854

374

346

290

169

168

107

46,5

42,7

28,0

16,2

16,1

10,3

4,47

4,1

На основании всех предыдущих расчетов и таблиц строим свод-ную таблицу режима турбинного бурения.

Интервал, м

Долото

Тип турбобура

Удельный вес глинистого раствора, гс/см2

Q, л/с

Р, кгс/см2

G, тс

n, об/мин

NД, л.с.

?, %

Тип

Диаметрмм

0-150

150-640

640-1000 1000-1500

М

МС

МС

С

346

269

269

269

Т12М3Б-9''

1,2

51,6

75

С навеса

725

290

28

1,3

48,2

90

10

678

169

16,2

1,4

44,8

110

532

168

16,1

110

16

584

107

10,3

1500-2700 2700-3000

С

С

190

190

ТС4А-6?''

1,5

26,6

150

9

374

46,5

4,47

23,6

150

346

42,7

4,1

Список литературы

1. Б.И. Воздвиженский «Колонковое бурение», Москва «Недра», 1982

2. К.Ф. Паус «Буровые промывочные жидкости», Москва «Недра», 1967

3. С.Ю. Жуховицкий «Промывочные жидкости в бурении», Москва «Недра», 1976

4. Б.И. Воздвиженский «Разведочное бурение», Москва «Недра», 1979

5. Спиридонов Б.И. «Разведочное бурение», Методические указания, Томск,издательство ТПУ,1991

6. А.С. Волков, Б.П. Долгов «Вращательное бурение разведочных скважин», Москва, «Недра», 1988

7. А.В. Марамзин «Бурение геологоразведочных скважин на твёрдые полезные ископаемые», Ленинград «Недра», 1969

8. «Буровой инструмент для геологоразведочных скважин», Справочник, Москва «Недра», 1990

9. А.А. Гребенюк «Технология получения керна», Москва «Недра», 1973

10. «Технология и техника разведочного бурения», Москва «Недра», 1983

11. Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин, в двух частях, Москва, «Недра», 1984


Подобные документы

  • Геолого-технические условия бурения и отбора керна. Способ бурения и конструкция скважины. Разработка режимов бурения скважины. Повышение качества отбора керна. Искривление скважин и инклинометрия. Буровое оборудование и инструмент. Сооружение скважин.

    курсовая работа [778,6 K], добавлен 05.02.2008

  • Геолого-технические условия бурения скважины. Выбор и расчет водоприемной части скважины, ее проектная конструкция. Способ и технология бурения, буровое оборудование и инструмент. Вскрытие и освоение водоносного горизонта, расчет водоподъемной установки.

    курсовая работа [39,6 K], добавлен 19.06.2011

  • Геолого-технические условия бурения нефтегазовых скважин Западной Сибири, условия и принципы работы телеметрических систем. Геологическое строение участка: литолого-стратиграфический разрез, доюрские образования, нефтеносность. Оборудование для бурения.

    отчет по практике [1,6 M], добавлен 22.04.2011

  • Геологическое строение района. Геологические задачи и методы их решения. Топографо-геодезические и геофизические работы. Геолого-технические условия бурения. Выбор конструкции скважины. Выбор способа бурения. Виды осложнений и причины их возникновения.

    дипломная работа [3,6 M], добавлен 19.11.2015

  • Геолого–технические условия бурения месторождения Кизилкума. Физико-механические свойства горных пород разреза. Краткий обзор применяемой техники: буровые установки, трубы и соединения, колонковые наборы. Методика оценки технических средств и технологий.

    диссертация [4,7 M], добавлен 31.07.2015

  • Проектирование разведочной скважины. Проработка целевого задания и геологических условий бурения. Выбор и обоснование способа бурения, конструкции скважины, бурового оборудования. Мероприятия по повышению выхода керна. Меры борьбы с искривлением скважин.

    курсовая работа [52,4 K], добавлен 07.02.2010

  • Характеристика геологического разреза на территории нефтяного месторождения, классификация породы. Выбор способа бурения и построение конструкции скважин, расчет глубины спуска кондуктора. Мероприятия по борьбе с самопроизвольным искривлением скважин.

    курсовая работа [460,2 K], добавлен 01.12.2011

  • Геолого-технические условия бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор и обоснование способа бурения. Выбор бурового инструмента и оборудования. Проектирование технологического режима бурения. Мероприятия по предупреждению аварий в скважине.

    курсовая работа [927,4 K], добавлен 30.03.2016

  • Технические средства и технологии бурения скважин. Колонковое бурение: схема, инструмент, конструкция колонковых скважин, буровые установки. Промывка и продувка буровых скважин, типы промывочной жидкости, условия применения, методы измерения свойств.

    курсовая работа [163,3 K], добавлен 24.06.2011

  • Выбор способа бурения и построения конструкции скважины. Проверочный расчет буровой вышки. Технология погружения обсадной колонны, отбора керна, вращательного бурения. Составление геологического наряда. Организация морского бурения, ликвидационные работы.

    курсовая работа [2,3 M], добавлен 14.06.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.