Курсовий проект розвідувальної свердловини глибиною 540 м
Москва
2007
Введення
У ході проектування розвідувальної свердловини були опрацьовані наступні питання:
1) цільове завдання і геологічні умови буріння;
2) вибір та обгрунтування способу буріння;
3) вибір та обгрунтування конструкції свердловини;
4) вибір бурового обладнання (верстат, насос, щогла, двигун);
5) вибір породоруйнуючих наконечників;
6) вибір промивальної рідини;
7) визначення параметрів режиму буріння;
8) заходи щодо підвищення виходу керна;
9) заходи боротьби з викривленням свердловин, виміри викривлення;
10) перевірочні розрахунки вибраного обладнання, інструменту та технології буріння;
11) заходи з техніки безпеки;
Графічним додатком проекту є геолого-технічний наряд на буріння свердловини.
Цільове завдання та геологічні умови буріння
За даними завдання проводиться буріння розвідувальної свердловини глибиною 540 м .
За категоріями з буримости зустрічаються такі породи - III (суглинок з домішкою до 20% дрібної (до 3 см ) Гальки і щебеню), VI (сланці кварцево-хлорит-серіцітовие тріщинуваті), VIII (сланці окремненние кварцево-хлоритові), X (дрібнозернисті граніти), VI (дуніти), VII (рудна зона), VI (дуніти).
Рудна зона представлена хроміту, знаходиться на глибині 500 м ., З потужністю 30 м .
Кут нахилу свердловини 85 °.
Вибір способу буріння
З огляду на характеристики порід (категорія за буримости, абразивність, міцність, пружність, пластичність і т.д.) геологічні особливості родовища і досвід буріння в даному районі, пропонуються наступні способи буріння:
1) від 0 до 180 м - Бескерновое буріння шарошечним способом;
2) від 180 до 380 м - Алмазне буріння імпрегнованим коронками;
3) від 380 до 540 м - Твердосплавні буріння;
Буріння верхній частині розрізу буде проводитися бескерновим способом, як більш продуктивне, до глибини 180 м , Далі для уточнення геологічного розрізу буде застосовуватися твердосплавними й алмазне буріння з відбором керна.
Вибір і обгрунтування конструкції свердловини
З метою запобігання гирла свердловини від розмиву передбачається установка напрямної труби до глибини 10 м . Діаметр свердловини - 76 мм , Діаметр напрямної труби - 73 мм .
Шар тріщинуватих кварцево-хлорит-серіцітових сланців, ускладнених поглинанням вимагає установки обсадної труби довжиною 180 м діаметром - 57 мм , При діаметрі свердловини - 59 мм . За гранітам, дунітами і хромітової руді проводиться буріння діаметром - 46 мм без встановлення обсадних труб з відбором керна діаметром 36 мм в інтервалі глибин від 180 м до 540 м .
При виборі параметрів конструкції свердловини враховувалися кінцевий діаметр свердловини, геолого-технічні умови, цілі і способи буріння.
Враховуючи мінімально допустимий діаметр керна хромітової руди - 22 мм при діаметрі свердловини - 36 мм , Буріння зважаючи можливих ускладнень у свердловині пропонується здійснювати кінцевим діаметром - 46 мм .
У свердловину пропонованої конструкції проходять всі геофізичні прилади, необхідні для проведення досліджень, в тому числі і инклинометра.
Вибір бурового інструменту
Бурова установка була обрана у відповідності з глибиною і конструкцією свердловини, а також способом буріння.
Враховуючи, глибину свердловини доцільно використовувати:
- Бурову установку УКБ - 5П;
- Буровий верстат СКБ - 5;
- Буровий насос НБ 120/40
Технічна характеристика бурової установки з гідравлічною подачею УКБ - 5П
Вибір породоруйнуючих наконечників
А) Для бескернового буріння суглинку з домішкою до 20% дрібної (до 3 см ) Гальки та щебеню III категорії до глибини 10 м передбачається застосування шарошкового долота типу М - 76
Технічна характеристика доліт типу М-76
Б) Для бескернового буріння сланців кварцево-хлорит-серіцітових тріщинуватих VI категорії в інтервалі глибин від 10 до 180 м застосуємо шарошечне долото типу Т - 59
Технічна характеристика доліт типу Т-59
В) Для буріння з відбором керна з глибини 180 м до 380 м в породах VIII категорії (сланці окремненние кварцево-хлоритові) і X категорії (дрібнозернисті граніти) доцільно застосовувати алмазне буріння імпрегнованим коронками типу О2І.
Технічна характеристика коронок типу О2І
Г) Для буріння з відбором керна на інтервалі глибин від 380 до 540 м в породах VI категорії (дуніти) і VII категорії (рудна зона) застосуємо твердосплавні буріння коронками типу СА4.
Технічна характеристика коронок типу СА4
Вибір промивної рідини
Для очищення свердловини від шламу, охолодження і закріплення нестійких стінок свердловини будемо застосовувати промивку:
1) в інтервалі від 0 до 10 м - Вода;
2) в інтервалі від 10 до 180 м через можливість поглинання через тріщинуватості гірських порід - глинистим розчином з додаванням карбоксиметилцелюлози (КМЦ) з метою зниження водовіддачі;
3) в інтервалі від 180 до 540 м після установки обсадної колони до глибини 180 м - Глинистим розчином, щоб підвищити відсоток виходу керна.
Вибір параметрів режиму буріння
Дані по питомій осьовому навантаженні - С 0 беруться з таблиці № 1
Дані по питомій витраті промивної рідини 1 см діаметра долота - K до беруться з таблиці № 2
Бескерновое буріння. Ø 76 мм М-76; Ø 59 мм Т-59
А) При бурінні лопатевими і шарошкових доліт осьову навантаження визначають виходячи з питомої навантаження на 1 см діаметра долота:
С = С 0 • D кН
Де С 0 - питоме навантаження на 1 см долота, кН / см;
D - діаметр долота, см;
М-76: С = 2,0 • 7,6 = 15,2 кН
Т -59: С = 2,0 • 5,9 = 11,8 кН
Б) Частота обертання бурового інструменту визначається за формулою:
Де V - окружна швидкість обертання долота, м / с;
D - діаметр бурового наконечника, м;
М-76:
Т -59:
В) Кількість промивної рідини визначається за формулою:
Q = K до • D д л / хв
Де K к - питома витрата промивальної рідини, л / хв на 1 см діаметра долота;
D д - зовнішній діаметр долота, см;
М-76: Q = 12 • 7,6 = 91,2 л / хв
Т -59: Q = 10 • 5,9 = 59 л / хв
Алмазне буріння. Ø 46 мм О2І
А) При бурінні алмазними коронками осьову навантаження визначають виходячи з питомої навантаження на 1 см 2 площі торця коронки:
С = С 0 • F кН
Де С 0 - питоме навантаження на 1 см 2 площі торця коронки, кН / см 2;
F - площа торця коронки, см 2;
О2І: для VIII кат. З = 0,6 • 8,2 = 4,92 кН
для X кат. З = 0,9 • 8,2 = 7,38 кН
Б) Частота обертання бурового інструменту визначається за формулою:
Де V - окружна швидкість обертання коронки, м / с;
D - діаметр коронки, м;
О2І: для VIII кат.
для X кат.
В) Кількість промивної рідини визначається за формулою:
Q = K до • D д л / хв
Де K к - питома витрата промивальної рідини, л / хв на 1 см діаметра коронки;
D д - зовнішній діаметр коронки, см;
О1А: для VIII кат. Q = 6 • 4,6 = 27,6 л / хв
для X кат. Q = 4 • 4,6 = 18,4 л / хв
Твердосплавні буріння. Ø 46 мм СА4.
А) При бурінні твердосплавними коронками осьову навантаження визначають виходячи з питомої навантаження на один різець коронки:
С = m • p кН
Де m - питоме навантаження на один різець коронки, кН;
p-число основних (торцевих) різців в коронці;
СА4: З = 0,5 • 12 = 6 кН
Б) Частота обертання бурового інструменту визначається за формулою:
Де V - окружна швидкість обертання коронки, м / с;
D - діаметр коронки, м;
СА4:
В) Кількість промивної рідини визначається за формулою:
Q = K до • D д л / хв
Де K к - питома витрата промивальної рідини, л / хв на 1 см діаметра коронки;
D д - зовнішній діаметр коронки, см;
СА4: Q = 8 • 4,6 = 36,8 л / хв
Заходи щодо підвищення виходу керна
На вихід керна при бурінні колонковому впливають багато факторів, серед яких можна виділити наступні: тип і спосіб промивання свердловини, параметри режиму буріння, конструкція бурового інструменту, спосіб заклинювання керна.
У нашому випадку відбір керна буде проводитися в стійких породах VI, VII, VIII і X категорій. Буріння в таких умовах практикується одинарними колонковими трубами з використанням алмазних або твердосплавних коронок.
З метою запобігання механічного руйнування керна, і як його наслідок, самозаклінкі і стирання керна, передбачаємо заходи щодо зниження вібрації бурильної колони, застосовуємо центратори, контролюємо прямолінійність колонкових і бурильних труб.
Зрив і утримання керна буде здійснюватися за допомогою кернорвателі.
Якщо при бурінні з відбором керна на інтервалі глибин від 180 до 540 м промивання водою буде причиною руйнування керна слід замінити воду глинистим розчином. Так само підвищення виходу керна можна домогтися зниженням осьового навантаження, частоти обертання бурового інструменту, витрати промивної рідини.
Як варіант можливе застосування ССК-снаряда зі знімним керноприемника, а також ДКТ - подвійних колонкових труб.
Заходи боротьби з викривленням свердловин
Необхідно застосування інклінометрії для контролю за викривленням свердловини від проектного напряму.
Слід врахувати наступні фактори:
- Кут зустрічі бурового наконечника з падінням або нашарування сурми • порід.
ЗАХОДИ: рекомендується домагатися кута зустрічі осі свердловини з площиною пласта понад 25 - 30 °.
-Трещінноватость.
- Анізотропія по твердості.
- Технічні причини.
ЗАХОДИ: не допускати роботу криволінійними бурильними трубами (1 - 1,5 мм на 1 м довжини труби);
використовувати в компонуванні бурильної колони центратори або алмазні розширювачі;
застосовувати в ряді випадків УБТ;
при переході з більшого діаметра буріння на менший використовувати спеціальні отбурочние снаряди, що складаються з колонкових труб більшого і меншого діаметру;
- Технологічні фактори: режим і спосіб буріння.
ЗАХОДИ: застосування УБТ на глибинах понад 500 м ;
зміна режиму буріння;
Перевірочні розрахунки вибраного обладнання, інструменту та технології буріння
1) Визначення витрат потужності на буріння свердловини:
N б = N з + N з + N х + N д = 10,03 кВт
Де N с - витрати потужності у верстаті, кВт;
N з - затрати потужності на руйнування породи на вибої, кВт;
N х - витрати потужності на неодружене обертання колони, кВт;
N д - додаткові витрати потужності на обертання бурильної колони при створенні осьового навантаження, кВт;
А) Витрати потужності у верстаті складають:
N з = N (4,35 • 10 -2 +1,7 • 10 -4 • n) +0,4 • Р кВт
N з = 30 (4,35 • 10 -2 +1,7 • 10 -4 • 250) +0,4 • 4 = 4,16 кВт
Де N = 22 кВт - номінальна потужність двигуна;
n = 250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
Р = 4 МПа - тиск в гідросистемі;
Б) Витрати потужності на руйнування породи на вибої:
N з = З ос • n (R + r) / 195 000 • b • μ кВт
N з = 6000 • 250 (2,3 +1,55) / 195000 • 1,2 • 0,3 = 3,95 кВт
Де З ос = 6000 Н - осьове навантаження на коронку;
R = 2,3 см - зовнішній радіус коронки;
r = 1,55 см - внутрішній радіус коронки;
n = 250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
b = 1,2 - коефіцієнт, що враховує процес руйнування;
μ = 0,3 - коефіцієнт тертя коронки про породу;
В) Витрати потужності на неодружене обертання колони:
- Для низьких значень чисел оборотів бурового інструменту
N х = 1,8 • К • З 2 • q • d 2 • n • L кВт
N х = 1,8 • 1,0 • 10 • 10-8 • 4,6 • 4,2 2 • 250 • 540 = 1,183 кВт
Де К = 1,0 - коефіцієнт при використанні КАВС;
З 2 = 10 • 10 -8 - коефіцієнт розробки стовбура свердловини;
q = 4,6 кг - маса 1 м бурильних труб;
= 4,2 см - діаметр бурильних труб;
n = 250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
L = 540 м - глибина свердловини;
Г) Додаткові витрати потужності
N д = 0,245 • δ • З ос • n кВт
N д = 0,245 • 0,002 • 6 • 250 = 0,735 кВт
де З ос = 6,0 кН - осьове навантаження на коронку;
δ = 0,002 м - радіальний зазор між бурильними трубами і стінками свердловини;
n = 250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
Витрати потужності на буріння свердловини складуть:
N б = 4,16 + 3,95 + 1,183 + 0,735 = 10,03 кВт
Оскільки витрати на потужність буріння кінцевим діаметром становлять 1 / 3 від потужності електродвигуна, доцільно провести розрахунок за більш швидкісного алмазному бурінню на інтервалі глибин від 180 до 380 м .
Москва
2007
Введення
У ході проектування розвідувальної свердловини були опрацьовані наступні питання:
1) цільове завдання і геологічні умови буріння;
2) вибір та обгрунтування способу буріння;
3) вибір та обгрунтування конструкції свердловини;
4) вибір бурового обладнання (верстат, насос, щогла, двигун);
5) вибір породоруйнуючих наконечників;
6) вибір промивальної рідини;
7) визначення параметрів режиму буріння;
8) заходи щодо підвищення виходу керна;
9) заходи боротьби з викривленням свердловин, виміри викривлення;
10) перевірочні розрахунки вибраного обладнання, інструменту та технології буріння;
11) заходи з техніки безпеки;
Графічним додатком проекту є геолого-технічний наряд на буріння свердловини.
Цільове завдання та геологічні умови буріння
За даними завдання проводиться буріння розвідувальної свердловини глибиною
За категоріями з буримости зустрічаються такі породи - III (суглинок з домішкою до 20% дрібної (до
Рудна зона представлена хроміту, знаходиться на глибині
Кут нахилу свердловини 85 °.
Вибір способу буріння
З огляду на характеристики порід (категорія за буримости, абразивність, міцність, пружність, пластичність і т.д.) геологічні особливості родовища і досвід буріння в даному районі, пропонуються наступні способи буріння:
1) від 0 до
2) від 180 до
3) від 380 до
Буріння верхній частині розрізу буде проводитися бескерновим способом, як більш продуктивне, до глибини
Вибір і обгрунтування конструкції свердловини
З метою запобігання гирла свердловини від розмиву передбачається установка напрямної труби до глибини
Шар тріщинуватих кварцево-хлорит-серіцітових сланців, ускладнених поглинанням вимагає установки обсадної труби довжиною
При виборі параметрів конструкції свердловини враховувалися кінцевий діаметр свердловини, геолого-технічні умови, цілі і способи буріння.
Враховуючи мінімально допустимий діаметр керна хромітової руди -
У свердловину пропонованої конструкції проходять всі геофізичні прилади, необхідні для проведення досліджень, в тому числі і инклинометра.
Вибір бурового інструменту
Бурова установка була обрана у відповідності з глибиною і конструкцією свердловини, а також способом буріння.
Враховуючи, глибину свердловини доцільно використовувати:
- Бурову установку УКБ - 5П;
- Буровий верстат СКБ - 5;
- Буровий насос НБ 120/40
Технічна характеристика бурової установки з гідравлічною подачею УКБ - 5П
| Глибина буріння, м: - При кінцевому діаметрі свердловини - При кінцевому діаметрі свердловини | 500 800 |
| Початковий діаметр свердловини, мм | 151 |
| Діаметр бурильних труб, мм | 50; 54; 63,5; 68 |
| Частота обертання, об / хв - 1-й діапазон - 2-й діапазон | 120; 260; 340; 410; 540; 720; 1130; 1500 -------------------------------------------- |
| Найбільше зусилля подачі, Н - Вгору - Вниз | 150000 120000 |
| Вантажопідйомність лебідки, кг | 3500 |
| Швидкості навивки каната на барабан, м / с | 0,7 - 6,0 |
| Потужність електродвигуна для приводу бурового верстата, кВт | 30 |
| Потужність бурової установки, кВт | 98 |
| Потужність ДВС, кВт | --- |
| Висота щогли, м | 19 |
| Довжина свічки, м | 13,5 |
| Тип бурового насоса | НБ 120/40 |
| Число бурових насосів | 1 |
| Максимальна витрата, л / хв | 120 |
| Максимальний тиск, Н / см 2 | 400 |
| Потужність електроприводу насосів, кВт | 5,5 |
| Габаритні розміри установки, м - Довжина - Ширина - Висота | 10,70 4,56 19,10 |
| Маса, кг - Станка - Установки | 2200 17500 |
Вибір породоруйнуючих наконечників
А) Для бескернового буріння суглинку з домішкою до 20% дрібної (до
Технічна характеристика доліт типу М-76
| Тип долота | М-76 |
| Номінальний діаметр, мм | 76 |
| Допустиме відхилення, мм | 1,0 |
| Тип опори | Дворядна |
| Сумарна площа перерізів промивних отворів, см 2 | 1,7 |
| Питома осьове навантаження на | 2000 - 2500 |
| Окружна швидкість обертання долота, м / с | 1,2 - 1,4 |
Технічна характеристика доліт типу Т-59
| Тип долота | Т-59 |
| Номінальний діаметр, мм | 59 |
| Допустиме відхилення, мм | 1,0 |
| Тип опори | Дворядна |
| Сумарна площа перерізів промивних отворів, см 2 | 1,7 |
| Питома осьове навантаження на | 2000 - 3000 |
| Окружна швидкість обертання долота, м / с | 0,8 - 1,2 |
Технічна характеристика коронок типу О2І
| Зовнішній діаметр, мм | 46 |
| Внутрішній діаметр, мм | 31 |
| Висота, мм | 75 |
| Площа торця колонки, см 2 | 8,2 |
| Площа алмазного шару | 6,0 |
| Сумарна площа перерізів промивних отворів, см 2 | 1,7 |
Технічна характеристика коронок типу СА4
| Зовнішній діаметр, мм | 46 |
| Внутрішній діаметр, мм | 31 |
| Число різців: - Основних - Підрізних | 12 3 |
| Осьова навантаження на 1 різець коронки, Н | 500 - 600 |
| Окружна швидкість обертання коронки, м / с | 0,6 - 1,5 |
Для очищення свердловини від шламу, охолодження і закріплення нестійких стінок свердловини будемо застосовувати промивку:
1) в інтервалі від 0 до
2) в інтервалі від 10 до
3) в інтервалі від 180 до
Вибір параметрів режиму буріння
Дані по питомій осьовому навантаженні - С 0 беруться з таблиці № 1
Дані по питомій витраті промивної рідини
Бескерновое буріння. Ø
А) При бурінні лопатевими і шарошкових доліт осьову навантаження визначають виходячи з питомої навантаження на
С = С 0 • D кН
Де С 0 - питоме навантаження на
D - діаметр долота, см;
М-76: С = 2,0 • 7,6 = 15,2 кН
Т -59: С = 2,0 • 5,9 = 11,8 кН
Б) Частота обертання бурового інструменту визначається за формулою:
Де V - окружна швидкість обертання долота, м / с;
D - діаметр бурового наконечника, м;
М-76:
Т -59:
В) Кількість промивної рідини визначається за формулою:
Q = K до • D д л / хв
Де K к - питома витрата промивальної рідини, л / хв на
D д - зовнішній діаметр долота, см;
М-76: Q = 12 • 7,6 = 91,2 л / хв
Т -59: Q = 10 • 5,9 = 59 л / хв
Алмазне буріння. Ø
А) При бурінні алмазними коронками осьову навантаження визначають виходячи з питомої навантаження на 1 см 2 площі торця коронки:
С = С 0 • F кН
Де С 0 - питоме навантаження на 1 см 2 площі торця коронки, кН / см 2;
F - площа торця коронки, см 2;
О2І: для VIII кат. З = 0,6 • 8,2 = 4,92 кН
для X кат. З = 0,9 • 8,2 = 7,38 кН
Б) Частота обертання бурового інструменту визначається за формулою:
Де V - окружна швидкість обертання коронки, м / с;
D - діаметр коронки, м;
О2І: для VIII кат.
для X кат.
В) Кількість промивної рідини визначається за формулою:
Q = K до • D д л / хв
Де K к - питома витрата промивальної рідини, л / хв на
D д - зовнішній діаметр коронки, см;
О1А: для VIII кат. Q = 6 • 4,6 = 27,6 л / хв
для X кат. Q = 4 • 4,6 = 18,4 л / хв
Твердосплавні буріння. Ø
А) При бурінні твердосплавними коронками осьову навантаження визначають виходячи з питомої навантаження на один різець коронки:
С = m • p кН
Де m - питоме навантаження на один різець коронки, кН;
p-число основних (торцевих) різців в коронці;
СА4: З = 0,5 • 12 = 6 кН
Б) Частота обертання бурового інструменту визначається за формулою:
Де V - окружна швидкість обертання коронки, м / с;
D - діаметр коронки, м;
СА4:
В) Кількість промивної рідини визначається за формулою:
Q = K до • D д л / хв
Де K к - питома витрата промивальної рідини, л / хв на
D д - зовнішній діаметр коронки, см;
СА4: Q = 8 • 4,6 = 36,8 л / хв
Заходи щодо підвищення виходу керна
На вихід керна при бурінні колонковому впливають багато факторів, серед яких можна виділити наступні: тип і спосіб промивання свердловини, параметри режиму буріння, конструкція бурового інструменту, спосіб заклинювання керна.
У нашому випадку відбір керна буде проводитися в стійких породах VI, VII, VIII і X категорій. Буріння в таких умовах практикується одинарними колонковими трубами з використанням алмазних або твердосплавних коронок.
З метою запобігання механічного руйнування керна, і як його наслідок, самозаклінкі і стирання керна, передбачаємо заходи щодо зниження вібрації бурильної колони, застосовуємо центратори, контролюємо прямолінійність колонкових і бурильних труб.
Зрив і утримання керна буде здійснюватися за допомогою кернорвателі.
Якщо при бурінні з відбором керна на інтервалі глибин від 180 до
Як варіант можливе застосування ССК-снаряда зі знімним керноприемника, а також ДКТ - подвійних колонкових труб.
Заходи боротьби з викривленням свердловин
Необхідно застосування інклінометрії для контролю за викривленням свердловини від проектного напряму.
Слід врахувати наступні фактори:
- Кут зустрічі бурового наконечника з падінням або нашарування сурми • порід.
ЗАХОДИ: рекомендується домагатися кута зустрічі осі свердловини з площиною пласта понад 25 - 30 °.
-Трещінноватость.
- Анізотропія по твердості.
- Технічні причини.
ЗАХОДИ: не допускати роботу криволінійними бурильними трубами (1 -
використовувати в компонуванні бурильної колони центратори або алмазні розширювачі;
застосовувати в ряді випадків УБТ;
при переході з більшого діаметра буріння на менший використовувати спеціальні отбурочние снаряди, що складаються з колонкових труб більшого і меншого діаметру;
- Технологічні фактори: режим і спосіб буріння.
ЗАХОДИ: застосування УБТ на глибинах понад
зміна режиму буріння;
Перевірочні розрахунки вибраного обладнання, інструменту та технології буріння
1) Визначення витрат потужності на буріння свердловини:
N б = N з + N з + N х + N д = 10,03 кВт
Де N с - витрати потужності у верстаті, кВт;
N з - затрати потужності на руйнування породи на вибої, кВт;
N х - витрати потужності на неодружене обертання колони, кВт;
N д - додаткові витрати потужності на обертання бурильної колони при створенні осьового навантаження, кВт;
А) Витрати потужності у верстаті складають:
N з = N (4,35 • 10 -2 +1,7 • 10 -4 • n) +0,4 • Р кВт
N з = 30 (4,35 • 10 -2 +1,7 • 10 -4 • 250) +0,4 • 4 = 4,16 кВт
Де N = 22 кВт - номінальна потужність двигуна;
n = 250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
Р = 4 МПа - тиск в гідросистемі;
Б) Витрати потужності на руйнування породи на вибої:
N з = З ос • n (R + r) / 195 000 • b • μ кВт
N з = 6000 • 250 (2,3 +1,55) / 195000 • 1,2 • 0,3 = 3,95 кВт
Де З ос = 6000 Н - осьове навантаження на коронку;
R = 2,3 см - зовнішній радіус коронки;
r = 1,55 см - внутрішній радіус коронки;
n = 250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
b = 1,2 - коефіцієнт, що враховує процес руйнування;
μ = 0,3 - коефіцієнт тертя коронки про породу;
В) Витрати потужності на неодружене обертання колони:
- Для низьких значень чисел оборотів бурового інструменту
N х = 1,8 • К • З 2 • q • d 2 • n • L кВт
N х = 1,8 • 1,0 • 10 • 10-8 • 4,6 • 4,2 2 • 250 • 540 = 1,183 кВт
Де К = 1,0 - коефіцієнт при використанні КАВС;
З 2 = 10 • 10 -8 - коефіцієнт розробки стовбура свердловини;
q = 4,6 кг - маса
= 4,2 см - діаметр бурильних труб;
n = 250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
L = 540 м - глибина свердловини;
Г) Додаткові витрати потужності
N д = 0,245 • δ • З ос • n кВт
N д = 0,245 • 0,002 • 6 • 250 = 0,735 кВт
де З ос = 6,0 кН - осьове навантаження на коронку;
δ = 0,002 м - радіальний зазор між бурильними трубами і стінками свердловини;
n = 250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
Витрати потужності на буріння свердловини складуть:
N б = 4,16 + 3,95 + 1,183 + 0,735 = 10,03 кВт
Оскільки витрати на потужність буріння кінцевим діаметром становлять 1 / 3 від потужності електродвигуна, доцільно провести розрахунок за більш швидкісного алмазному бурінню на інтервалі глибин від 180 до
2) Визначення витрат потужності на буріння свердловини на інтервалі від 180 до 380 м алмазними коронками О2І:
N б = N з + N з + N х + N д = 20,18 кВт
Де N с - витрати потужності у верстаті, кВт;
N з - затрати потужності на руйнування породи на вибої, кВт;
N х - витрати потужності на неодружене обертання колони, кВт;
N д - додаткові витрати потужності на обертання бурильної колони при створенні осьового навантаження, кВт;
А) Витрати потужності у верстаті складають:
N з = N (4,35 • 10 -2 +1,7 • 10 -4 • n) +0,4 • Р кВт
N з = 30 (4,35 • 10 -2 +1,7 • 10 -4 • 1250) +0,4 • 4 = 9,28 кВт
Де N = 22 кВт - номінальна потужність двигуна;
n = 1250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
Р = 4 МПа - тиск в гідросистемі;
Б) Витрати потужності на руйнування породи на вибої:
N з = З ос • n (R + r) / 195 000 • b • μ кВт
N з = 6000 • 1250 (2,3 +1,55) / 195000 • 1,3 • 0,3 = 4,06 кВт
Де З ос = 4920 Н - осьове навантаження на коронку;
R = 2,3 см - зовнішній радіус коронки;
r = 1,55 см - внутрішній радіус коронки;
n = 1250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
b = 1,3 - коефіцієнт, що враховує процес руйнування;
μ = 0,3 - коефіцієнт тертя коронки про породу;
В) Витрати потужності на неодружене обертання колони:
- Для низьких значень чисел оборотів бурового інструменту
N х = К (З 1 • q • δ • n 2 + З 2 • d 2 • n) L кВт
N х = 1,0 (2,2 • 10 -8 • 4,6 • 0,002 • 1250 2 + 10 • 10 -8 • 4,2 2 • 1250) 380 = 0,96 кВт
Де К = 1,0 - коефіцієнт при використанні КАВС;
З 1 = 2,2 • 10 -8 - коефіцієнт кривизни ствола свердловини;
З 2 = 10 • 10 -8 - коефіцієнт розробки стовбура свердловини;
δ = 0,002 м - радіальний зазор між бурильними трубами і стінками свердловини;
q = 4,6 кг - маса 1 м бурильних труб;
d = 4,2 см - діаметр бурильних труб;
n = 1250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
L = 380 м - глибина свердловини;
Г) Додаткові витрати потужності
N д = 0,245 • δ • З ос • n кВт
N д = 0,245 • 0,002 • 4,92 • 1250 = 3 кВт
де З ос = 4,92 кН - осьове навантаження на коронку;
δ = 0,002 м - радіальний зазор між бурильними трубами і стінками свердловини;
n = 1250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
Витрати потужності на буріння свердловини складуть:
N б = 9,28 + 6,94 + 0,96 + 3 = 20,18 кВт
Максимальні витрати потужності складуть 20,18 кВт при максимальній потужності двигуна - 30 кВт, що говорить про те, що при нагоді можна збільшити швидкість буріння для підвищення продуктивності.
Перевірочний розрахунок продуктивності і тиску бурового насоса
Повний тиск насоса при колонковому бурінні складається з наступних складових:
Р н = Р тр + Р кп + Р кн + Р про = 3,04 МПа
де Р тр - втрати тиску в бурильних трубах, МПа;
Р кп - втрати тиску в кільцевому просторі, МПа;
Р кн - втрати тиску в колонковому наборі, МПа;
Р про - втрати тиску в обв'язці (шланг, сальник), МПа;
А) Втрати тиску при русі рідини в бурильних трубах:
де d тр = 0,032 м - Внутрішній діаметр бурильних труб;
d з = 0,022 м - Внутрішній діаметр замку;
l = 4,5 м - Довжина бурильної труби;
L = 540 м - Довжина бурильної колони;
V тр =
λ тр = 0,025 - коефіцієнт гідравлічних опорів;
g = 9,8 м / с 2 - прискорення вільного падіння;
Б) Втрати тиску в кільцевому просторі:
де λ кп = 0,04 - коефіцієнт гідравлічних опорів в кільцевому затрубному просторі;
φ = 1,1 - коефіцієнт, що враховує підвищення гідравлічних втрат від наявності шламу в промивної рідини;
D = 0,049 м - діаметр свердловини + 3мм;
d = 0,042 м - діаметр бурильних труб;
V кп =
g = 9,8 м / с 2 - прискорення вільного падіння;
В) Втрати тиску в колонковому наборі:
Де Р к = 0,25 МПа - втрати тиску в коронці;
λ кп = 0,04 - коефіцієнт гідравлічних опорів в кільцевому затрубному просторі;
l кт = 3 м - довжина колонкової труби;
D = 0,049 м - діаметр свердловини + 3мм;
D кт = 0,044 м - зовнішній діаметр колонкової труби;
V кз =
- Швидкість руху рідини в зазорі між стінками свердловини і колонкової трубою;
Г) Втрати тиску в обв'язці:
Р про = 0,1 МПа
Разом: Р н = 0,12 +2,54 +0,28 +0,1 = 3,04 МПа
Потужність двигуна для приводу насоса:
Де Q = 36,8 л / хв - кількість промивальної рідини;
P = 3,04 МПа - максимальний тиск розвивається насосом;
η = 0,75 - ККД насоса;
Охорона навколишнього середовища
У конституції Російської Федерації записано (ст.42): "Кожен має право на сприятливе навколишнє середовище, достовірну інформацію про її стан і на відшкодування шкоди, заподіяної його здоров'ю або майну екологічним правопорушенням". У нашій країні, як і в зарубіжній практиці, існують федеральні закони, спрямовані на недопущення забруднення природного середовища. Це закони: "Про охорону навколишнього природного середовища", "Про надра", "Про відходи виробництва і споживання" та інші.
Проблемі недопущення забруднення і відновлення (рекультивації) земель, порушених в ході виконання геологорозвідувальних і бурових робіт, надається велике значення.
У процесі спорудження свердловини мають дотримуватися такі охоронні заходи, що запобігають забрудненню навколишнього середовища:
1. Забороняється злив використаного розчину для промивання і хімічних реагентів у відкриті водні басейни і безпосередньо на грунт.
2. Не допускається забруднення грунту паливно-мастильними матеріалами і злив їх безпосередньо на грунт, у разі попадання на покриття майданчиків їх збирають у відстійниках-пастки, а потім спалюють у спеціальних установках.
Після закінчення бурових робіт повинен бути проведений комплекс заходів, спрямованих на відновлення земель, порушених виробничою діяльністю, для подальшого використання.
1. Обладнання та залізобетонні покриття демонтують і вивозять.
2. Свердловину ліквідують згідно з правилами ліквідаційного тампонування.
3. Фундаменти і якоря витягають, а місця їх знаходження засинають і вирівнюють.
4. Сиру нафту, придатні залишки дизельного палива і мастильних речовин вивозить для подальшого використання; непридатні залишки спалюють у спеціальних установках.
5. Придатний промивний розчин вивозять для подальшого використання на інших свердловинах. Зношений промивний розчин в об'ємі більше 20 м 3 , Оброблений хімічними реагентами знешкоджують, перевіряють на повноту знешкодження відповідно до гігієнічних нормативів Міністерства охорони здоров'я РФ і скидають в місця, які погоджують з органами санітарно-епідеміологічної служби.
6. Відстійники засинають, і місця їх знаходження вирівнюють.
7. Комори для скидання шламу і нафти ліквідують у відповідності зі спеціальними інструкціями.
8. Покриття майданчика руйнують або розбирають з наступної глибокої пропашкой (не менш 0,4 м ).
9. Земельні ділянки, порушені виробничою діяльністю, планують і покривають родючим шаром (складуються або привізним).
Таблиця № 1 питомого навантаження на один різець
Таблиця № 2 витрати рідини, що припадає на 1 см зовнішнього діаметра коронки
Висновок
У ході роботи були зроблені розрахунки, які при перевірці виявилися точними і знаходяться в межах допустимих обладнанням. Результатом проходки свердловини очікується уточнення нижній частині геологічного розрізу і прийняття подальших рішень з виробництва пошукових робіт на корисні копалини.
При розрахунках, виборі апаратури та написанні курсового проекту була використана література:
Література
1) К. В. Йогансен «Супутник буровика» М: Надра, - 1990 р .
2) Воздвиженський Б.І., Голубінцев О.М., Новожилов А.А. «Розвідувальне буріння» М: Надра - 1979 р .
3) Р.В. Липницький, В.М. Трофімов «Методичні вказівки до виконання дипломного та курсового проектів» М: РУДН - 1989 р .
N б = N з + N з + N х + N д = 20,18 кВт
Де N с - витрати потужності у верстаті, кВт;
N з - затрати потужності на руйнування породи на вибої, кВт;
N х - витрати потужності на неодружене обертання колони, кВт;
N д - додаткові витрати потужності на обертання бурильної колони при створенні осьового навантаження, кВт;
А) Витрати потужності у верстаті складають:
N з = N (4,35 • 10 -2 +1,7 • 10 -4 • n) +0,4 • Р кВт
N з = 30 (4,35 • 10 -2 +1,7 • 10 -4 • 1250) +0,4 • 4 = 9,28 кВт
Де N = 22 кВт - номінальна потужність двигуна;
n = 1250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
Р = 4 МПа - тиск в гідросистемі;
Б) Витрати потужності на руйнування породи на вибої:
N з = З ос • n (R + r) / 195 000 • b • μ кВт
N з = 6000 • 1250 (2,3 +1,55) / 195000 • 1,3 • 0,3 = 4,06 кВт
Де З ос = 4920 Н - осьове навантаження на коронку;
R = 2,3 см - зовнішній радіус коронки;
r = 1,55 см - внутрішній радіус коронки;
n = 1250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
b = 1,3 - коефіцієнт, що враховує процес руйнування;
μ = 0,3 - коефіцієнт тертя коронки про породу;
В) Витрати потужності на неодружене обертання колони:
- Для низьких значень чисел оборотів бурового інструменту
N х = К (З 1 • q • δ • n 2 + З 2 • d 2 • n) L кВт
N х = 1,0 (2,2 • 10 -8 • 4,6 • 0,002 • 1250 2 + 10 • 10 -8 • 4,2 2 • 1250) 380 = 0,96 кВт
Де К = 1,0 - коефіцієнт при використанні КАВС;
З 1 = 2,2 • 10 -8 - коефіцієнт кривизни ствола свердловини;
З 2 = 10 • 10 -8 - коефіцієнт розробки стовбура свердловини;
δ = 0,002 м - радіальний зазор між бурильними трубами і стінками свердловини;
q = 4,6 кг - маса
d = 4,2 см - діаметр бурильних труб;
n = 1250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
L = 380 м - глибина свердловини;
Г) Додаткові витрати потужності
N д = 0,245 • δ • З ос • n кВт
N д = 0,245 • 0,002 • 4,92 • 1250 = 3 кВт
де З ос = 4,92 кН - осьове навантаження на коронку;
δ = 0,002 м - радіальний зазор між бурильними трубами і стінками свердловини;
n = 1250 об / хв - частота обертання бурового інструменту;
Витрати потужності на буріння свердловини складуть:
N б = 9,28 + 6,94 + 0,96 + 3 = 20,18 кВт
Максимальні витрати потужності складуть 20,18 кВт при максимальній потужності двигуна - 30 кВт, що говорить про те, що при нагоді можна збільшити швидкість буріння для підвищення продуктивності.
Перевірочний розрахунок продуктивності і тиску бурового насоса
Повний тиск насоса при колонковому бурінні складається з наступних складових:
Р н = Р тр + Р кп + Р кн + Р про = 3,04 МПа
де Р тр - втрати тиску в бурильних трубах, МПа;
Р кп - втрати тиску в кільцевому просторі, МПа;
Р кн - втрати тиску в колонковому наборі, МПа;
Р про - втрати тиску в обв'язці (шланг, сальник), МПа;
А) Втрати тиску при русі рідини в бурильних трубах:
де d тр =
d з =
l =
L =
V тр =
λ тр = 0,025 - коефіцієнт гідравлічних опорів;
g = 9,8 м / с 2 - прискорення вільного падіння;
Б) Втрати тиску в кільцевому просторі:
де λ кп = 0,04 - коефіцієнт гідравлічних опорів в кільцевому затрубному просторі;
φ = 1,1 - коефіцієнт, що враховує підвищення гідравлічних втрат від наявності шламу в промивної рідини;
D = 0,049 м - діаметр свердловини + 3мм;
d = 0,042 м - діаметр бурильних труб;
V кп =
g = 9,8 м / с 2 - прискорення вільного падіння;
В) Втрати тиску в колонковому наборі:
Де Р к = 0,25 МПа - втрати тиску в коронці;
λ кп = 0,04 - коефіцієнт гідравлічних опорів в кільцевому затрубному просторі;
l кт = 3 м - довжина колонкової труби;
D = 0,049 м - діаметр свердловини + 3мм;
D кт = 0,044 м - зовнішній діаметр колонкової труби;
V кз =
- Швидкість руху рідини в зазорі між стінками свердловини і колонкової трубою;
Г) Втрати тиску в обв'язці:
Р про = 0,1 МПа
Разом: Р н = 0,12 +2,54 +0,28 +0,1 = 3,04 МПа
Потужність двигуна для приводу насоса:
Де Q = 36,8 л / хв - кількість промивальної рідини;
P = 3,04 МПа - максимальний тиск розвивається насосом;
η = 0,75 - ККД насоса;
Охорона навколишнього середовища
У конституції Російської Федерації записано (ст.42): "Кожен має право на сприятливе навколишнє середовище, достовірну інформацію про її стан і на відшкодування шкоди, заподіяної його здоров'ю або майну екологічним правопорушенням". У нашій країні, як і в зарубіжній практиці, існують федеральні закони, спрямовані на недопущення забруднення природного середовища. Це закони: "Про охорону навколишнього природного середовища", "Про надра", "Про відходи виробництва і споживання" та інші.
Проблемі недопущення забруднення і відновлення (рекультивації) земель, порушених в ході виконання геологорозвідувальних і бурових робіт, надається велике значення.
У процесі спорудження свердловини мають дотримуватися такі охоронні заходи, що запобігають забрудненню навколишнього середовища:
1. Забороняється злив використаного розчину для промивання і хімічних реагентів у відкриті водні басейни і безпосередньо на грунт.
2. Не допускається забруднення грунту паливно-мастильними матеріалами і злив їх безпосередньо на грунт, у разі попадання на покриття майданчиків їх збирають у відстійниках-пастки, а потім спалюють у спеціальних установках.
Після закінчення бурових робіт повинен бути проведений комплекс заходів, спрямованих на відновлення земель, порушених виробничою діяльністю, для подальшого використання.
1. Обладнання та залізобетонні покриття демонтують і вивозять.
2. Свердловину ліквідують згідно з правилами ліквідаційного тампонування.
3. Фундаменти і якоря витягають, а місця їх знаходження засинають і вирівнюють.
4. Сиру нафту, придатні залишки дизельного палива і мастильних речовин вивозить для подальшого використання; непридатні залишки спалюють у спеціальних установках.
5. Придатний промивний розчин вивозять для подальшого використання на інших свердловинах. Зношений промивний розчин в об'ємі більше
6. Відстійники засинають, і місця їх знаходження вирівнюють.
7. Комори для скидання шламу і нафти ліквідують у відповідності зі спеціальними інструкціями.
8. Покриття майданчика руйнують або розбирають з наступної глибокої пропашкой (не менш
9. Земельні ділянки, порушені виробничою діяльністю, планують і покривають родючим шаром (складуються або привізним).
Таблиця № 1 питомого навантаження на один різець
| Кат | Навантаження на різець, кН | |
| Коронки ребристі і резцові (М, СМ) | Коронки самозатачивающиеся (СА) | |
| I | 0,4 - 0,5 | ------ |
| II | 0,4 - 0,5 | ------ |
| III | 0,5 - 0,6 | ------ |
| IV | 0,6 - 0,8 | ------ |
| V | 0,6 - 0,8 | 1,0 - 1,2 |
| VI | 0,8 - 1,0 | 1,2 - 1,4 |
| VII | 1,0 - 1,2 | 1,4 - 1,6 |
| VIII-IX | ------ | 1,6 - 1,8 |
Таблиця № 2 витрати рідини, що припадає на
| Тип коронки | Витрата K к л / хв ∙ см за категоріями порід | |||||
| I - II | III - IV | V | VI | VII - VIII | VIII - X | |
| М | 8 - 14 | 12 - 16 | ------- | ------- | ------- | ------- |
| СМ, СТ | ------- | 12 - 16 | 10 - 14 | 8 - 12 | 6 - 8 | ------- |
| СА | ------- | ------- | ------- | 8 - 12 | 6 - 8 | ------- |
| О2І | ------- | ------- | ------- | ------- | ------- | 4 - 6 |
Висновок
У ході роботи були зроблені розрахунки, які при перевірці виявилися точними і знаходяться в межах допустимих обладнанням. Результатом проходки свердловини очікується уточнення нижній частині геологічного розрізу і прийняття подальших рішень з виробництва пошукових робіт на корисні копалини.
При розрахунках, виборі апаратури та написанні курсового проекту була використана література:
Література
1) К. В. Йогансен «Супутник буровика» М: Надра, -
2) Воздвиженський Б.І., Голубінцев О.М., Новожилов А.А. «Розвідувальне буріння» М: Надра -
3) Р.В. Липницький, В.М. Трофімов «Методичні вказівки до виконання дипломного та курсового проектів» М: РУДН -