Дипломная (вкр): Бурение скважин на участке Хрустальный месторождения Дукат

2.7 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/с

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 (=110-6 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.

. 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.

. 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.

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

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

3.1 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.

3.2 Виды осложнений и причины их возникновения

Исходя из анализа геологических условий и из опыта ранее пробуренных скважин в толще многолетнемерзлых пород на участке Хрустальный месторождения Дукат, можно сказать о том, что наиболее часто встречающиеся осложнения это:

• потеря устойчивости мерзлых пород в процессе бурения при растеплении;

• интенсивное кавернообразование, осыпи и обвалы пород, приводящие к прихвату, слому бурильного инструмента, размыв, провалы фундамента под буровой установкой в результате протаивания мерзлых пород, прилегающих к поверхности;

• потеря циркуляции промывочной среды в сильнотрещиноватых риолитах;

• повышенный износ бурого инструмента в результате зашламования. В т.ч.: матрицы, корпуса коронки, расширителя, резьбовых соединений и уменьшение толщины стенок бурильных труб;

• снижение процента выхода и качества керна, вплоть до полной потери в глинистых и мерзлых породах.

Исходя из данных полученных в результате прохождения двух производственных практик на данном месторождении, наибольший объем среди различных видов осложнений по затратам времени и материальных ресурсов, приходится на ликвидацию последствий в результате потери устойчивости мерзлых пород в процессе бурения при растеплении. Основные факторы, влияющие на технико-экономические показатели бурения, - компонентный состав, плотность, вязкость, показатель водоотдачи, высокая смазывающая и охлаждающая способность.

3.3 Мероприятия по предупреждению осложнений

Скважина считается качественно построенной в интервале залегания ММП, если в результате применения выбранной конструкции и технологии бурения предотвращаются осложнения, перечисленные ранее.

Основным способом предотвращения осложнений при бурении в многолетнемерзлых породах является сохранение отрицательной температуры стенок скважины. Для этой цели применяют различные буровые среды - от охлажденного воздуха и буровых растворов до устойчивой пены. При использовании буровых растворов на водной основе приходится также решать проблему предупреждения замерзания раствора при длительном прекращении промывки.

В конкретном геологическом разрезе рекомендуется комбинированный способ бурения с использованием ГЖС в интервале глинистых и неустойчивых пород и полимерного бурового раствора в интервале свыше 100 м. глубиной.

Эффективными параметрами предлагаемых промывочных средств должны стать: низкая водоотдача (5-7 см3/30мин.), вязкость (22 -24 с), высокая смазывающая и охлаждающая способность.

Бурение верхней части разреза с промывкой пеной (водный раствор + Superfoam фирмы Atlas Copko + полимер) и с добавлением антиморозного агента.