Материал: Обеспечение хозяйственно-питьевого водоснабжения города Великий Новгород

.6.4 Вспомогательный инструмент

Вспомогательный инструмент предназначен для закрепления стенок скважины и обслуживания технологического инструмента. К вспомогательному инструменту относятся обсадные трубы и соединения, хомуты, ключи, элеваторы, подкладные вилки.

Хомуты применяются для спуска и подъема колонны обсадных труб с упором под муфту и для поддержания колонны на весу с захватом в любом месте трубы.

Для подъема и спуска бурильной колонны служит элеватор, подвешенный на талевом стальном канате лебедки бурового станка. Элеватор своим гнездом подхватывает бурильную колонну за прорези замка. Он имеет подвижное кольцо (защелку), препятствующее выпадению труб. При проведении спуско-подьемных операций колонна бурильных труб удерживается на весу с помощью подкладной вилки.

Для ручного свинчивания и развинчивания бурильных труб применяются цепные и шарнирные ключи.

.6.5 Аварийный инструмент

Аварии прибурении можно рассматривать как непредвиденное прекращение углубки скважины, вызванное нарушением нормального состояния бурового инструмента (обрывы, падения инструмента в скважину, прижоги коронки и другое.).

Опыт проведения буровых работ показывает, что наиболее частые аварии связаны с обрывами бурильных труб. При обрыве бурильной колонны необходимо установить причину, место и характер излома поднятой части бурильной колонны. При сложных изломах или «завалах» спускают печать, по отпечатку определяют аварийную ситуацию и выбирают необходимый аварийный инструмент.

Ликвидация аварии начинается с попыток извлечь оставленный инструмент из скважины. Для извлечения оставленного инструмента из скважины используются труболовки, метчики, колокола и пики. Метчики ловильные используются для извлечения бурильных и обсадных труб путем соединения с аварийным концом трубы за нарезаемую ими резьбу. Для этого на конусной поверхности метчика имеется остроугольная резьба. Метчики изготавливаются с правой резьбой из легированной стали марки 12ХН2 [19]. Метчики обычно используются для ликвидации обрывов, происшедших в соединении бурильной трубы или в ее утолщенной части (высадке).

Колокол ловильный используется для извлечения аварийных бурильных труб за нарезаемую им на трубе или замке наружную резьбу. Колокол обычно применяют при больших диаметрах скважин и в случае невозможности использовать метчик, например, при клиновом или спиральном изломе трубы.

Колокола по конструкции могут быть проходные (пропускающие через себя трубу и захватывающие за верхнюю часть замка) и непроходные, нарезающие резьбу на конце аварийной трубы. Ловильная конусная остроугольная резьба колокола выполняется правой или левой (для извлечения бурильных труб по частям левым снарядом).

Для извлечения и подъема с забоя металлических предметов применяются магнитные ловушки. Ловушка состоит из корпуса, верхнего переходника, постоянного магнита и фрезерной коронки. Магнит имеет центральный канал для прохода промывочной жидкости. Ловушку спускают в скважину на бурильной колонне. При подходе к забою включают промывочную жидкость и с вращением ставят на забой. Продолжительность вращения ловушки на первой скорости станка 5 -10 мин, при осевой нагрузке 100 - 200 даН и расходе промывочной жидкости 15-25 л/мин [19]. Подъем необходимо выполнять без рывков и ударов. Во избежание размагничивания ловушку не рекомендуется хранить около источников тепла и в зоне действия электромагнитного поля, подвергать воздействию вибраций.

Для отрезания в скважине части колонны труб для последующего извлечения на поверхность при проведении ремонтно-восстановительных работ в процессе подземного и капитального ремонта скважин применяются труборезы внутренние механические типа РВ.

Для отклонения к оси скважины конца аварийной бурильной трубы, попавшего в каверну или в выемку стенки скважины применяют отводной крюк. В верхней части корпуса крюка иногда располагают метчик или колокол. Крюк спускают в скважину на трубах, заводят ниже оборванного конца трубы и вращением вправо лезвием крюка выводят трубу на положение по оси скважины. Опуская крюк ниже, накрывают конец трубы колоколом или метчиком.

.7 Технология бурения

.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.

.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 Nz - мощность, расходуемая на забое скважины;Nт - мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине;Nст - 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.

.т мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине складывается из двух составляющих:мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине Nхв и дополнительной мощностиNдоп, затрачиваемой на вращение сжатой части бурильной колонны.

Границу раздела зон частот вращения колонны бурильных труб:

,  (2.14)

где d - наружный диаметр бурильных труб, м; d - радиальный зазор, d=(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:

где Вст- 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 Вст- 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; Dэ - эквивалентный диаметр канала потока, м, Dэ=0,067; Rе - параметр Рейнольдса:

,  (2.29)

,

-кинематическая вязкость промывочной жидкости (для воды =110-6 м2/с);

, (2.30)

где, кШ- гидравлическая или эквивалентная шероховатость, кШ=0,05.10-3.

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

, м (2.31)

где lш - длина шланга, м, l=20 м; lс - длина сальника,м, lс = 0,895 м; lвт - длина ведущей трубы, м,lвт = 13,7м [5]; dш - диаметр шланга, м, dш = 0,049м; dс - диаметр сальника, dс = 0,054 м; dвт- диаметр ведущей трубы, dвт = 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)о - наименьший диаметр проходного отверстия в бурильной колонне, м, dо=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 Dэ = Dc-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.