Бурению скважин ТПИ

  =444 H*м                                            (4.34) 
 
 
 

Суммарное напряжение в верхней части колонны по третьей теории прочности:

(4.35) 
 

где, б_р- напряжение растяжения при подъеме бурильной колонны, МПа. 

=88 МПа 

Запас статической  прочности для верхней части  колонны  

  = >1,7                                                                   (4.36) 

>1,7

                                                  

где, б_т- предел текучести материала труб, МПа. 

2. Напряжение  в нижней (сжатой) части колонны.

2.1. Напряжение  сжатия от гидродинамического  давления промывочной жидкости  и нагрузки на породоразрушающий  инструмент: 

(4.37) 

где, Р- осевая нагрузка, Н

        F-площадь поперечного сечения колонны, м³

   

(4.38) 
 

 
 
 
 

2.2. Напряжение  кручения в нижней части определяется  по формуле:

(4.39) 

где, N₁-мощность двигателя с вычетом мощности на холостое вращение.

    N₁=N₀-N_хв, кВт

    N_хв- мощность на холостое вращение, кВт. 

N_хв=К_с *С*L*γ*d²*n^1,7 кВт 

где, К_с – коэффициент, учитывающий снижение мощности за счет смазки и эмульсий при алмазном бурении, К_с=0,5

    С – коэффициент, учитывающий угол искривления скважин, С=41,5*10^-5

      γ – условная плотность жидкости, γ=1,05 

N_хв=0,5*41,5*10^-5*700*1,05*0,05²*783^1,7=12 кВт

N₁=30000 – 12000=18000  Вт 
 

2.3. Напряжение  изгиба над действием продольных  и поперечных сил определяется по формуле: 

(4.40) 
 

где, Е – модуль продольной упругости материала труб (Е=2·10¹¹ для стали), мПа

    Ј - экваториальный момент инерции сечения бурильных труб, м

    f - стрела прогиба труб в скважине, м

    W_изг- осевой момент сопротивления изгиба, м³

    ℓ–длина полуволны изгиба в нижней части колонны, м⁴

Экваториальный  момент инерции сечения бурильных  труб: 

(4.41) 
 

 

Стрела прогиба  труб в скважине, м 

(4.42) 
 

где, D_c- диаметр скважины, м

Осевой момент сопротивления изгибу в нижней части  полуволны прогиба для нижней части определяется по формуле:

                                                (4.43) 

 
 
 
 
 

Длина полуволны  изгиба для нижней части определяется по формуле: 

 

(4.44) 

где, Z=ℓ_cж=700 м 
 
 
 
 
 
 
 

2.4. Суммарное  напряжение в нижней части  колонны по третьей теории  прочности  
 

(4.45) 
 

 

2.5. Запас статической  прочности для нижней  части  колонны: 

(4.46) 
 
 
 
 

        Вывод: После проведения необходимых расчетов определили что, запас статической прочности как в верхней так и в нижней частях колонны будет больше  минимального, что свидетельствует о том что бурильные трубы выдержат.  
 
 
 
 

    4.13 Меры борьбы с  вибрацией 

     Ведущие бурильные трубы не должны иметь  искривления и других деформаций. Необходимо добиваться точной их центровки в зажимных патронах. Следует помнить, что при определенной длине свободной части ведущей трубы (над верхним патроном) появляются вибрации.

      Очень важно стабилизировать работу колонкового  набора что достигается применением  расширителей.

Рекомендуется использовать:

-центраторы - уменьшают поперечные колебания в нижней части бурильной колонны.

-стабилизирующие переходники.

-забойные амортизаторы наиболее действенные из механических средств, гасители колебаний бурильной колонны.

-также рекомендуются антивибрационные смазки и эмульсии.

      Методы  предупреждения и снижения вибраций  подразделяются на пассивные и активные. Пассивные методы направлены на профилактическое устранение технических и технологических причин вибрации. Активные методы непосредственно направлены на гашение и предупреждение вибрации за счет применения: антивибрационных механических устройств, антивибрационных консистентных смазок и специальных антивибрационных промывочных жидкостей – эмульсий.

      Профилактические  меры предупреждения эффективны в тех  случаях, когда они охватывают все  звенья системы, передающей вращение коронки  и весь технологический процесс. Прежде всего необходимо использовать исправные буровые агрегаты, не имеющие люфтов и признаков повышенного износа. Следует строго соблюдать правила монтажа буровых станков и забуривания.

      В качестве механических средств понижения  вибрации используем центраторы.

      Центраторы  уменьшают поперечные колебания  нижней части бурильной колонны  за счет придания ей прямолинейной  формы.

      Центрируются  первые 6 бурильных труб над колонковым снарядом при установке центраторов между трубами.

От устья  скважины на бурильные трубы до глубины 21м устанавливаются резиновые протекторы. 

    4.14 Мероприятия по  повышению выхода  керна 

     На  выход керна и сохранность  его структуры влияют условия  бурения:

-Механическое воздействие колонкового снаряда, возникающее при его вибрациях и ударов что приводит к разрушению самозаклиниванию, истиранию и дроблению керна;

-Гидромеханические струи ПЖ, разрушающей и размывающей керн  полностью или частично;

-Растворение некоторых пород (минеральных солей) в ПЖ;

-Неудовлетворительное заклинивание керна и его выпадение при подъеме снаряда из скважины;

-Нарушение технологии бурения и организационно-технических мер по обеспечению требуемого выхода керна. 

      Основные  меры по повышению выхода керна должны быть направлены на  сокращение времени  воздействия неблагоприятных условий, а также частичное или  полное устранение их.

Для этого  рекомендуется:

-Сокращать время работы коронки на забое, т.е. бурить укороченными рейсами  при максимальной скорости углубки;

-Ограничивать расход промывочной жидкости, снижая скорость потока между керном и коронкой;

-Не применять затупившихся коронок и коронок, у которых изношены внутренние подрезные резцы;

-Не использовать искривленные и деформированные колонковые трубы, а также несоосные колонковые снаряды;

-Тщательно заклинивать керн и предохранять от его от ударов при подъеме снаряда и от столба промывочной жидкости;   

-Избегать бурения дробовым способом, особенно в трещиноватых породах;

-Применять бурение «всухую» в маломощных сыпучих и рыхлых   отложениях;

- При неглубоком бурении в мягких породах использовать: а) без насосное бурение с внутренней циркуляцией промывочной жидкости; б) бурение комплексами гидротранспорта керна типа КГК-100;

-Применять двойные колонковые снаряды (ДКС) и снаряды со съемным керноприемником  (ССК, КССК), работающие при прямой схеме циркуляции;

-Использовать одинарные эжекторные (ОЭС), двойные эжекторные (ДЭС) и другие колонковые снаряды, создающие обратную циркуляцию промывочной жидкости в призабойной зоне;

-Применять бурение с обратной циркуляцией по всему стволу скважины;

-Перебуривать отложения минеральных солей с промывкой насыщенными растворами этих же солей;

-Разрабатывать организационно-технические и технологические мероприятия по                                                                                                                                                                                      встрече и перебуриванию пласта полезного ископаемого; 

    4.15 Мероприятия по  предупреждению искривления скважин, замер искривлений 

     Искривление скважины под влиянием геологических, технических и технологических  причин, полностью предупредить почти  невозможно. Меры предупреждения искривления скважин:

1. По геологическим причинам. Основная мера предупреждения бурение скважин по типовым трассам. Типовая трасса строится на основании знании характера закономерностей естественного искривления. При пересечении раздробленных, сильнотрещиноватых зон, каверн, следует производить их крепление цементными растворами; Применять длинные колонковые снаряды.

2.   По техническим причинам. Буровой  станок следует устанавливать  по уровню, шпиндель и направляющую  трубу по угломеру. Применяемая  коронка должна соответствовать стандарту, при переходе на меньший диаметр следует использовать двухступенчатый снаряд, состоящий из короткой (1м колонковой трубы меньшего диаметра и трубы нормальной длины прежнего диаметра).

3.   По технологическим причинам. Основная  мера предупреждения этого вида  искривления – бурение на рациональных  режимах, необходимо использовать  только качественные промывочные  жидкости соответствующие буримым  породам.

Замеры  в стволе проводят через интервалы  в 100, 50, 40, 25, 20,10 и даже 5 м в зависимости  от требований к точности получения  геологической информации и интенсивности искривления и тем чаще, чем она больше. Для измерения азимута и зенитных углов в немагнитной среде при оперативном контроле используются приборы МИ-42У, ОК-40У, И-6, МТ-1 и др.

 

    4.16 Мероприятия по предупреждению аварий, аварийный инструмент 

      Предупреждение  аварий ведется путем установления их причин, внедрения профилактических мероприятий, совершенствования основного  бурового оборудования и инструмента, технологии бурения, а также ловильных инструментов и методов ликвидации аварий. Следует помнить, что аварию легче предупредить, чем устранить.

      К профилактическим мероприятиям по предупреждению аварий относится: постоянное повышение  квалификации бурового персонала; изучение опыта безаварийной работы лучших буровых  бригад; анализ аварий на технических  совещаниях для выявления причин возникновения, обсуждение плана их ликвидации, устранение степени виновности буровых бригад, разработка мероприятий по предупреждению аварий; систематический технический контроль со стороны рабочих и ИТР за ведением работ и руководство ими; внедрение передовых методов организации работ, строгое соблюдение трудовой и технологической дисциплины; применения мер воздействия к виновникам аварии.