метод указания. Российский государственный геологоразведочный университет имени серго орджоникидзе

• Название: Российский государственный геологоразведочный университет имени серго орджоникидзе
• Анкор: метод указания
• Дата: 11.02.2022
• Размер: 1.63 Mb.
• Имя файла: Metod_ukazaniya_TPI_2 (1).doc
• Тип: Учебное пособие; #358925
• страница: 5 из 22

2. Выбор бурового насоса и компрессора для продувки скважины

Для очистки забоя от выбуренной породы, охлаждения породоразрушающего инструмента, выноса шлама на поверхность, поддержания стенок скважины в устойчивом состоянии используется очистной агент, в качестве которого, в большинстве случаев, используется промывочная жидкость (реже воздух и газожидкостные смеси). Для подачи промывочной жидкости в скважину применяются буровые насосы объемного действия: поршневые и плунжерные. Наибольшее распространение получили при геолого-разведочном бурении плунжерные насосы. Выбор необходимого насоса производится в зависимости от глубины скважины и типа буровой установки.

Используются следующие типы плунжерных буровых насосов:

HБ1-25/16 используется для промывки скважин при бурении установкой УКБ 12/25;

НБ2-63/40 используется для промывки скважин при бурении установкой УПБ-100Р;

НБ3-120/40 используется для промывки скважин при бурении установками УКБ-200/300С и УКБ-3СТ-Э, УКБ-4, УКБ-5, ЗИФ-650 М;

НБ4-320/63 используется для промывки скважин при бурении станками УКБ-5, ЗИФ-650М;

НБ5-320/100 используется для промывки скважин при бурении станками УКБ-7, ЗИФ-1200МР, ЗИФ-1200МРК.

Поршневые насосы типа 11ГрИ, НБ-32, НБ-125 менее распространены в колонковом бурении и в основном используются лишь при бескерновом бурении скважин долотами большого диаметра.
Основными параметрами режима работы насоса являются развиваемое давление Р_Н и подача жидкости (расход, производительность) Q.

Расход промывочной жидкости при использовании обычных (одинарных, неспециализированных) буровых снарядов и инструмента рассчитывается по формуле (15), (17) или (20). При использовании ССК – по (20), где
V_в = 300 – 600 дм/мин. При использовании специализированных снарядов, машин и инструмента (гидротранспорт керна, гидроударное бурение, двойные колонковые снаряды и пр.) расход принимается на основании имеющихся рекомендаций [13]. Окончательное значение подачи устанавливается по технической характеристике бурового насоса [6].

Потеря давления при движении промывочной жидкости либо рассчитывается (обычные одинарные снаряды), либо принимается по рекомендациям [13].

Так, например, потеря давления в ПРИ – буровой коронке и долоте – при обычных (не повышенных) расходах составляет от 0,05 - 0,15 МПа (твердосплавные буровые коронки) до 0,2 – 0,5 МПа (алмазные буровые коронки, лопастные, шарошечные и алмазные долота).

, МПа;

(1)

где: Р_н –давление, развиваемое насосом, МПа;

k_з – коэффициент запаса давления, k_з = 1,1 - 1,3;

Р_i – потеря давления на участках, отличающихся величиной площади и формой (круг, кольцо) поперечного сечения потока жидкости, МПа:

Р₁ – в колонне бурильных труб, Р₂ – в колонковой трубе, Р₃ – между колонковой трубой и стенками скважины (при бескерновом бурении Р₃ = Р₂ = 0), Р₄ – между колонной бурильных труб и стенками скважины, Р₅ – между колонной бурильных труб и обсадной колонной, Р₆ – в ПРИ, Р₇ - дополнительная потеря давления (например, в гидроударнике, эжекторном снаряде и пр.).

Для участков i = 1 – 5 (рис. 1)

, МПа;

(2)

где: Р_i – потеря давления на i -ом участке, МПа;

λ – коэффициент линейной потери давления, λ = 0,02 – 0,06 для технической воды, эмульсионных (на водной основе) и полимерных растворов; λ = 0,08 – 0,2 для глинистых растворов;

d_э – эквивалентный диаметр потока промывочной жидкости, м;

а – опытный коэффициент;

l_бт – длина одной бурильной трубы (3; 4,5 или 6), м;

f – площадь поперечного сечения потока жидкости в гладкой части бурового снаряда (внутри или снаружи труб), м²;

f₁ – площадь поперечного сечения потока жидкости в районе соединительного элемента колонны бурильных труб (внутри или снаружи бурильного замка), м²;

ρ_ж – плотность промывочной жидкости, кг/м³;

L – длина участка, м;

Q – расход промывочной жидкости, м³/с.




Рис.1. Схема участков движения промывочной жидкости в скважине

колонкового бурения

Для i =1:

L = L_бт; d_э = d_бт; f =(π/4)·d_бт²; а = 1,5 для ниппельных соединений,

а = 2,0 для муфтовых соединений; f₁ = (π/4) · d_сэ²

Для i =2:

L = l_кт; d_э = d_кт - d_к; f =(π/4)·(d_кт² - d_к²); а = 0

Для i =3:

L = l_кт; d_э = D_с -D_кт; f =(π/4)·(D_с²- D_кт²); а = 0

Для i =4:

L = L_бт- L_ок; d_э= D_с -D_бт; f =(π/4)·(D_с²- D_кт²); а = 0 для ниппельных соединений, а = 2,0 для муфтовых соединений; f₁ = (π/4)·(D_с²- D_сэ²);

Для i =5:

L = L_ок; d_э = d_ок -D_бт; f =(π/4)·(d_ок²- D_бт²); а = 0 для ниппельных соединений, а = 2,0 для муфтовых соединений; f₁ = (π/4)·(d_ок²- D_сэ²);
Где L_бт, l_кт, L_ок – длины колонны бурильных труб, колонковой трубы и обсадной колонны соответственно; D_бтиd_бт – наружный и внутренний диаметры бурильных труб соответственно; D_кт и d_кт – наружный и внутренний диаметры колонковой трубы соответственно; D_сэ и d_сэ – наружный и внутренний диаметры соединительных элементов (бурильных замков) соответственно; D_с иd_к – диаметры скважины и керна соответственно; d_ок – внутренний диаметр обсадной колонны.
Продувку скважины используют при ударно-вращательном бурении с помощью пневмоударников и при вращательном бурении в мерзлых породах, породах, характеризующихся интенсивным поглощением, но устойчивых, при бурении в городских условиях, пустынных и высокогорных районах (отсутствие близких источников воды), при бурении в природно-охранных зонах (экологические требования), при бурении во льдах и пр.

Бурение с продувкой затруднено, либо невозможно, в сыпучих, плывучих и значительно обводненных скальных горных породах.

Продувку реализуют либо с помощью компрессора, входящего в комплект некоторых буровых установок, либо, используя отдельный передвижной компрессор (поршневой, винтовой или пластинчатый).

Расход воздуха (при атмосферном давлении Р₀ = 0,1 МПа) для продувки скважины при вращательном бурении можно определить по (20),

где: Q– м³/мин, D_с(d_ок) и D_бт – м,
V_в= 420 – 480 м/мин при бурении алмазными коронками и долотами,

V_в= 600 – 720 м/мин при бурении твердосплавными коронками,

V_в= 900 – 1200 м/мин при бурении лопастными и шарошечными долотами.

При ударно-вращательном бурении пневмоударниками расход и потеря давления в пневмоударнике определяется по характеристике пневмоударника.

Рк = Kз (Р1∙Lc+Р2+Р3), МПа;

(3)

где: Р_к – давление, развиваемое компрессором, МПа;

К_з – коэффициент запаса давления, К_з = 1,1 – 1,3;

Р₁ – потеря давления на одном метре длины ствола скважины, Р₁ = 0,0015 МПа/м;

L_c – длина ствола скважины, м;

Р₂ – потеря давления в колонковом наборе: при колонковом бурении Р₂ = 0,06 – 0,1 МПа, при бескерновом бурении Р₂ = 0;

Р₃ – потеря давления в пневмоударнике при ударно-вращательном бурении, при вращательном бурении (пневмоударник отсутствует) Р₃ = 0.