Бурение геологоразведочной скважины глубиной 250 м.

Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильной колонной (Р2), в МПа.(37)где: Dскв – диаметр скважины, м; d - наружный диаметр бурильных труб, м; ρ2 -плотность выходящего потока жидкости, обогащённого шламом, кг/м3;ρ2= ρ1+ (10 ÷ 30) (38)ρ2= 1073+ 20 = 1093 кг/м3λ2= 0,030,035 - коэффициент гидравлических сопротивлений длязатрубного пространства.Потери давления в элементах соединений бурильных труб (Р3) в МПа.(39)где: - d0 - внутренний диаметр элементов соединений (ниппелей, замков), м;nc -количество замковых/ниппельных соединений, шт.количество ниппелей в колонне, шт; (40)ℓ - длина бурильной трубы, м; – коэффициент местного сопротивления. (41) - коэффициент, зависящий от типа соединений бурильных труб. = 1,5 – для ниппельного соединения. = 2,0 – для замкового соединения.Отсюда: Р4 = 0,05 0,12 МПа –потери напора в колонковом наборе.Р5 = 0,5 МПа –потери напора при заклинивании керна.Р6 = 0,15 0,19 МПа -потери напора в нагнетательном рукаве и буровомТогда суммарные гидравлические потериравны:1,4·(При промывке глинистым раствором возникают дополнительные потери на сдвиг раствора в момент включения насоса, в МПа.1. В бурильных трубах: (42)где: τ = 0,3 0,4, динамическое сопротивление раствора сдвигу, кг/м2.2. В кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины. = (43)3. Общие потери давления на сдвиг раствора: (44)Т.о., исходя из выполненных расчётов, буровой насос должен развивать давление: (45)Мощность необходимая на привод насоса, в кВт. (46)где – kм = 1,11,2 - коэффициент запаса мощности; ɳ – к.п.д. привода насоса (ɳ = 0,750,8).Выбираем буровой насос НБ3 120/40. Технические характеристики насоса НБ3 120/40  приводятся в таблице 13.Таблица 13Технические характеристики насоса НБ3 120/40ПараметрыБуровой насос НБ3-120/40Подача, л/минI     II     III    IV     V15   19    40    70    120Максимальное давление, МПа     4,0  4,0   4,0    4,0   2,0 Диаметр плунжеров (втулок), мм.63Число плунжеров (поршней), шт.3Длина хода плунжера (поршня), мм.60Число двойных ходов в 1 мин.     31   38    80    146   249Габаритные размерыДлина1970Ширина910Высота980Масса, кг.680Диаметры, мм.Всасывающего отверстия50Нагнетательного отверстия38Мощность на валу двигателяNдв слагается из трёх частей: расхода мощности на станке Nс, расхода мощности на вращение бурильной колонныNхв и расхода мощности от осевой нагрузкиNрПотери мощности на станке определяются,в кВт.Nс= Вс·n+Ac (47)Коэффициенты Ac и Вс принимаются в зависимости от типа бурового станка по таблице 14.Таблица 14Коэффициенты Ac и ВсТип бурового станкаAcВсЗИФ- 1200МР ЗИФ- 650МСКБ-4СКБ-5СКБ-72,71,21,11,308,8·10-38,8·10-35,5·10-35,0·10-36,8·10-3где: Ac - потери мощности в трансмиссии; Вс- коэффициент потерь в станке.Nс= 5,5·10-3 *100+1,1 = 1,6 кВтРасход мощности на вращение бурильной колонны определяется, в кВт, по формулам (49) и (50). Выбор формулы зависит от результата формулы (48) служащей для определения пограничной частоты: ; об/мин (48)(49) длянизких частотNхв = kc·(C1·qc·δ·n2 + C2 ·qc·d2 ·n)·L (50) для высоких частотгде - kc - коэффициент, учитывающий антифрикционные свойства смазки и промывочной жидкости:kc = 0,8 – смазка КАВС + эмульсия;kc = 1,0 – смазка КАВС с водой;kc = 1,5 – при отсутствии смазки и эмульсии.коэффициенты С1и С2 принимаются С1 = 2·10-6 и С2 = 8·10-4;qc - кг/м – масса 1 м бурильных труб с учётом соединений;d – диаметр бурильных труб, м;δ - зазор между стенками скважины и бурильными трубами, м. (51)ТогдаТогда Расход мощности от осевой нагрузки определяется, в кВтNр= kр·Р·n (52)где: kр = (0,24·δ + μ0·Rср)·10-3 (53)μ0- коэффициент сопротивления движению коронки. - для алмазных коронок.- для твёрдосплавных коронок и долот.Rср - средний радиус породоразрушающего инструмента, мдля долот (54)Dн - наружный диаметр коронки.Dвн- внутренний диаметр коронки.Dд - диаметр долота.Тогда kр = (0,24·0,017 + 0,6*0,025)·10-3=1,9*10-5Nр= 1,9*10-5·1,25*106·33,2 = 0,8 кВтТ.о., затрачиваемая мощность двигателя бурового станка на бурение, находится по формуле:Nдв = Nс + Nхв + Nр=3,6+0,01+0,8 = 4,4 кВт (55)Мощность на подъём бурового снаряда из скважины, в кВт, определяется по формуле. (56)где - Qкр – нагрузка на крюке, кН;(для БС-3) составляет 40000 кгс или 392 кН - зенитный угол скважины; (у нас вертикальная, т.е. угол равен нулю)- коэффициент трения стали о породу = 0,2 0,3; - скорость вращения барабана лебёдки при подъёме, м/сек;- количество рабочих струн талевой системы; ɳ - кпд передачи = 0,85;ɳтс - 0,9 ÷ 0,94 - кпд талевой системы (в зависимости от количества роликов) талевой системы.Т.е. данный двигатель использовать можно.Коэффициент использования мощности двигателя (КИМ) определяется делением общей мощности двигателя на вес установки.(57)Для нашей установки длина одной бурильной трубы составляет 9,5 м, длина свечи 19 м. Рис. 4. Буровая мачта БМТ-41 — основание; 2 — пол бурового здания; 3 — гидроцилиндр подъёма мачты; 4— портал; 5 — траверса; 6 — центральный подкос; 7 — талевый блок; 8 — трубчатый ствол; 9 — боковой подкос; 10 -свечеприемник; 11 — кронблок2.7. Средства оптимизации процессов буренияДля снижения затрат времени на производство спуско-подъёмных операций необходимо их механизировать, запроектировать: применение труборазворотов типа РТ-1200-2М, РТ-300; полуавтоматических элеваторов типа У-22, ЭН-12.5, ЭН2-20, У-12; приспособлений для нанесения антивибрационной смазки; трубных тележек и др.Рисунок 5 - Труборазворот типа РТ-1200М2.8. Предупреждение и ликвидация аварий, аварийный инструментДля наших условий, когда в разрезе встречаются только плотные породы, аварии могут быть связаны с нарушением режимов бурения и со сломом бурового инструмента.Для их предотвращения необходимо проводить работы согласно утвержденных планов работ.Многочисленными теоретическими исследованиями и практикой доказано,что аварии вследствце поломки элементов бурильной колонны вызваныв основном усталостью металла.Явления усталости возникают главным образом под действием следующихосновных переменных нагрузок: изгиба, колебаний бурильнойколонны, крутильных ударов.Признаки аварии с бурильной колоной:1) изменение показаний индикатора веса - при поломке бурильнойколонны в растянутой части показания индикатора веса уменьшаются,а при поломке в сжатой части, наоборот, увеличиваются. Для сравнениявеса бурильной колонны при изменении показанпй индикатора весанеобходимо приподнять бурнльную колонну. При роторном бурении с применениемэлектроэнергии в случае поломки колонны снижается сила токана электродвигателе; 2) падение давления промывочной жидкости в нагнетательнойлинии; 3) падение механической скорости проходки; 4) провалыбурильной колонны.При подозрении на поломку инструмента в скважине бурильщик обязаннемедленно приступить к подъему бурильной колонны. Одновременно,не прекращая основных работ и не оставляя своего поста, бурильщикдолжен уведомить мастера, а при отсутствии его - руководство предприятияоб аварии.Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руководствомстаршего инженера (мастера) по сложным работам или главного(старшего) инженера предприятия. Если на буровой присутствуетнесколько руководящих работников, то ответственным является старшийпо должности, через которого мастеру передаются указания по ликвидации.2.9. Организация работНа буровой планируется вахтовый метод работ с графиком 30/30. Состав бригады: мастер, 2 бурильщика, 6 помощников бурильщика, два машиниста буровой установки.Руководство работой лежит на буровом мастере.Электроснабжение производится от дизельной электростанции. Определим количества тракторов для перевозки буровой установки без разборки.Выбираем трактор ТСН-4Тяговое усилие трактора, кН,определяется по формуле: (58)Количество тракторовопределяется:Рт (59)где: Qв - масса буровой установки, кг; α - максимальный угол подъёма при перевозке, α = 100÷300;ƒт - коэффициент трения, ƒт = 0,2 ÷ 0,5; υ - скорость движения трактора, υ = 1 ÷ 3 м/сек;Nтр - мощность двигателя трактора, кВт; для трактора ТСН-4 составляет 180 л.с. или 132,4 кВтɳтр = 0.7, кпд трактора.Промывка скважины осуществляется глинистым раствором. Методика приготовления раствора рассмотрена выше.Т.к. скважина не глубокая, ее бурение будет занимать не продолжительное время, поэтому размещать ремонтную мастерскую на буровой не целесообразно. В случае выхода из строя оборудования оно будет вывозиться на базу и там ремонтироваться.Керн будет складироваться в специально приготовленные ящики, на него будет вестись соответствующая документация (ведомость керна). Рисунок 6 - Схема размещения привышечных сооружений:1 - буровая вышка; 2 - крупноблочное буровое здание; 3, 4 - циркуляционная система; 5 - ограждение отстойника; 6 - дорога; 7 - емкость для воды; 8 - контейнер для инструмента; 9 - емкость для угля; 10 - стеллажи для труб; 11 - электрокабель; 12 - противопожарный инвентарь; 13 - электромагнитный пускатель; 14 - площадка под ГСМ; 15- якорь для крепления растяжек; 16 - площадка для укладки керна;17 - туалет; 18 - вагон-общежитие; 19 - трансформаторная будкаРис. 7. Расположение оборудования УКБ-4 в буровом здании:1 - буровой станок УКБ-4; 2 - электрический шкаф управления;3 - буровой насос; 4 - труборазворот; 5 - подсвечник; 6 - электронагревательные печи; 7 - санитарно-техническое оборудование; 8 - водонагреватели;9 - рабочий верстак; 10 - маслостанция; 11 - стол бурильщикаЗаключениеВ ходе написания курсовой работы был произведен расчет бурения скважины на твердые полезные ископаемые. Рассмотрены необходимые технологии и произведены расчеты оборудования, используемого для ударно-канатного бурения.В главе 1 рассмотрены основные геологические вопросы, характеристика участка работа В главе 2, являющейся основной в данной работе рассмотрены общие характеристик бурения на твердые полезные ископаемые; приведены характеристикибуровых установок. Проведены основные проверочные расчеты мощности двигателя и прочности каната.Анализируя проделанную работу, можно сделать вывод, что в работе качественно раскрыты основные характеристики бурения на твердые полезные ископаемые, методика проведения этого типа работ.Список использованной литературы1. Волков А.С., Буровой геологоразведочный инструмент:- М.: Недра, 1979, 285с. 2. Волков А.С., Долгов Б.П. Вращательное бурение разведочных скважин-М.: Недра, 1988, 318с. 3. Володин Ю.И. Руководство к практическим занятиям и сборник задач по бурению скважин: -М.: Недра, 1987, 204с. 4. Зварыгин В.И. Тампонажные смеси – Красноярск : СФУ, 2014. – 216 с.5. Михайлова Н.Д. Техническое проектирование колонкового бурения: -М.: Недра, 1985, 197с. 6. Нескоромных В.В. Направленное бурение и основы кернометрии - Красноярск: СФУ, 2015., 336 с.7. Нескромных В.В. Проектирование скважин на твердые полезные ископаемые. – Красноярск : СФУ, 2015.,327 с8. «Петрофизические методы исследования кернового материала. (Терригенные отложения)»Учебное пособие в 2-х книгах. — М. : 2008.,112 с.9. Сихотэ-Алинь.Словарь географических названий СССР/ГУГК,ЦНИИГАиК.— 2-е изд., перераб. и доп. — М. : Недра, 1983., 225 с10. «Сырьевая смесь для изготовления керамических изделий»: реферат / В. Г. Харьков [и др.]. — М. : 2005. — 6 с. 11. Федосеева Л.В. «Краткий определитель горных пород по внешним признакам» : Методические указания М. : НОВОСИБИРСКИЙ ГАСУ, 2011 . — 448 с. 12. Шамшев Ф.А., Тараканов С.Н., Кудряшов Б.В. Технология и техника разведочного бурения. - М.: Недра, 1983, 564 с. Интернет ресурсы: Государственная геологическая карта Российской Федерации масштаба 1 : 200 000. Издание второе. Серия Горно-Алтайская. Лист М-44-IV (Рубцовск). Объяснительная записка / С.И. Федак, Ю.А. Туркин, П.Ф. Селин и др. – М.: Московский филиал ФГБУ «ВСЕГЕИ», 2019, - 273 c. (Степное - стр. 127, 128)https://lc.rt.ru/classbook/geografiya-8-klass/geologicheskoe-stroenie-relef-i-poleznye-iskopaemye-558/3340https://drago-kamni.ru/pegmatit/https://kamnemir.ru/articles/about_quartzite/https://www.diamtools.ru/magazine/item/gde-nakhodyatsya-osnovnye-zalezhi-kvartsita/https://bigenc.ru/c/pegmatit-f6d1d2https://oaomkk.ru/articles/rossiyskie-mestorozhdeniya-granitahttps://www.geolib.net/petrography/kvarcevyy-porfir.html