В нашем случае отбор керна будет производиться в устойчивых породах VI, VII, VIII и X категорий. Бурение в таких условиях практикуется одинарными колонковыми трубами с использованием алмазных или твердосплавных коронок.

В целях предотвращения механического разрушения керна, и как его следствие, самозаклинки и истирания керна, предусматриваем меры по снижению вибрации бурильной колонны, применяем центраторы, контролируем прямолинейность колонковых и бурильных труб.

Срыв и удержание керна будет осуществляться с помощью кернорвателей.

Если при бурении с отбором керна на интервале глубин от 180 до 540 м промывка водой будет причиной разрушения керна следует заменить воду глинистым раствором. Так же повышение выхода керна можно добиться снижением осевой нагрузки, частоты вращения бурового инструмента, расхода промывочной жидкости.

Как вариант возможно применение ССК–снаряда со съемным керноприемником, а также ДКТ – двойных колонковых труб.

Меры борьбы с искривлением скважин

Необходимо применение инклинометров для контроля за искривлением скважины от проектного направления.

Следует учесть следующие факторы:

- угол встречи бурового наконечника с падением или напластованием горны• пород.

МЕРЫ: рекомендуется добиваться угла встречи оси скважины с плоскостью пласта более 25 - 30°.

-трещинноватость.

- анизотропия по твердости.

- технические причины.

МЕРЫ: не допускать работу криволинейными бурильными трубами (1-1,5 мм на 1 м длины трубы);

использовать в компоновке бурильной колонны центраторы или алмазные расширители;

применять в ряде случаев УБТ;

при переходе с большего диаметра бурения на меньший использовать специальные отбурочные снаряды, состоящие из колонковых труб большего и меньшего диаметра;

- технологические факторы: режим и способ бурения.

МЕРЫ: применение УБТ на глубинах свыше 500 м;

изменение режима бурения;

Проверочные расчеты выбранного оборудования, инструмента и технологии бурения

1) Определение затрат мощности на бурение скважины:

Nб = Nс + Nз + Nх + Nд =10,03 кВт

Где Nс – затраты мощности в станке, кВт;

Nз – затраты мощности на разрушение породы на забое, кВт;

Nх – затраты мощности на холостое вращение колонны, кВт;

Nд – дополнительные затраты мощности на вращение бурильной колонны при создании осевой нагрузки, кВт;

А) Затраты мощности в станке составляют:

Nс = N(4,35•10-2+1,7•10-4•n)+0,4•Р кВт

Nс = 30(4,35•10-2+1,7•10-4•250)+0,4•4=4,16 кВт

Где N=22 кВт – номинальная мощность двигателя;

n = 250 об/мин – частота вращения бурового инструмента;

Р=4 МПа – давление в гидросистеме;

Б) Затраты мощности на разрушение породы на забое:

Nз = Сос • n(R+r)/195000 • b • μ кВт

Nз = 6000 • 250(2,3+1,55)/195000 • 1,2 • 0,3=3,95 кВт

Где Сос=6000 Н – осевая нагрузка на коронку;

R=2,3 см – наружный радиус коронки;

r =1,55 см – внутренний радиус коронки;

n=250 об/мин - частота вращения бурового инструмента;

b=1,2 – коэффициент, учитывающий процесс разрушения;

μ=0,3 – коэффициент трения коронки о породу;

В) Затраты мощности на холостое вращение колонны:

- для низких значений чисел оборотов бурового инструмента

Nх=1,8•К•С2•q•d2•n•L кВт

Nх=1,8•1,0•10•10-8•4,6•4,22•250•540=1,183 кВт

Где К=1,0 – коэффициент при использовании КАВС;

С2=10•10-8 - коэффициент разработки ствола скважины;

q=4,6 кг – масса 1 м бурильных труб;

=4,2 см – диаметр бурильных труб;

n=250 об/мин - частота вращения бурового инструмента;

L=540 м – глубина скважины;

Г) Дополнительные затраты мощности

Nд=0,245•δ•Сос•n кВт

Nд=0,245•0,002•6•250=0,735 кВт

где Сос=6,0 кН - осевая нагрузка на коронку;

δ=0,002 м – радиальный зазор между бурильными трубами и стенками скважины;

n=250 об/мин - частота вращения бурового инструмента;

Затраты мощности на бурение скважины составят:

Nб = 4,16 + 3,95 + 1,183 + 0,735=10,03 кВт

Т.к. затраты на мощность бурения конечным диаметром составляют 1/3 от мощности электродвигателя, целесообразно произвести расчет по более скоростному алмазному бурению на интервале глубин от 180 до 380 м.

2) Определение затрат мощности на бурение скважины на интервале от 180 до 380 м алмазными коронками О2И:

Nб = Nс + Nз + Nх + Nд =20,18 кВт

Где Nс – затраты мощности в станке, кВт;

Nз – затраты мощности на разрушение породы на забое, кВт;

Nх – затраты мощности на холостое вращение колонны, кВт;

Nд – дополнительные затраты мощности на вращение бурильной колонны при создании осевой нагрузки, кВт;

А) Затраты мощности в станке составляют:

Nс = N(4,35•10-2+1,7•10-4•n)+0,4•Р кВт

Nс = 30(4,35•10-2+1,7•10-4•1250)+0,4•4=9,28 кВт

Где N=22 кВт – номинальная мощность двигателя;

n = 1250 об/мин – частота вращения бурового инструмента;

Р=4 МПа – давление в гидросистеме;

Б) Затраты мощности на разрушение породы на забое:

Nз = Сос • n(R+r)/195000 • b • μ кВт

Nз = 6000 • 1250(2,3+1,55)/195000 • 1,3 • 0,3=4,06 кВт

Где Сос=4920 Н – осевая нагрузка на коронку;

R=2,3 см – наружный радиус коронки;

r =1,55 см – внутренний радиус коронки;

n=1250 об/мин - частота вращения бурового инструмента;

b=1,3 – коэффициент, учитывающий процесс разрушения;

μ=0,3 – коэффициент трения коронки о породу;

В) Затраты мощности на холостое вращение колонны:

- для низких значений чисел оборотов бурового инструмента

Nх=К(С1•q•δ•n2 + С2•d2•n)L кВт

Nх=1,0(2,2•10-8•4,6•0,002•12502 + 10•10-8•4,22•1250)380 =0,96 кВт

Где К=1,0 – коэффициент при использовании КАВС;

С1=2,2•10-8 - коэффициент кривизны ствола скважины;

С2=10•10-8 - коэффициент разработки ствола скважины;

δ=0,002 м – радиальный зазор между бурильными трубами и стенками скважины;

q=4,6 кг – масса 1 м бурильных труб;

d=4,2 см – диаметр бурильных труб;

n=1250 об/мин - частота вращения бурового инструмента;

L=380 м – глубина скважины;

Г) Дополнительные затраты мощности

Nд=0,245•δ•Сос•n кВт

Nд=0,245•0,002•4,92•1250=3 кВт

где Сос=4,92 кН - осевая нагрузка на коронку;

δ=0,002 м – радиальный зазор между бурильными трубами и стенками скважины;

n=1250 об/мин - частота вращения бурового инструмента;

Затраты мощности на бурение скважины составят:

Nб = 9,28 + 6,94 + 0,96 + 3 =20,18 кВт

Максимальные затраты мощности составят 20,18 кВт при максимальной мощности двигателя – 30 кВт, что говорит о том, что при возможности можно увеличить скорость бурения для повышения производительности.

Проверочный расчет производительности и давления бурового насоса

Полное давление насоса при колонковом бурении складывается из следующих составляющих:

Рн = Ртр + Ркп + Ркн + Роб =3,04 МПа

где Ртр – потери давления в бурильных трубах, МПа;

Ркп – потери давления в кольцевом пространстве, МПа;