Геолого-технический наряд

Месторождение …………….. Буровая установка…………

Глубина скважины ………… Буровой насос……………....

Скважина начата …………… Бурильные трубы……….. ..

Скважина закончена……….. Длина свечи ….…….

.

 

Геологическая часть

Техническая часть

Параметры режима бурения

Очистной агент

Спуско-подъемные операции

Получение геологической информации

Искривление скважины

Возможные осложнения

Нормативные показатели

№ слоя

Глубина подошвы слоя

Мощность слоя

Геологическая колонка

Категория пород по буримости

Абразивность и состояние пород

Конструкция скважины (схема)

Вид и диаметр породоразрушающего инструмента

Осевая нагрузка на ПРИ, - Сос, Н.

Скорость вращения бурового снаряда - n об/мин (сек-1 )

Расход очистного агента л/мин, (м3/сек)

Вид очистного агента

Обработка очистного агента

Схема талевой оснастки

Скорость подъема и число свечей поднимаемых на каждой скорости

Заданный выход керна

Мероприятия по повышению выхода керна и другие мероприятия гической информации

Естественная или заданная интенсивность искривления скважины

Интервалы измерения искривления скважины и меры управления направлением скважины

Виды осложнений

Меры предотвращения и борьбы с осложнениями

Нормативная механическая скорость - Vм м/ час

Нормативная углубка за рейс - hр м

4.

8.

9.

10.

14.

15.

16.

17.

18.

19.

20.

21.

22.

23.

Приложение 2

Примерные спецтемы для курсового проекта по колонковому бурению

1. Анализ влияния вида и свойств промывочной жидкости на технико-экономические показатели бурения в данных конкретных условиях.

2. Разработка технологии бурения в многолетнемерзлых породах.

3. Применение и разработка специальных промывочных жидкостей для бурения данной скважины.

4. Разработка технологии и обоснование технических средств для бурения скважины с использованием пены.

5. Разработка технологии и обоснование технических средств для бурения скважины с продувкой воздухом.

6. Обоснование эффективности бескернового бурения с опробованием по шламу и отбором боковых проб при бурении данной скважины.

7. Анализ эффективности применения ССК (КССК), определение области их рационального применения, обоснование целесообразности использования ССК для бурения данной скважины.

8. Разработка технологии, обоснование технических средств и оценка эффективности бурения скважины с применением пневмоударников.

9. Анализ эффективности применения для бурения скважины ударно-вращательного и вращательно-ударного бурения гидроударниками.

10. Анализ путей повышения эффективности и расширения областей применения гидроударного бурения при малых расходах промывочной жидкости для бурения глубоких (более 1000 м.) скважин.

11. Анализ причин разрушения керна при бурении разведочной скважины и разработка путей получения кондиционного керна.

12. Анализ и оценка эффективности применения различных технических и технико-технологических средств повышения выхода керна в конкретных геологических условиях.

13. Исследование процессов самозаклинивания керна и разработка мероприятий по снижению самозаклинивания керна в конкретных условиях.

14. Анализ причин прекращения рейса и разработка мероприятий увеличения углубки за рейс в данных геолого-технических условиях.

15. Анализ видов и причин износа алмазных коронок, разработка рекомендаций по снижению износа коронок в данных условиях.

16. Анализ причин заполирования алмазных коронок и путей борьбы с этим явлением.

17. Анализ причин искривления скважин и оценка методов управления направлением скважины в данных геологических условиях.

18. Анализ эффективности использования различных технических средств для направленного бурения и выбор наиболее рациональных для данных условий.

19. Анализ эффективности и разработка технологии многоствольного бурения конкретной скважины.

20. Анализ средств автоматизации процессов бурения и пути внедрения автоматизированных систем для бурения разведочных скважин.

21. Анализ технических средств для взятия ориентированного керна и оценка эффективности кернометрии для повышения геологической достоверности опробования на данной скважине.

22. Анализ методов борьбы с осложнениями и разработка мероприятий по борьбе с осложнениями при бурении конкретной скважины.

23. Разработка эффективных мероприятий по охране окружающей среды при бурении данной скважины.

 

 

Приложение 3

 

Методика расчета затрат мощности на бурение и определения зависимости
L_n = f (n…).

В процессе бурения мощность двигателя тратится на: потери в станке - Nст. , потери на вращение бурильной колонны - Nб.т. и затраты на забое на разрушение породы и трение - Nзаб.

N_бур = N_ст + N _б.т. + N_заб

Потери в станке можно определить по зависимости:

N_ст= a + b × n

где a и b опытные коэффициенты :

a - от 0,2 до 5,1 кВт,

b - от 1,1×10 ^-3 до 6,4×10 ^-3 , кВт ; для разных станков.

Значения a и b принимаются либо из справочников, либо среднее значение,

n - частота вращения, об/мин .

Затраты мощности на забое N_заб определяются :

1. При бурении шарошечными долотами

N_заб = N₀ × S_заб

где S_заб - площадь забоя, м²;

N₀ - удельная мощность ,

N₀ =(0,5 ¸ 1,5) ×10 ^-5 , кВт/м²; меньшее значение для мягких пород.

2. При бурении лопастными долотами (пикобурами)

N_заб=10 ^-5 (3׸ 5)× F_ос × D_скв × n

где F_ос - осевая нагрузка на ПРИ , Н;

D_скв - диаметр скважины, м;

n - частота вращения , об/мин;

3. При бурении твердосплавными и алмазными коронками

N_заб=10 ^{- 4} (m₀×+ A×h_об)× F_ос × r_ср × n

где m₀ - коэффициент трения резцов о породу;

А - коэффициент разрушения породы;

h_об - углубка за оборот , мм ;

Значения m₀ и А ориентировочно принимаются из таблицы (1)

 

 

Таблица 1.

Вид коронки	m0	А*	hоб , мм
Твердосплавная	0,1	1 - 3	0,05 - 0,6
Твердосплавная с гидроударником	0,04	0,2 - 0,4	0,15 - 1,0
Алмазная однослойная	0,03 - 0,05	1 - 3,5	0,04 - 0,4
Алмазная импрегнированная	0,05 - 0,1	3 - 8	0,02 - 0,2
Алмазная с гидроударником	0,03	1 - 2	0,05 - 0,5

* При меньших значениях h_об принимают большие значение А.

 

Затраты мощности на вращение бурильных труб наиболее объективно оцениваются по методике СКБ [3] , в скорректированном виде:

N _б.т = 10 ^-5× К_см×К_скв×К_м×(К_и×К_с×К_з×К_ж.т×К_н× К_кр× D × L ^0,75 × n ^1,85 + 2×d ×F_ос ×n)

 

где К_см - коэффициент смазывающих свойств очистного агента,

вода - 1; вязкий глинистый раствор - 1,3 ; малоглинистый раствор - 1,1 ;

эмульсия - 0,75 ; эмульсия + КАВС - 0,65;

К_м - коэффициент материала бурильных труб; СБТ - 1 ; ЛБТ - 0,75;

К_скв - коэффициент состояния скважины; обсаженный ствол - 0,5;

нормальное состояние - 1,0 - 1,4 ; кавернозный ствол - 1,5 - 2,0;

К_с - коэффициент соединений бурильных труб; ниппельные - 1,0

муфтово-замковые - 1,3;

К_кр - коэффициент кривизны (качества) труб; высокое качество -1,0;

среднее - 1,3 ; низкое - 1,6 . или:

где Кр - кривизна труб, мм/м; d - зазор между стенкой скважины и бурильными
трубами, м.; d - диаметр бурильных труб, м, D - диаметр скважины, м

К_ж.т - коэффициент жесткости труб

значение К_ж.т приведены в таблице (2) ; К_ж.т = 0,7 - 1,25 .

К_и - коэффициент искривления скважины - К_и= 1 + 60 × I ,

где I - интенсивность искривления , ^град/_м;

К_н - коэффициент наклона скважины К_н =1+ 0,44 × Cos(b) ,

где b - угол наклона скважины (b = 90° - q); и q - средний зенитный угол;

К_з - коэффициент учитывающий влияние зазора между стенкой скважины и
бурильными трубами К_з=(0,75+17×d)

Таблица 2.

№	Трубы	масса 1 м, кг	(EI) 0,16	Кж.т
	СБТМЗ - 42	5,25	4,9	1,07
	СБТМЗ -50	6,75	5,43	1,24
	СБТН -42	4,89	4,85	1,01
	СБТН -50	6,8	5,44	1,25
	СБТН -54	6,48	5,53	1,17
	ЛБТН -42	3,08	4,27	0,72
	ЛБТН -54	4,4		0,88
	ЛБТН -68	5,46	5,7	0,96
	ССК -59		5,63	1,07
	КССК -76	7,62	6,31	1,21

 

 

Для определения максимально возможной частоты вращения в зависимости от глубины скважины решаем выражение: N_дв = N_ст + N _б.т. + N_заб относительно L при заданных n

или при всех постоянных кроме n после их приведения:

 

Б = b + 2×10 ^-5× К_см×К_скв×К_м× d × АF_ос + 10 ^{- 4} (m₀×+ A×h_об) × F_ос × r_ср

В = 10 ^-5× К_см×К_скв×К_м×К_и×К_с×К_з×К_ж.т×К_н× К_кр× D

получим

Подставляя последовательно начиная с максимальной частоты вращения n _max ,
n _max-1 , … n _i (при плавно регулируемом приводе n _max , n _ср , n _min) построить график: