CC BY
33
УДК 624.1 + 622.02
С.К.ПАВЛОВА
Факультет освоения подземного пространства, группа ГСТ-02, ассистент профессора
РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПРОМЫВКИ ПРИ БУРЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ
Рассмотрены вопросы прокладки трубопроводов по бестраншейной технологии, позволяющей проводить реконструкцию и ремонт коммуникаций под непрерывно функционирующими транспортными магистралями (железные и автомобильные дороги). Разработаны технология промывки при бурении горизонтальных скважин, параметры промывающей жидкости для конкретных геологических условий и определение параметров насосно-нагнетательной станции.
The article studies issues of trenchless pipe driving technology which allows to carry out reconstruction and repairs of pipelines under permanently functioning thoroughfares (railroads and motorways). A flushing technology is developed for horizontal well sinking, parameters of the flushing liquid for specific geological conditions are established and parameters the pumping station are determined.
В связи со всевозрастающими объемами строительства подземных коммуникаций в крупных городах России весьма актуальна проблема поиска более прогрессивных технологий, так как совокупность недостатков, присущих известным традиционным способам, приводит к тому, что значительные капитальные вложения в коммунальное хозяйство не в полной мере решают проблемы удовлетворения растущих потребностей городов в коммунальных услугах.
Наибольшее распространение получили бестраншейные технологии с применением микротоннелепроходческих комплексов (МТПК), установок горизонтального направленного бурения (УГНБ), установок управляемого прокола (УУП).
В то же время практика внедрения этих технологий показывает, что проектные организации порой не всегда обоснованно могут выбрать оборудование и конкретную технологию с учетом условий строительства, обеспечить эффективное и безаварийное производство работ и полностью использовать накопленный производственный опыт, так как имеющаяся информация по использованию современных проходческих ком-
плексов разрозненная и не позволяет полностью раскрыть их потенциал.
В данной работе рассматривается возможность применения УГНБ для проходки коммуникационных тоннелей [2, 3]. Установки УГНБ бывают двух типов - котлованные и самоходные.
УГНБ состоит из пяти основных частей: гидравлического привода; силового дизельного агрегата с маслостанцией; насосно-нагнетательной станции, снабженной индивидуальным дизельным двигателем, которая подает водно-бентонитную суспензию (буровую жидкость) в рабочую зону бурения; миксера для приготовления суспензии, состоящего из резервуара для воды и готовой суспензии, бункера для загрузки бентонита и насосной станции с автономным дизельным двигателем; приемно-передающей локационной системы, предназначенной для определения координат местонахождения буровой лопатки.
Комплекс снабжается комплектом буровых штанг (обычно в количестве 80 штук, каждая длиной по 60 см), бурильными лопатками и набором расшири-телей-риммеров.
При разработке технологических параметров бурения установкой ГНБ были использованы рекомендации СНиП 11-01-95 «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений» и МГСН 6.01-03 «Бестраншейная прокладка коммуникаций с применением микротоннелепроходче-ских комплексов и реконструкция трубопроводов с применением специального оборудования».
Современные УГНБ в зависимости от установленной мощности двигателя, крутящего момента и силы обратной протяжки позволяют бурить скважины с последующим их расширением в диапазоне от 160 до1000 мм при длине бурения до 800 м и более, при этом радиус изгиба буровой колонны может изменяться от 21 до 70 м.
Технические характеристики УГНБ представлены в таблице.
Важным вопросом при реализации УГНБ является обоснование закономерностей промывки бурящейся скважины промывочной жидкостью. Промывочная жидкость, закачиваемая в скважину, должна обеспечивать очистку забоя от частиц разбуренной породы, устойчивость стенок
скважины, охлаждение породоразрушаю-щего инструмента; облегчать разрушение породы на забое за счет физико-химического воздействия на нее; смазывать трущиеся о стенки скважины части бурового снаряда [1].
Состав буровой суспензии подбирается исходя из свойств грунта на участке бурения. В настоящее время, как правило, в качестве промывочной жидкости применяют бентонитовые растворы.
Особенностью бентонитовых растворов является их тиксотропия. Это означает, что суспензия, находящаяся в движении, имеет свойства жидкости, а в состоянии покоя приобретает гелеобразную форму. Это физическое явление позволяет с легкостью перекачивать бентонитовый раствор, и в то же время этот раствор может служить опорной жидкостью для поддержания грунта в забое.
Устойчивость суспензии и свойства бентонитового раствора, такие как плотность, вязкость, предел текучести и отдача фильтрованной воды, зависят от следующих факторов: типа бентонита, его концентрации, продолжительности перемещения, времени набухания, содержания солей и других примесей в воде затворения и в почвенных (грунтовых) водах.
Установки горизонтального направленного бурения «Vermeer Navigator», США
Модель Длина, см Вес со штангой, кг Мощность двигателя, л.с. Рабочие характеристики Параметры бурения
Максимальный крутящий момент, Нм Сила протяжки, кг Длина буровых штанг, см Диаметр штанг, мм Максимальное расширение, мм Максимальная длина бурения, м Подача буровой смеси, л/мин
PL8000 177/137 476 20 1220 3990 91/61 48 300 95 68
D7x11A 404 2200 38 1505 3538 180 33/42 300 95 34
D7x 11AQS 348 1900 38 1491 3538 180 30 300 95 34
D10x15 478 3946 50 2034 4536 300 42 300 130 51
D16x20A 478 3992 63 2708 7258 300 48 410 190 95
D18x22 521 5062 85 2983 8165 300 48 410 220 95
D24x33 569 7711 115 4474 10886 300 52 410 300 95
D24x40A 516 7530 125 5423 10886 300 60 600 320 144
D33x44 538/691 8981/9299 125 5965 14968 300/460 60 600 360 189
D55x100 909 16556 185 13588 24948 460 73 1000 600 568
D80x120 1040 17690 225 16246 36288 610 89 1000 800 757
D100x120 1040 17690 225 16270 45359 610 89 1000 900 757
D150x300 1625 34473 400 40680 68039 До 1040 110 1000 1400 По заказу
D200x300 1625 34473 400 40680 90719 До 975 110 1200 1400 По заказу
Вода для затворения должна обладать следующими свойствами:
• уровень рН для достаточного набухания бентонита должен быть между 7 и 9, а вода не должна быть жесткой. Значение рН определяется с помощью индикаторных бумажных полосок;
• жесткость воды должна быть < 20 dH. Если концентрация ионов Са и Mg превышает 200 %о, необходимо проводить ее обработку кальцинированной содой:
Са + ШСОз = СаСОз
В зависимости от степени загрязнения для обработки раствора требуется 0,5-3 кг/м3 кальцинированной соды, что позволит поддерживать значение рН порядка 9.
Для необходимых вязкости и текучести раствора важна продолжительность перемешивания и сдвиговое действие, а также турбулентность смешивающего инструмента: чем больше продолжительность перемешивания, тем меньше может быть время набухания бентонита. Минимальная продолжительность перемешивания 10 мин, а времени набухания 20 ч.
Предел текучести должен составлять для глинистых илистых песков 13-20 Н/м2, мелкозернистых и среднезернистых песков 20-38 Н/м2, крупнозернистых песков и гравия 38-60 Н/м2, камня и мелкой гальки более 70 Н/м2.
Плотность бентонитового раствора, прокачиваемого через систему трубопроводов, не более 1,15 т/м3.
Определив параметры промывающей жидкости для конкретных геологических условий и подобрав состав ее компонентов, рассчитываем потери давления при ее прокачке и тем самым обосновываем параметры насосно-нагнетательной станции.
Для ламинарного течения вязкого тела в трубе используем уравнение Ньютона:
^ du
Е -Ц ж^ dr
(1)
где Е - касательное напряжение на грани двух смежных слоев, Па; ц ж - динамическая вязкость тела, Па; du/dr - скорость сдвига
одного слоя относительно смежного с ним, расположенного на расстоянии dr, с-1.
Для вязкопластичного тела можно использовать уравнение Бингама-Шведова:
Е -^ + Т 0 : аг
(2)
где ^ - пластическая вязкость, Па-с; т0 - предельное динамическое напряжение сдвига, Па.
Проинтегрировав уравнения (1) и (2), получим формулы для расчета потерь давления на гидравлические сопротивления в трубопроводе при ламинарном режиме. Такие зависимости для вязкопластичных жидкостей довольно громоздки и неудобны для практического использования.
Поэтому потери давления на гидравлические сопротивления принято определять по квадратичной зависимости Вейсбаха -Дарси [4]:
Р
. I м2
- АтРж ^^Г' а 2
(3)
где Ат - коэффициент гидравлических сопротивлений; рж - плотность жидкости, кг/м3; I - длина трубопровода, м; а - внутренний диаметр трубопровода, м; w - средняя скорость течения жидкости, м/с.
При ламинарном режиме течения ньютоновской жидкости коэффициент гидравлических сопротивлений вычисляется из зависимости
А -й 64
Rc
(4)
где Р - коэффициент, зависящий от формы поперечного сечения трубопровода, Р =1; Яо - параметр Рейнольдса,
Rc -
мар ж
Ц ж
(5)
При турбулентном режиме течения величину Ат с достаточной точностью можно найти по имперической зависимости А.Д.Альтшуля:
0,111,46 ^+100 а Яо
0,25
(6)
где Д1 - эквивалентная шероховатость стенок трубопровода, м; для стальных цельно-катанных труб А = (2 - 7)10-3 см; для труб ПХВ А = (1 - 5)10-4 см.
При ламинарном течении ньютоновской жидкости в кольцевом пространстве между двумя соосно расположенными круглыми цилиндрами потери давления можно определить по формуле (3), а коэффициент сопротивлений - по формуле (4), если принять
Re. =
Р =
wk (Dc - D)p ^
^ ж
(1 - Kr)2
1 + Kr2 +1 - Kr2/In Kr
Kr = — Dc
(7)
(8)
(9)
и вместо d подставить разность между наружным (Dc) и внутренними (D) диаметрами кольцевого пространства.
Для расчета коэффициента гидравлического сопротивления воспользуемся зависимостью (4), вместо Р подставим р0:
Ро =Р(1 + ~Sen), 6
(10)
где Sen - параметр Сен - Венана - Ильмина,
тп d
Sen =
цw
(11)
При турбулентном режиме течения коэффициент сопротивления находим по формуле (6), а критическую скорость течения из зависимости
пк = 25
2о_
Р ж
Определив потери давления для конкретных условий, подбираем параметры на-сосно-нагнетательной станции для реализации УГНБ.
При промывке бурящейся скважины важно не только определить потери давления и мощность насосно-нагнетательной станции, но и зависимости влияния кон-
л 4,8
н
о
ft 3,6
и о
g ^ 2,4
и Щ о X
^ о ft 1,2
й X Щ 2 с
0
20 40
Давление жидкости, МПа
60
о
ft м
о <
о ^
§ !
u о
a °
е о
S &
CS G <u 2
4.5
3.6
2.7
1.8 0,9
0 12 24 36 48 Концентрация твердой фазы
Зависимость влияния механической скорости бурения (а) от давления, жидкости и концентрации твердой фазы (б)
центрации твердой фазы в промывочной жидкости и давление на механическую скорость проходки. На базе анализа промышленных данных получены эти зависимости (см. рисунок).
Анализ графиков показывает, что наиболее оптимальными параметрами промывочной жидкости с точки зрения механической скорости проходки являются: давление в пределах 8-12 МПа и концентрация твердой фазы 4-8 %.
ЛИТЕРАТУРА
1. Володин Ю.И. Основы бурения. М.: Недра, 1978.
2. Руководство по применению микротоннелепро-ходческих комплексов и технологий микротоннелирова-ния при строительстве подземных сооружений и прокладке коммуникаций закрытым способом. М.: Изд-во Правительства Москва, 2004.
3. Руководство по проходке горизонтальных скважин при бестраншейной прокладке инженерных коммуникаций. М.: Стройиздат, 1982.
4. Середа Н.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин / Н.Г.Середа, Е.М.Соловьев. М.: Недра, 1974.
Научный руководитель д.т.н. проф. И.Е.Долгий
а
0
б
