Технология процесса бурения скважины

3.1. Выбор способа бурения

	Роторный способ бурения	Гидравлическими забойными двигателями	Электробурами
Турбинный способ	Бурение винтовыми забойными двигателями
Достоинства	Параметры режима бурения не зависят друг от друга (Q, P, n и M)	Увеличение скорости проходки, уменьшение износа бурильных труб.	Низкая частота вращения вала при высоком крутящем моменте.	Параметры не зависят от промывочной жидкости и глубины скважины.
Недостатки	Не высокая частота вращения долота. Потеря мощности на холостой ход.	Высокая скорость вращения вала. Зависимость Q, M, n и P друг от друга. Износ долот.	Отогрев ВЗД перед запуском в зимнее время паром или горячей водой в течение 30-40 мин. Повышенные требования к качеству промывочной жидкости.	Усложненная конструкция бурильных труб. Повышенные требования к технике безопасности.

Наиболее широкое применение получили следующие способы бурения скважин (Таблица. 3.1).

Таблица 3.1

 

 

В Российской Федерации основные объемы бурения осуществляются турбобурами (80-85%).

Одним из основных критериев для выбора того или иного способа бурения служит возможность передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и достаточный крутящий момент, для создания надлежащей осевой нагрузки. В настоящее время наклонно-направленные скважины бурят с применением забойного двигателя, так как на участке набора и спада зенитного угла воспользоваться роторным способом сложно. Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением скважин встречаются при роторном способе бурения. Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать её в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро изнашиваются, и диаметр их уменьшается. Сравнительно легко решаются эти вопросы при бурении забойными двигателями.

С учётом достоинств и недостатков основных способов бурения, исходя из конкретных геологических условий, а также учитывая опыт бурения на соседних месторождениях, выбирается следующие способы бурения:

- под направление – роторный;

- под кондуктор – турбинный;

- под эксплуатационную колонну – турбинный.

 

3.2 Выбор породоразрушающего инструмента

За основу выбора долот положены физико - механические свойства пород (Таблица 1.3) и литологический разрез (Таблица 1.2). В интервале от 0 до 30 метров породы сложены в основном серыми и желтовато-серыми песками с прослоями серых и коричневых охристых песчаных глин и суглинков с абразивностью 3-8 и твердостью по штампу 10 кгс/ мм2. При такой твердости и абразивности выбирается тип шарошечного долота М - ГВ.

В интервале от 30 до 600 метров породы сложены в основном из песков и глин с прослоями супесей с абразивностью 3-8 и твердостью по штампу 10 - 15 кгс/ мм2. При такой твердости и абразивности выбирается тип шарошечного долота МС- ГВ.

В интервале от 600 до 1760 метров породы сложены в основном песчаниками, глинами с прослоями алевролитов и аргиллитов. Абразивность 3 - 8, твердость по штампу 10-20 кгс/мм2. Принимается долота типа МС - ГВ.

В интервале от 1760 до 2650 метров, переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов. Твердость по штампу 10-20 кгс/мм2. Абразивность 3- 8. Принимаются долота типа С-ГВ.

Типоразмеры долот приведены в таблице 3.2

 

Таблица 3.2

Типоразмер долот по интервалам бурения

Интервал, м	Типоразмеры долот
0-30	III-393, 7 М-ГВ
30-600	III-295, 3 МС-ГВ
600-1760	III-215, 9 МС-ГВ
1760-2650	III-215, 9 С-ГВ

 

3.3 Расчет параметров режима бурения

1. Расчет осевой нагрузки, приводящей к объемному разрушению с учетом величины твердости горных пород:

 

Рд = a× Р_ш× F_k, (15)

где Р_ш – твёрдость горных пород, МПа;

a – коэффициент, учитывающий изменение твёрдости пород в

забойных условиях; a= 0, 3 ~ 1, 6, для условий Западной Сибири

принимают равным 0, 7;

F_k– площадь контакта зубьев долота с забоем, м2.

 

, (16)

где -диаметр долота;

Кп-коэффициент перекрытия - это отношение длины образующей шарошки к суммарной длине контакта зубьев с горной породой, находящихся на одной линии;

П-притупление зубьев, мм.

 

Интервал 0-30м

Рш=100 МПа; a=0, 7; П=1; Кп=1, 21; Dд=0, 3937м.

 

,

0, 0166 МН=16, 6кН

Интервал 30-600м

Рш=100-500 МПа; a=0, 7; П=2; Кп=1, 3; Dд=0, 2953м.

,

0, 0268МН=26, 8кН

0, 1343МН=134, 3кН

 

Интервал 600-1760м

Рш=100-500 МПа; a=0, 7; П=1, 5; Кп=0, 9; Dд=0, 2159м.

,

0, 0102МН=10, 2кН

0, 0509МН=50, 9кН

 

Интервал 1760-2650м

Рш=250-1000 МПа; a=0, 7; П=1, 5; Кп=0, 9; Dд=0, 2159м.

,

0, 0254МН=25, 4кН

0, 1019МН=101, 9кН

 

2. Расчет осевой нагрузки исходя из удельной рекомендуемой нагрузки на долото:

 

, (17)

где Руд – удельная нагрузка на долото, кН/мм;

Dд – диаметр долота, мм.

 

Значение удельной нагрузки даны в таблице 3.3

 

Таблица 3.3

Значения удельной нагрузки.

Горные породы	Удельная нагрузка, кН/мм.
Весьма мягкие	< 0, 2
мягкие породы с пропластками пород средней твердости	0, 2-0, 5
Средней твердости	0, 5-1

 

Интервал 0-30м

Рд=393, 7*0, 2=78, 74 кН=7, 87т.

 

Интервал 30-600м

Рд=295, 3*0, 2=59, 06 кН=5, 9т.

 

Интервал 600-1760м

Рд=215, 9*0, 2=43, 18 кН=4, 31т.

 

Интервал 1760-2650м

=215, 9*0, 2=43, 18 кН=4, 31т.

=215, 9*0, 5=107, 95 кН=10, 79т.

 

 

Исходя из условия создания объемного разрушения пород, с учетом рекомендуемой удельной нагрузки на долото, окончательно принимаем следующие осевые нагрузки(таблица 3.4)

 

Таблица 3.4

Осевая нагрузка по интервалам бурения

Интервал, м	Осевая нагрузка, кН
Из условия объемного разрушения	Исходя из удельной нагрузки	Окончательно
0-30 30-600 600-1760 1760-2650	16, 6 26, 8-134, 3 10, 2-50, 9 25, 4-101, 9	до 78, 74 до 59, 06 до 43, 18 43, 18-107, 9	вес инструмента 50±5 40±5 80±5

3.4 Расчет частоты вращения долота

 

Эффективное разрушение горной породы при бурении происходит при условии, что время контакта рабочих элементов долота с породой было не меньше времени, которое необходимо для разрушения породы при данной нагрузке на ПРИ.

Время контакта зуба долота с породой для шарошечных долот определяется шагом зуба и скоростью вращения долота. Если время контакта будет меньше времени разрушения породы, то процесс деформации будет протекать не полностью, и разрушение будет носить усталостный характер, несмотря на то, что осевая нагрузка будет достаточной.

1. Частота вращения (n) долота по рекомендуемой линейной скорости на периферии долота рассчитывается по формуле:

n₁ = 60 × V_Л / p× D_Д (18)

где n₁ – частота оборотов долота, с^-1;

V_Л – рекомендуемая линейная скорость на периферийном венце шарошки, м/с; (Для пород типа М и МЗ Vл =3, 4…2, 8 м/с, типа МС и МСЗ Vл =2, 8…1, 8 м/с, типа С и СЗ Vл =1, 8…1, 3 м/с.)

D_Д – диаметр долота, м;

p = 3, 14

Интервал от 0 до 30 м

Vл =2, 8-3, 4 м/с

n_1(от) = 60 × 2, 8 /3, 14 × 0, 3937 = 136 об/мин

n_1(до) = 60 × 3, 4 /3, 14 × 0, 3937 = 165 об/мин

Интервал от 30 до 600 м

Vл =2, 8-3, 4 м/с

n_1(от) = 60 × 2, 8 /3, 14 × 0, 2953 = 181 об/мин

n_1(до) = 60 × 3, 4 /3, 14 × 0, 2953 = 220 об/мин

Интервал от 600 до 1760 м

Vл =2, 8-3, 4 м/с

n_1(от) = 60 × 2, 8 /3, 14 × 0, 2159 = 247 об/мин

n_1(до) = 60 × 3, 4 /3, 14 × 0, 2159 = 300 об/мин

Интервал от 1760 до 2650 м

Vл =1, 8-2, 8 м/с

n_1(от) = 60 × 1, 8 /3, 14 × 0, 2159 = 159 об/мин

n_1(до) = 60 × 2, 8 /3, 14 × 0, 2159 = 247 об/мин

 

2.Расчет частоты вращения долота, по времени контакта зуба долота с горной породой ведется по формуле:

n₂ = 39 / t_К× z (19)

где t_К – минимальное время контакта зуба долота с горной породой, с (для упруго-пластичных пород t_К = 6·10^-3 сек; для пластичных пород t_К =3… 6·10^-3 сек; для упруго-хрупких пород t_К = 6…8·10^-3 сек.);

z – число зубьев.

Интервал от 0 до 30 м

n₂ = 39 /6 · 10^-3· 22 = 295 об/мин

Интервал от 30 до 600 м

n₂ = 39 /6 · 10^-3· 22 = 295 об/мин

Интервал от 600 до 1760 м

n₂ = 39 /6 · 10^-3· 18 = 361 об/мин

Интервал от 1760 до 2650 м

n₂ = 39 /6 · 10^-3· 18 = 361 об/мин

3. Расчет частоты вращения по стойкости опор:

n₃ = Т_О / 0, 02 ( а + 2) = 0, 0935 * D_Д / 0, 02 * (а + 2) (20)

где а – коэффициент, характеризующий свойства горных пород, (для пород типа М а = 0, 7 – 0, 9, типа С а = 0, 5 – 0, 7);

D_Д – диаметр долота, мм;

Т_О – константа для данного долота, характеризующая стойкость опор.

Интервал от 0 до 30 м

n₃ = 0, 0935 · 393, 7 / 0, 02 · (0, 9 + 2) = 635 об/мин

 

Интервал от 30 до 600 м

n₃ = 0, 0935 · 295, 3 / 0, 02 · (0, 8 + 2) = 493 об/мин

 

Интервал от 600 до 1760 м

n₃ = 0, 0935 · 215, 9 / 0, 02 · (0, 8 + 2) = 360 об/мин

 

Интервал от 1760 до 2650 м

n₃ = 0, 0935 · 215, 9 / 0, 02 · (0, 7 + 2) = 374 об/мин

 

Результаты расчета заносим в таблицу 3.5

 

 

Таблица 3.5

Частота вращения долот

 

Интервал, м.	Dд, мм	Частота вращения, об/мин
По рекомендуемой линейной скорости	По времени контакта зуба долота с породой	По стойкости опор	Оконча-тельно
0-30 30-600 600-1760 1760-2650	393, 7 295, 3 215, 9 215, 9	136-165 181-210 247-300 159-247

3.5 Бурение наклонных и горизонтальных скважин

Вскрытие продуктивной толщи направленными, в том числе го­ризонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами, позволяет следующее: повысить продуктивность скважины за счет увеличения площади фильтрации; продлить период безводной эксплуатации скважин; увеличить степень извлечения углеводородов на месторождениях, на­ходящихся на поздней стадии разработки; повысить эффективность закачки агентов в пласты; вовлечь в разработку пласты с низкими коллекторскими свойствами и с высоковязкой нефтью; освоить труднодоступные нефтегазовые месторождения, в том числе морские; улучшить технологию подземных хранилищ газа.

Направленной будем называть такую скважину, которую пробурили вдоль запроектированной пространственной трассы и попали в заданную цель, а ее забой и фильтровая зона не только располагаются в заданной области горных пород, но и ориентированы в соответствии с проектом от­носительно простирания пласта.

Кроме совершенствования технологии разработки нефтяных и газо­вых месторождений направленные скважины эффективны во многих дру­гих случаях: при бурении в обход осложненных зон горных пород; при бурении под недоступные или занятые различными объектами участки земной поверхности; при глушении открытых фонтанов; при вскрытии крутопадающих пластов и т.д.

Горизонтальная скважина — это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азиму­тальном направлении. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита в 2—10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной по­верхности.

Первоочередными объектами использования направленных скважин являются:

-морские месторождения углеводородов;

-месторождения на территории с ограниченной возможностью ведения буровых работ;

-залежи высоковязких нефтей при естественном режиме фильтрации;

-низкопроницаемые, неоднородные пласты-коллекторы малой мощности; -карбонатные коллекторы с вертикальной трещиноватостью;

-переслаивающиеся залежи нефти и газа; залежи на поздней стадии разработки.

Основной недостаток направленных скважин — их сравнительно вы­сокая стоимость. В начале 1980-х годов стоимость горизонтальной скважи­ны превышала стоимость вертикальной скважины в 6—8 раз. В конце 1980-х годов это соотношение понизилось до 2—3 раз. По мере накопления опыта бурения в конкретном районе стоимость направленных скважин уменьшается и может приблизиться к стоимости вертикальных скважин. С позиций добычи нефти и газа экономически целесообразно, если извле­каемые запасы из направленной скважины во столько раз больше, во сколько раз дороже направленная скважина по сравнению с вертикаль­ной, причем это количество нефти должно быть добыто в более короткие сроки.

Большое разнообразие геолого-технических условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, различное состояние их разработки требуют индивидуального подхода к проектированию горизонтальных скважин даже в пределах одного месторождения. Проектирование гори­зонтальной скважины целесообразно начинать с определения протяженно­сти, формы и направления горизонтального участка ствола. Эти характери­стики скважины зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, прочности пород и устойчивости разреза. В продуктивных пластах небольшой мощности (5—15 м) при глубине их зале­гания до 2000 м рекомендуется вписывать горизонтальный участок ствола в среднюю часть пласта по траектории, параллельной кровле и подошве.

Низкопроницаемые пласты значительной мощности с преимущественно вертикальной трещиноватостью целесообразно разбуривать параллельными горизонтальными стволами. Если продуктивный пласт имеет небольшую мощность и неоднородную структуру, когда продуктивные зоны чередуют­ся с непродуктивными прослойками, то такие пласты рекомендуется вскрывать волнообразным стволом.

3.6 Технология и технические средства и режимы бурения при отборе керна

Так как скважина эксплуатационная, а не разведочная, отбор керна не производится.

3.7 Рациональная отработка долот

Для оценки работы долот при бурении нефтяных и газовых скважин пользуются следующими показателями:

- Проходка на долото, L – длина ствола скважины, пробуренная данным

долотом;

- Долговечность долота, t_Д – время бурения скважины данным долотом до его полного выхода из строя;

- Механическая скорость бурения, V_М;

- Рейсовая скорость, V_Р;

Увеличение проходки на долото L приводит к резкому сокращению числа спускоподъемных операций и снижает удельные эксплуатационные затраты на 1 м проходки.

Показателем конечной стадии отработки долота является резкое
снижение механической скорости бурения от начальной величины при
износе вооружения долота или резкое повышение крутящего момента при
износе опоры.

Главным критерием отработки долота является рейсовая скорость, т.е. при достижении рейсовой скорости максимального значения долото следует заменить, к тому же, это обеспечивает минимальные сроки строительства скважины. Достижение максимальных показателей работы долот не является главным критерием, так как основная задача бурения является сооружение скважины без осложнений и аварий.

⇐ Предыдущая1234Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. II. ПРОИЗВОДСТВО И ТЕХНОЛОГИЯ
2. Автоматизация процесса расследования преступлений
3. Актуальность проведения контроля за технологическими процессами и качеством продукции
4. Банки как центры управления финансово-кредитными процессами в условиях рынка.
5. Баннер как технология создания привлекательного имиджа
6. Безопасность технологического процесса
7. БИЛЕТ 51. ИСТОРИКО-ЛИТЕРАТУРНЫЙ ПРОЦЕСС И ЕГО СОСТАВЛЯЮЩИЕ. ГЛОБАЛЬНЫЕ ТЕНДЕНЦИИ ИСТОРИКО-ЛИТЕРАТУРНОГО ПРОЦЕССА.
8. БИОТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА ЖИВЫХ КОРМОВ
9. Благодаря технологиям третьей ступени разум получа-
10. Блок 2. Североведческая экспертиза как гуманитарная технология.
11. В которой обсуждаются альтернативы люксиевым технологиям, а Джонатан снова оказывается меж двух огней
12. Вопрос 11. Социально-психологическая среда. Психология больших и малых групп. Управление групповыми процессами.