Выбор инструмента - Бурение нефтяных и газовых скважин

Выбор типов долот

Породоразрушающий инструмент служит рабочим органом, который за счет передаваемой ему энергии производит разрушение породы забоя, образуя собственно скважину. Породоразрушающие инструменты подразделяют по характеру воздействия их на горные породы, конструктивному исполнению и назначению.

По характеру воздействия на породу породоразрушающие инструменты (долота) подразделяют на режущие, скалывающие и дробящие; по конструктивному исполнению -- на лопастные, шарошечные и алмазные или из сверхтвердых материалов; по конструкции промывочных устройств -- на проточные и струйные (гидромониторные); по назначению -- на долота сплошного забоя, колонковые долота для бурения с отбором керна и специального назначения (забуривания дополнительных стволов, образования ступенчатого забоя, расширения скважины и т. д.).

Лопастные долота применяют для бурения мягких и частично средней твердости пород, имеющих высокую пластичность. По числу лопастей выпускают долота двух-, трех-, четырех - и шестилопастные.

Лопастные долота истирающе-режущего типа (ДИР) предназначены для бурения перемежающихся по твердости горных пород от мягких до средней твердости и частично твердых. Они имеют лопасти двух типов, установленных на разной высоте.

Для повышения износостойкости всех типов долот рабочие поверхности лопастей армируют твердосплавными пластинами. Используют долота с верхней и нижней промывками.

При использовании лопастных долот при бурении мягких и частично средней твердости пород могут быть получены высокие технико-экономические показатели (особенно проходки за рейс), но при этом необходимо приложить большие крутящие моменты. По этой причине при бурении с использованием турбобуров, электробуров или винтовых двигателей такие долота не применяют. При роторном бурении в мягких породах они весьма перспективны.

Шарошечные долота как в нашей стране, так и за рубежом получили наибольшее распространение для бурения нефтяных и газовых скважин. Они имеют следующие преимущества:

    1) площадь контакта зубьев шарошечных долот с породой забоя значительно меньше, чем у лопастных долот, поэтому требуются меньшие осевые нагрузки для эффективного разрушения породы; 2) общая площадь рабочих кромок шарошечных долот больше, чем у лопастных, а зубья шарошек внедряются в породу при перекатывании шарошек, поэтому шарошечные долота имеют большую износостойкость; 3) крутящий момент за счет перекатывания у шарошечных долот значительно меньше, чем у лопастных. Основным недостатком шарошечных долот является небольшой срок службы опор шарошек, что часто является причиной преждевременного прекращения углубления скважины.

Шарошечные долота могут быть с одной, двумя, тремя или четырьмя шарошками.

В зависимости от твердости пород, для которых предназначаются шарошечные долота, их зубья имеют различную форму, а оси шарошек могут пересекаться в центре долота или быть смещены на некоторое расстояние. Для мягких горных пород зубья шарошек выполняют крупными с большим расстоянием между ними, чтобы обеспечить большую глубину внедрения их в породу. Оси шарошек не пересекаются на оси долота, а имеют смещение, за счет которого шарошки не только перекатываются по забою, но и двигаются поступательно ("проскальзывают"), обеспечивая скалывающе-фрезерующее воздействие на породу. В результате большого внедрения и скалывающего действия зубья таких долот отрывают от породы на забое крупные частицы, обеспечивая высокую эффективность бурения. По мере увеличения твердости пород вооружение долот для их разрушения изменяется. Зубья уменьшаются по высоте, увеличивается угол их приострения, а зубьев делают больше. Смещение осей шарошек от центра долота уменьшается. Для твердых пород применяют шарошечные долота с твердосплавными зубками, шарошки долот не имеют смещения и осуществляют перекатывание без проскальзывания. Порода разрушается за счет дробящего воздействия зубьев долота.

Алмазные долота и долота, армированные сверхтвердыми материалами. Для бурения скважин в среднетвердых и твердых породах в настоящее время успешно применяются долота, армированные синтетическим сверхтвердым материалом славутич -- долота ИСМ, а для бурения крепких пород--алмазные долота. Эти долота могут применяться как с использованием забойных двигателей, так и при роторном бурении. При использовании таких долот достигаются высокие рейсовые скорости бурения при больших проходках за рейс, чем при использовании шарошечных долот; сокращается количество спуско-подъемных операций; повышается экономия средств и снижается искривление скважин.

Интервал бурения 0 - 30 м. (под направление)

Бурение ведется долотом 555 М-ЦВ (б/у) 1 шт.

Интервал бурения 30 - 280 м. (под кондуктор)

Долото: 393,7 SDGHC (б/у) 1шт.

Интервал бурения 280 - 800 м. (под промежуточную колонну)

Долото: 295,3 XR + VC 1шт.

Интервал бурения 800 - 1135 м. (под промежуточную колонну)

Долото: 295,3 F-3 1шт.

Интервал бурения 1135 - 1617 м. (под эксплутационную колонну)

Долото: 215,9 F3PS (F47PS) 1шт.

Интервал бурения 1617 - 2050 м. (под эксплутационную колонну)

Долото: 215,9 F47PS (F47H) 1шт.

Интервал бурения 2050 - 2530 м. (под эксплутационную колонну)

Долото: 215,9 F47H 1шт.

Режимно-технологическая карта

№

Интервал

Мощность

Работа долот

Тип

Режим бурения

Бурения

Тип долот

Проходка

К-во долот

Насадки

Мех. Скорость

Забойного двигателя

Нагрузка

Давление

Производ. насосов

От

До

М.

М.

М.

М.

Шт.

М/час

Т.

Атм.

Л/с

1

0

15

15

555

15

Согласно долотной программы "СМИТ"

5

Ротор

В. И.

40

До45

2

15

30

15

М-ЦВ (б/у)

15

1

5

50-70об.

3

30

130

100

393,7

100

13

ТРШ-240

ВИ до20т

101-

40-45

4

130

280

150

SDGHC (б/у)

150

1,0

13

105

295,3

5

280

480

200

XR+VC

200

6,0

ТРШ-240

В солях

40-45

6

480

580

100

100

6,0

6-8

112-

7

580

670

90

90

6,0

150об/мин

-134

8

670

735

65

65

6,0

До 22

9

735

800

65

65

1,0

6,0

10

800

1045

245

F-3

245

2,5

Ротор

106-

32-40

11

1045

1110

65

65

2,5

60-80

До 26

-115

12

1110

1135

25

25

1,0

2,5

Об/мин

215,9

13

1135

1228

93

93

8,1

Д-195

14

1228

1253

25

F3PS(F47PS)

25

8,1

106-

25

15

1253

1457

204

204

1,0

8,1

120

14-25

-112

16

1457

1617

160

160

8,1

Об/мин

17

1617

1717

100

100

3,3

Д-195

18

1717

1784

67

F47PS(F47H)

67

3,3

14-25

108-

25

19

1784

1821

37

37

3,3

120

-118

20

1821

1941

120

120

3,3

Об/мин

21

1941

2050

109

109

1,0

3,3

22

2050

2117

67

F47H

67

3,2

23

2117

2346

229

229

3,2

Ротор

118-

24

2346

2403

57

57

3,2

60-90

До 25

-123

22

25

2403

2434

31

31

3,2

Об/мин

26

2434

2530

96

96

1,0

3,2

Выбор забойных двигателей

Использование наземного привода, передающего вращение через бурильные трубы на породоразрушающий инструмент, имеет существенные недостатки. Например, абразивный износ бурильных труб и их соединений о стенки скважины, взаимный износ обсадной и бурильной колонн, возникновение больших напряжений в бурильной колонне, передающей крутящий момент, особенно при проводке наклонно направленных скважин, и большая интенсивность искривления и многие другие.

В настоящее время применяется бурение нефтяных и газовых скважин забойными двигателями, использующими энергию потока бурового раствора (турбобуры и гидроударные механизмы) и электрическую энергию (электробуры).

С созданием турбобуров, имеющих многоступенчатые турбины (до 100--150 секций ротора и статора), появилась возможность повысить мощность турбобура и снизить частоту вращения его ротора при меньших скоростях движения бурового раствора.

Принцип действия турбобура заключается в создании крутящего момента на лопатках ротора за счет гидравлической энергии бурового раствора.

Зависимости влияния параметров гидравлического потока бурового раствора на работоспособность турбины установил П. П. Шумилов. Им было доказано, что частота вращения пропорциональна количеству прокачиваемой жидкости, перепад давления и вращающий момент -- квадрату количества прокачиваемой жидкости, а развиваемая мощность -- ее кубу. Таким образом, развиваемая мощность, крутящий момент и перепад давления в турбобуре связаны с частотой вращения при постоянной производительности насосов. Наибольший крутящий момент турбобур развивает при прекращении вращения (тормозной режим). С увеличением частоты вращения крутящий момент пропорционально уменьшается и становится равным нулю при отсутствии нагрузки (режим холостого хода). Развиваемая мощность и к. п.д. с увеличением частоты вращения в первый период увеличиваются, достигают максимума и затем уменьшаются.

В соответствии с величиной крутящего момента необходимого для разрушения породы при бурении (который связан с создаваемой осевой нагрузкой) изменяется и частота вращения. С ростом крутящего момента частота вращения турбобура уменьшается и, наоборот, с уменьшением МКр -- увеличивается.

На основании рабочей характеристики турбобура определяются наиболее благоприятный режим его работы и подача насосов.

Другим типом двигателей, использующих гидравлическую энергию бурового раствора, являются винтовые двигатели. Винтовые двигатели представляют собой портативную гидромашину с внутренним косозубым зацеплением.

Такого типа двигатели имеют ряд преимуществ: просты по конструкции и надежны в работе; создают высокий крутящий момент при частотах вращения, меньших, чем у турбобуров; за счет изменения рабочих пар (ротора и статора) создаются возможности изменения в широких пределах величин создаваемого крутящего момента и частоты вращения; пониженные частоты вращения и работа при больших осевых нагрузках создают более благоприятные условия отработки шарошечных долот.

Бурение под направление ведется роторным способом в интервале 0-30м.

Бурение под кондуктор ведется турбинным способом в интервале 30-280м. Тип турбобура ТРШ-240.

Бурение под промежуточную колонну также ведется турбинным способом в интервале 280-800м. Тип турбобура ТРШ-240.

Бурение под промежуточную колонну в интервале 800-1135м. ведется роторным способом при оборотах 60-80 об/мин.

Бурение под эксплутационную колонну в интервале 1135-2050м. ведется забойным винтовым двигателем Д-195.

Бурение в интервале 2050-2530м. ведется роторным способом при 60-90 об/мин.

Выбор бурильной колонны

Бурильная колонна является связующим звеном между наземным оборудованием и породоразрушающим инструментом. Она предназначена для передачи крутящего момента при роторном бурении и восприятия реактивного момента при турбинном бурении; подвода потока бурового раствора на забой и обеспечения работы забойных гидравлических двигателей, если они используются для выноса выбуренной породы и охлаждения породоразрушающего инструмента; создания нагрузки на долото; подъема отработанного долота и проведения различных вспомогательных работ. Основными элементами бурильной колонны являются (сверху вниз): ведущая труба, бурильные трубы и их соединения, утяжеленные бурильные трубы и компоновки низа бурильной колонны. Компоновки низа бурильной колонны предназначены для создания направления при бурении скважин, ее стабилизации, центрирования и калибровки стенок скважин. Она включает центраторы и калибраторы, соединенные переводниками и утяжеленными бурильными трубами.

Ведущие бурильные трубы передают крутящий момент от ротора на бурильные трубы или при турбинном и электробурении с бурильных труб на заторможенный ротор, а также являются соединительным звеном между вертлюгом и бурильными трубами.

Бурильные трубы выпускают с навинчиваемыми и приварными замками. Бурильные трубы с высаженными внутрь концами имеют меньшую прочность и повышенные гидравлические соединения по сравнению с бурильными трубами с высаженными наружу концами.

В бурильных трубах с приварными соединениями отсутствует мелкая трубная резьба и за счет этого увеличивается надежность их работы и повышается герметичность соединений. Применяют бурильные трубы с высаженными наружу (ТБПК) или гладкими концами (ТБП) с замковыми соединениями, имеющими суженное или равнопроходное сечение промывочных каналов. Трубы ТБП имеют меньшую прочность, их применяют при турбинном бурении. Бурильные трубы с приварными замками и равным проходным сечением по трубе и замку используют в электробурении. Трубы ТБПВ предназначены для бурения роторным способом.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) используются в нижней части бурильной колонны для увеличения ее жесткости, устойчивости и создания нагрузки на долото за счет своей массы. В комплекте УБТ различают наддолотную трубу, имеющую с двух сторон внутреннюю замковую резьбу, и промежуточные трубы с наружной и внутренней замковой резьбами.

Трубы круглого сечения имеют тот существенный недостаток, что при соприкосновении со стенками скважины они имеют большую поверхность касания, увеличивая тем самым вероятности возникновения затяжек и прихватов. По этой причине в последнее время применяют УБТ квадратного сечения, со спиральными канавками на поверхности и сечением других конфигураций.

В соответствии с конкретными задачами, стоящими при бурении скважины, используют компоновки низа бурильных труб (КНБК). Для стабилизации направления скважины используют жесткую компоновку, состоящую из набора центраторов и расширителей, соединенных между собой на определенном расстоянии друг от друга переводниками и УБТ. При наборе кривизны, наоборот, применяют короткую компоновку, имеющую небольшую жесткость.

Похожие статьи




Выбор инструмента - Бурение нефтяных и газовых скважин

Предыдущая | Следующая