- •Технология бурения нефтяных и газовых скважин
- •Часть 2.
- •131000 «Нефтегазовое дело»
- •Тема 5:Бурение наклонно- направленных и горизонтальных скважин.
- •Тема 5:Бурение наклонно- направленных
- •1.Вертикальный участок.
- •5.Тангенсальный участок профиля, или прямая.
- •Малоинтенсивное уменьшение зенитного угла.
- •Тема 6: Выбор способа бурения.
- •Тема 7:Параметры режима бурения..
- •Первичные режимные параметры, или параметры управления;
- •Вторичные режимные параметры, или параметры контроля. Первичные параметры поддаются произвольному регулированию с
- •12.1. Роторное бурение
- •Тема 7:Параметры режима бурения..
- •13.2. Турбинное бурение
- •Тема 8: Выбор и расчет бурильной колонны.
- •Тема 8: Выбор и расчет бурильной колонны.
- •Тема 8: Выбор и расчет бурильной колонны.
- •Расчет бурильных труб при турбинном бурении
- •. Расчет бурильных труб при роторном бурении
- •Тема 9: Гидравлическая программа бурения скважины.
- •. Гидравлическая программа бурения скважин
- •Тема 10 : Выбор бурового оборудования.
- •1.1Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин
- •1.2.Возможные осложнения по разрезу скважин
- •1.3.Осыпи и обвалы стенок скважин
- •Гидравлические забойные двигатели
- •Бурильная колонна
Тема 6: Выбор способа бурения.
Практическое занятие № 11. Изучение и выбор способа бурения.
Цель работы: Изучение и выбор способа бурения для различных интервалах.
Исходный материал: ГТН. Задания.
Ход выполнения работы:
Краткое объяснение преподавателем элементов способа бурения.
Самостоятельное чтение теоретического материала 11.
Самостоятельное выполнение задания.
Теоретический материал 11:
. ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ
Основные требования к выбору способа бурения – необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважины, а также рекомендаций, приведенных в табл. 11.1 [7].
Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта; достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.
Целесообразность принятых решений по применению того или иного способа бурения пересматривается по мере совершенствования технологии и техники бурения.
В соответствии с данными табл. 11.1 роторный способ может быть использован в подавляющем большинстве случаев, а для бурения скважин глубиной до 2500–3000 м с промывкой водой и неутяжеленными буровыми растворами рекомендуется выбирать турбинный способ, как обеспечивающий более высокие показатели бурения по сравнению с роторным.
Основные технические характеристики ГЗД (в том числе турбодолот) и электробуров приведены в табл. 11.2, 11.3 и 11.4 [3].
Турбобуры с высокой частотой вращения (500 мин–1 и более) целесообразно применять на сравнительно малых глубинах и при использовании безопорных долот. Турбобуры с умеренной частотой враще-
Т а б л и ц а 11.1
Исходная информация
|
Способ бурения |
||
роторный ГЗД электробуром |
|||
H, м:
3000–3500 3500–4200 >4200
Тзаб, °С: >140 <140 Профиль ствола скважины:
вертикальный наклонно направленный, горизонтальный
Тип и размер долот:
энергоемкие типа 2Л, 3Л, шарошечные типа М шарошечные типа МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, ТКЗ, К и ОК
гидромониторные многолопастные твердосплавные истирающего действия
алмазные и ИСМ
шарошечные бурильные головки диаметром, мм: <190,5 >190,5
Тип циркулирующего агента: буровой раствор плотностью, кг/м3: <1700-1800 >1700-1800
степень аэрации: высокая низкая Газы, пена |
|
|
|
+ |
+ |
+ |
|
+ |
– |
+ |
|
+ |
– |
– |
|
|
|
|
|
+ |
+ |
+ |
|
+ |
– |
– |
|
|
|
|
|
+ |
+ |
+ |
|
– |
+ |
+ |
|
|
|
|
|
+ |
- |
- |
|
+ |
+ |
+ |
|
|
|
|
|
+ |
- |
- |
|
– |
+ |
+ |
|
- |
+ |
+ |
|
|
|
|
|
+ |
- |
- |
|
+ |
+ |
+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
+ |
+ |
+ |
|
+ |
= |
+ |
|
+ |
– |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
|
+ |
– |
– |
|
Примечание. Знакам "плюс" и "минус" соответствуют рекомендуемая и нерекомендуемая области применения.
ния (200–400 мин–1) целесообразно использовать на средних и больших глубинах. Винтовой забойный двигатель целесообразно применять для бурения на средних и больших глубинах, когда на эксплуатационные затраты на 1 м проходки определяющее влияние оказывает проходка за рейс, а также для бурения долотами с герметизированными маслонаполненными опорами.
Комбинированный турбинно-роторный способ рекомендуется использовать при бурении скважин:
долотами с D ≥ 349 мм в геологических условиях, способствующих искривлению скважин (выше средних глубин и с использованием специальной компоновки); различными буровыми растворами (в том числе с применением растворов повышенной плотности или высокой вязкости).
Двухтурбинные агрегаты РТБ могут быть использованы при бурении верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра от 0,5 до 3 м (для вентиляции и вспомогательных целей) на шахтах и рудниках, а также под кондукторы сверхглубоких скважин.
Т а б л и ц а 11.2
Основные технические характеристики турбобуров и колонковых турбодолот
Шифр турбобура |
Наружный диаметр, мм |
Число ступеней |
Расход жидкости (воды), 10– 3 м3/с |
Частота вращения, мин–1 |
Момент на валу двигателя, Н⋅м |
Мощность, кВт |
Перепад давления, МПа |
КПД турбины |
Длина, м |
Масса, кг |
Жесткость при изгибе, кН⋅м |
Турбобуры односекционные
Т12МЗБ-240 Т12МЗБ-215 Т12МЗБ-195 Т12МЗБ-172 |
240
215
195
172 |
104
89
100
121 |
50
40
30
25 |
660
545
660
625 |
2000
1100
850
650 |
135,2
61,7
57,3
41,9 |
4,0
2,5
3,5
3,0 |
0,69
0,64
0,56
0,57 |
8,3
8,0
9,1
8,4 |
2015
1675
1500
1115 |
24 000
16 950
10 500
6650 |
Турбобуры многосекционные серии ТС
3ТСШ-240 3ТСШ1-240 3ТСШ-195 3ТСШ1-195 3ТСШ1-195ТЛ 3ТСШ1-195П ТС5Е-172 3ТСШ-172 |
240
240 195
195 195
195
172 172 |
318
315 285 306
318
306
239 336 |
32
32 22
30
40
40 20 20 |
420
445 485
400
355
400 500 505 |
2500
2700 1300
1300
1750
2040 800 1000 |
107,3
122,7 64,7
53,7
63,2
83,8 41,2 51,5 |
5,0
5,6 5,0
3,5
3,0
3,5 4,0 6,0 |
0,69
0,70 0,60
0,52
0,55
0,61 0,53 0,44 |
24
– 24
26
26
– 15 26 |
5980
– 4165
4850
4355
– 2150 4490 |
24 000
24 000 9600
9600
9600
9600 7150 7150 |
Турбобуры шпиндельные с наклонной линией давления серии А
А9Ш А9ГТШ |
240 240 |
210 210 130∗ 231 117∗ |
45 45 |
420 235 |
3000 3120 |
129,4 75,0 |
7,0 5,8 |
0,44 0,28 |
17 – |
4605 – |
24 000 24 000 |
АШГТШ-Л |
240 |
|
40 |
230 |
250 |
58,8 |
4,0 |
0,38 |
24 |
6580 |
24 000 |
П р о д о л ж е н и е т а б л. 11.2
Шифр турбобура |
Наружный диаметр, мм |
Число ступеней |
Расход жидкости (воды), 10– 3 м3/с |
Частота вращения, мин–1 |
Момент на валу двигателя, Н⋅м |
Мощность, кВт |
Перепад давления, МПа |
КПД турбины |
Длина, м |
Масса, кг |
Жесткость при изгибе, кН⋅м |
А7Ш А7ГТШ АГТШ-ТЛ А6Ш А6ГТШ |
195 195 195 164 164 |
236 232 279 39∗ 212 252 90∗ |
30 30 25 20 20 |
520 320 250 475 325 |
1900 1950 1300 720 850 |
101,4 63,9 33,1 35,3 28,7 |
8,0 8,0 4,0 4,5 4,8 |
0,43 0,27 0,24 0,40 0,50 |
17 25 26 17 24 |
3179 4400 4520 2065 2910 |
10 000 10 000 10 000 5750 5750 |
Турбодолота колонковые
КТД3-238 |
238 |
330 |
35 |
465 |
3040 |
147,0 |
6,4 |
0,18 |
8,0 |
1676 |
28 800 |
КТД3-212 |
212 |
79 |
40 |
645 |
1010 |
65,4 |
3,0 |
0,18 |
7,5 |
1352 |
14 700 |
КТД4С-195 |
195 |
315 |
28 |
464 |
1210 |
57,3 |
5,5 |
0,20 |
10,1 |
1642 |
12 200 |
КТД4С-172 |
172 |
291 |
22 |
490 |
1880 |
94,1 |
8,3 |
0,19 |
9,2 |
1133 |
7000 |
КТД4-164- |
164 |
180 |
22 |
550 |
755 |
42,6 |
5,05 |
0,26 |
13,4 |
1325 |
5520 |
190/40 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Турбобуры короткие
Т12МЗК-215 |
215 |
30 |
49 |
890 |
750 |
68,4 |
2,8 |
– |
2,9 |
668 |
18 000 |
|
|
55 |
35 |
780 |
1050 |
83,9 |
4,0 |
– |
4,0 |
958 |
18 000 |
Т12МЗК-172 |
172 |
30 |
25 |
1110 |
285 |
32,4 |
2,45 |
– |
2,3 |
294 |
6700 |
|
|
60 |
25 |
1110 |
570 |
64,8 |
4,90 |
– |
3,6 |
470 |
6700 |
∗ В знаменателе указано число секций торможения.
Т а б л и ц а 11.3
Основные параметры винтовых забойных двигателей
Параметры |
Д2-195 |
Д2-170 |
Д-127 |
Д-85 |
Расход жидкости, дм3/с Частота вращения, мин–1 Перепад давления, МПа Вращающий момент, кН⋅м Длина, мм Масса, кг |
35–40 140–170 6–7 6,5–8 6900 1140 |
20–36 115–200 4,5–6 2,9–4,15 6900 770 |
12–15 200–250 3,5–6 1–1,2 4500 300 |
5–7 200–280 3–3,5 0,34–0,4 3160 90 |
Контрольные вопросы.
По каким признакам выбирается способ бурения для различных интервалов.
Назовите способы бурения.
Для каких интервалов применим роторный способ бурения.