2015-01-07
5502
УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ И ПРИМЕРЫ
1.1. Выбор способа бурения [1]
Основные требования к выбору способа бурения – необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателям. 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. 1.1. [1].
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, се 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. 1.1 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 гидравлических забойных двигателей приведены в табл. 1.2 и табл. 1.3.
Турбобуры с высокой частотой вращения (500 и более) целесообразно применять на сравнительно малых глубинах и при использовании безопорных долот. Турбобуры с умеренной частотой вращения (200-400 мин) 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 оскривлению 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 РТВ могут быть использованы при бурений 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.
Таблица 1.1
Способы бурения и области их применения
| Исходная информация | Способ бурения | ||
| роторный | ГЗД | электробуром | |
 , м:
· 3000…3500
· 3500…4200
· >4200
| + + + | + – – | + + – |
 , °C:
· >140
· <140
| + + | + – | + – |
| Профиль ствола скважины: · вертикальный · наклонно направленный, горизонтальный | + – | + + | + + |
| Тип и размер долот: · энергоемкие типа 2Л, 3Л, шарошечные типа М · шарошечные типа МС, МС3, С, С3, 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. |
| Основные технические характеристики турбобуров | |||||||||||
| Шифр турбобура | Наружный диаметр, мм | Число ступеней | Расход жидкости (воды), 10-3 м/с | Частота вращения, мин-1 | Момент на валу двигателя, Нм | Мощность, кВт | Перепад давления, МПа | КПД турбины | Длина, м | Масса, кг | Жесткость при изгибе, кМ∙м |
| Турбобуры односекционные | |||||||||||
| Т12МЗБ-240 | 135,2 | 0,69 | 8,3 | 24 000 | |||||||
| П2МЗБ-215 | 1 100 | 61,7 | 2,5 | 0,64 | 16 950 | ||||||
| Т12МЗБ-195 | 57,3 | 3,5 | 0,56 | 9,1 | 10 500 | ||||||
| Т12МЗБ-172 | 41,9 | з,о | 0,57 | 8,4 | |||||||
| Турбобуры многосекционные серии ТС | |||||||||||
| ЗТСШ-240 | 107,3 | 0,69 | 24 000 | ||||||||
| ЗГСШ1-240 | 122,7 | 5,6 | 0,7 | - | - | 24 000 | |||||
| ЗТСШ-195 | 64,7 | 0,6 | |||||||||
| ЗТСШ1-195 | 53,7 | 3,5 | 0,52 | ||||||||
| ЗТСШ1-195ТЛ | 63,2 | 3,0 | 0,55 | 2Ь | |||||||
| ЗТСШ1-195П | 83,8 | 3,5 | 0,61 | - | |||||||
| ТС5Е-172 | 41,2 | 0,53 | |||||||||
| ЗТСШ-172 | 51,5 | 0,44 | |||||||||
| Турбобуры шпиндельные с наклонной линией давления серии А | |||||||||||
| А9П1 | 129,4 | 0,44 | |||||||||
| А9ГТ1П | 210/130 | 5,8 | 0,28 | - | - | ||||||
| АШГПП-Л | 210/117 | 58,8 | 0,38 |
Таблица 1.2
Таблица 1.3
Основные параметры винтовых забойных двигателей
| Параметры | Д2-195 | Д2-170 | Д-127 | Д-85 |
| Расход жидкости, дм/с | 35-40 | 20-36 | 15-15 | 5-7 |
| Частота вращения мин-1 | 140-170 | 115-200 | 200-250 | 200-280 |
| Перепад давления, МПа | 6-7 | 4,5-6 | 3,5-6 | 3-3,5 |
| Вращающий момент, кНм | 6,5-8 | 2,9-4,15 | 1-1,2 | 0,34-0,4 |
| Длина, мм | ||||
| Масса, кг |
Пример 1.1. На разведочной площади ранее не бурили ни одной скважины. По информации, полученной при бурении нескольких скважин на соседних площадях, в геологическом строении их принимают участие следующие породы: глины слоистые и неслоистые с прослоями мелкозернистого песка (0-150м); глины плотные высокопластичные (150-1150м); глины песчанистые аргиллитоподобные, конгломераты, сцементированные известково-глинистым цементом (1150-2500м); известняки трещиноватые с пропластками мергеля местами перемятые мягкие (2500-3400м); песчано-глинистые отложения с прослоями аргиллитов (3400-3680м); ангидритовая толща-переслаивание терригенных и карбонатных пород с ангидритами (3680-3870 м); переливание песчаников и алевролитов (3870-4600м).
Забойная температура на глубине 3400м составляла 130°C и возросла до 200°C на проектной глубине. Интервал бурения 4400-4600м представляет собой зону АВПД. При бурении на соседних площадях возникали поглощения бурового раствора, обвалы и осыпи горных пород, приводящие к образованию каверн; затяжки и посадки бурового инструмента при спускоподъемных операциях; искривление ствола, скважины и связанное с этим желобообразование.
|
|
|
