Файл: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.01.2024
Просмотров: 1512
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения
Основные параметры лопастных долот
Типоразмеры алмазных долот и долот, оснащенных синтетическими алмазами
Основная характеристика установок эксплуатационного и
Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения
Основные параметры буровых насосов
Техническая характеристика роторов
Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок
Основные технические характеристики превенторов
Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб
мм
где зазор 2δ =45 мм в соответствии с табл.2.3
15. Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направление по ГОСТ 20692-80 D
=490 мм
Рассчитанная конструкция скважины представлена по принятым правилам на схеме
(рис. 2.2).
В отдельных случаях для разработки более компактной конструкции скважины предусматривается использование обсадных труб со специальными муфтами уменьшенного наружного диаметра (табл. 2.5) или трубы безмуфтового соединения типа ТБО (табл. 2.6). Гладкие обсадные колонны могут быть составлены из безмуфтовых обсадных труб типа ОГ1м (табл. 2.7), которые соединяются между собой по резьбам, нарезанным на концах гладкого тела трубы. Такие трубы обладают пониженной прочностью (снижение до 50-53 % от прочности гладкой трубы), и поэтому могут использоваться для потайных колонн (хвостовиков) или размещаться в нижней части эксплуатационной колонны.
Таблица 2.4
Основные размеры (в мм) обсадных труб и соединеительных муфт к ним по ГОСТ 632-80
Примечание. В скобках указан наружный диаметр муфт для труб исполнения Б*.
*см. вторую часть Практикума в разделе «Расчет обсадных колонн»
Таблица 2.5
Соотношение диаметров обсадных колонн при использовании обсадных труб со спецмуфтами уменьшенного диаметра, мм
*- Расширение ствола с помощью расширителя РРБ-243/285
**- Расширение ствола с помощью расширителя РРБ-295/340
Таблица 2.6
Размеры (в мм) безмуфтовых раструбных обсадных труб типа ТБО
Таблица 2.7
Размеры (в мм) безмуфтовых обсадных труб типа ОГ1м
3. 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. 3.1.[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. 3.1 роторный способ может быть использован в подавляющем большинстве случаев, а для бурения скважин глубиной до 3000-3500 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. 3.2, 3.3 и 3.4 [ 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 вращения (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 ³ 349 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 реактивно-турбинного бурения (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.
1200>
Таблица 3.2
Основные технические характеристики турбобуров и колонковых турбодолот
где зазор 2δ =45 мм в соответствии с табл.2.3
15. Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направление по ГОСТ 20692-80 D
=490 ммРассчитанная конструкция скважины представлена по принятым правилам на схеме
(рис. 2.2).
В отдельных случаях для разработки более компактной конструкции скважины предусматривается использование обсадных труб со специальными муфтами уменьшенного наружного диаметра (табл. 2.5) или трубы безмуфтового соединения типа ТБО (табл. 2.6). Гладкие обсадные колонны могут быть составлены из безмуфтовых обсадных труб типа ОГ1м (табл. 2.7), которые соединяются между собой по резьбам, нарезанным на концах гладкого тела трубы. Такие трубы обладают пониженной прочностью (снижение до 50-53 % от прочности гладкой трубы), и поэтому могут использоваться для потайных колонн (хвостовиков) или размещаться в нижней части эксплуатационной колонны.
Таблица 2.4
Основные размеры (в мм) обсадных труб и соединеительных муфт к ним по ГОСТ 632-80
| Наружный диаметр обсадной трубы | Толщина стенки трубы | Наружный диаметр соединительной муфты | Толщины стенок обсадных труб | ||
| мини- маль- ная | макси- маль- ная | нормальный | умень- шенный | ||
| 114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7 351,0 377,0 406,4 426,0 473,1 508,0 | 5,2 5,6 6,2 6,5 7,3 5,9 7,6 6,7 7,9 7,1 8,5 8,5 8,4 9,0 9,0 9,5 10,0 11,1 11,1 | 10,2 10,7 10,5 10,7 12,1 15,0 15,1 14,2 15,9 16,5 14,8 14,0 15,4 12,0 12,0 16,7 12,0 - 16,1 | 127,0 (133,0) 141,3 (146,0) 153,7 (159,0) 166,0 187,7 194,5 (198,0) 215,9 244,5 269,9 298,5 323,9 351,0 365,1 376,0 402,0 431,8 451,0 508,0 533,4 | 123,8 136,5 149,25 156,0 177,8 187,3 206,4 231,8 257,2 285,8 - - - - - - - - - | 5,2; 5,7; 6,4; 7,4; 8,6; 10,2 5,6; 6,4; 7,5; 9,2; 10,7 6,2; 7,0; 7,7; 9,2; 10,5 6,5; 7,0; 7,7; 8,5; 9,5; 10,7 7,3; 8,0; 8,9; 10,6; 12,1 5,9;6,9; 8,1; 9,2; 10,4; 11,5;12,7; 13,7; 15,0 7,6; 8,3; 9,5; 10,9; 12,7; 15,1 6,7; 7,7; 8,9;10,2;11,4;12,7;14,2 7,9; 8,9; 10,0; 11,1; 12,0; 13,8; 15,9 7,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5 8,5; 9,5; 11,1; 12,4; 14,8 8,5; 9,5; 11,0; 12,4; 14,0 8,4; 9,7; 10,9; 12,2; 13,1; 14,0; 15,4 9,0; 10,0; 11,0; 12,0 9,0; 10,0; 11,0; 12,0 9,5; 11,1; 12,6; 16,7 10,0; 11,0; 12,0 11,1 11,1; 12,7; 16,1 |
Примечание. В скобках указан наружный диаметр муфт для труб исполнения Б*.*см. вторую часть Практикума в разделе «Расчет обсадных колонн»
Таблица 2.5
Соотношение диаметров обсадных колонн при использовании обсадных труб со спецмуфтами уменьшенного диаметра, мм
| Наружный диаметр | Данные по предыдущей колонне | Диаметр долота для бу-рения под спус-каемую колонну | Минимальный радиальный зазор | ||||
| спус- каемой колон- ны | ее спец- муфты (растру- ба) | наруж- ный диаметр колонны | толщина стенки трубы | внут- ренний диаметр | между муфтой (растру-бом) спу-скаемой колонны и преды-дущей | между муфтой (растру-бом) спу-скаемой колонны и стенкой скважины | |
| 114,3 127,0 139,7 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 273,1 | 123,8 136,5 149,2 177,8 187,3 206,4 231,8 257,2 285,8 285,8 | 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7 | 12,1 11,5 12,7 12,7 12,0 12,0 13,8 12,4 11,0 13,1 | 144,1 154,8 168,3 193,7 220,5 220,5 245,5 273,7 301,9 313,5 | 139,7 151,0 161,0 190,5 215,9 215,9 243,0* 269,9 295,3** 295,3** | 10,1 9,1 9,5 7,9 16,6 7,0 6,8 8,2 8,0 13,8 | 7,9 7,2 5,9 6,3 14,3 4,7 5,6 (26,6) 6,3 4,7(27,1) 4,7(27,1) |
*- Расширение ствола с помощью расширителя РРБ-243/285
**- Расширение ствола с помощью расширителя РРБ-295/340
Таблица 2.6
Размеры (в мм) безмуфтовых раструбных обсадных труб типа ТБО
| Наружный диаметр обсадной трубы | Толщина стенки трубы | Внутренний диаметр трубы | Наружный диаметр высаженной части в раструбном конце |
| 127,0 | 9,2 10,7 | 108,6 105,6 | 136,0 |
| 139,7 | 9,2 10,5 | 121,3 118,7 | 149,7 |
| 146,1 | 8,5 9,5 10,7 | 129,1 127,1 124,7 | 156,0 |
| 168,3 | 8,9 10,6 12,1 | 150,5 147,1 144,1 | 178,0 |
| 177,8 | 9,2 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0 | 159,4 157,0 154,8 152,4 150,4 147,8 | 187,0 |
| 193,7 | 9,5 10,9 12,7 | 174,7 171,8 168,3 | 206,0 |
Таблица 2.7
Размеры (в мм) безмуфтовых обсадных труб типа ОГ1м
| Наружный диаметр трубы | Толщина стенки (условная) | Внутренний диаметр (условный) | Наружный диаметр трубы | Толщина стенки (условная) | Внутренний диаметр (условный) |
| 114,3 | 8 9 | 98,3 96,3 | 193,7 | 8 9 10 11 12 13 14 | 177,7 175,7 173,7 171,7 169,7 167,7 165,7 |
| 127,0 | 8 9 | 111,0 109,0 | |||
| 139,7 | 8 9 10 11 | 123,7 121,7 119,7 117,7 | |||
| 219,1 | 9 10 11 12 | 201,1 199,1 197,1 195,1 | |||
| 146,1 | 8 9 10 11 | 130,1 128,1 126,1 124,1 | |||
| 244,5 | 8 9 10 11 12 13 14 | 228,5 226,5 224,5 222,5 220,5 218,5 216,5 | |||
| 168,3 | 8 9 10 11 12 | 152,3 150,3 148,3 146,3 144,3 | |||
| 177,8 | 8 9 10 11 12 13 14 | 161,8 159,8 157,8 155,8 153,8 151,8 149,8 |
3. 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. 3.1.[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. 3.1 роторный способ может быть использован в подавляющем большинстве случаев, а для бурения скважин глубиной до 3000-3500 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. 3.2, 3.3 и 3.4 [ 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 вращения (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 ³ 349 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 реактивно-турбинного бурения (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.
1200>
Таблица 3.1
| Исходная информация | Способ бурения | ||
| роторный | ГЗД | электробуром | |
| H, м: до 3000-3500 до 3500-4200 >4200 Тзаб, °С: >140 <140 Профиль ствола скважины: вертикальный наклонно направленный, горизонтальный Тип и размер долот: энергоемкие типа 2Л, 3Л, шаро-шечные 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 ³1700-1800 степень аэрации: высокая низкая Газы, пена | + + + + + + - + + + - - + + + + + + + | + - - + - + + - + - + + - - + - - + - | + + - - + + + - + - + + - + + + + + - |
| Примечание. Знакам "плюс" и "минус" соответствуют рекомендуемая и нерекомендуемая области применения. | |||
Таблица 3.2
Основные технические характеристики турбобуров и колонковых турбодолот
| Шифр турбобура | Наружный диметр, мм | Число ступе ней | Расход жидкости (воды), 10-3м3/с | Частота вращения, мин-1 | Момент на валу двигателя, Н∙м | Мощность, кВт | Перепад давления, МПа | КПД тур бины | Дли на, м | Масса, кг | Жесткость при изгибе, кН∙м |