Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие

	4. ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ1
	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. 4.1 [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. 4.1 роторный способ может быть использован в подавляющем большинстве случаев, а для бурения скважин глубиной до 2500-3000 м с промывкой водой и неутяжелен-ными буровыми растворами рекомендуется выбирать турбинный спо­соб, как обеспечивающий более высокие показатели бурения по срав­нению с роторным. Основные технические характеристики ГЗД (в том числе турбодо-лот) и электробуров приведены в табл. 4.2, 4.3 и 4.4 [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-
	По Р. А. Ганджумяну. 57

	Таблица 4.1
	Исходная информация Способ бурения роторный гзд электробуром Я,м: 3000-3500 + + + >4200 + - - 3 >140 + + + <140 + — — Профиль ствола скважины: вертикальный + + + наклонно направленный, горизонтальный - + + Тип и размер долот: энергоемкие типа 2Л, ЗЛ, шарошечные типа М + - - шарошечные типа МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, + + + ТКЗ,КиОК 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 маслона-полненными опорами. Комбинированный турбин no-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);
	58

Таблица 4.2 Основные технические характеристики турбобуров и колонковых турбодолот

Шифр турбобу­ра

Наружный диаметр, мм

Число ступе­ней

Расход жидкости (воды), 10" V/c

Частота вращения,

Момент на валу дви­гателя, Нм

Мощ­ность, кВт

Перепад давления, МПа

КПД тур­бины

Длина, м

Масса, кг

Жест-кость при изги­бе, кНм

Турбобуры односекционные

Т12МЗБ-240 240 104 50 660 2000 135,2 4,0 0,69 8,3 2015 24 000 Т12МЗБ-215 215 89 40 545 1100 61,7 2,5 0,64 8,0 1675 16 950 Т12МЗБ-195 195 100 30 660 850 57,3 3,5 0,56 9,1 1500 10 500 Т12МЗБ-172 172 121 25 625 650 41,9 3,0 0,57 8,4 1115 6650

Турбобуры многосекционные серии ТС

ЗТСШ-240 240 318 32 420 2500 107,3 5,0 0,69 24 5980 24 000 ЗТСШ1-240 240 315 32 445 2700 122,7 5,6 0,70 — — 24 000 ЗТСШ-195 195 285 22 485 1300 64,7 5,0 0,60 24 4165 9600 ЗТСШ1-195 195 306 30 400 1300 53,7 3,5 0,52 26 4850 9600 ЗТСШ1-195ТЛ 195 318 40 355 1750 63,2 3,0 0,55 26 4355 9600 ЗТСШ1-195П 195 306 40 400 2040 83,8 3,5 0,61 - - 9600 ТС5Е-172 172 239 20 500 800 41,2 4,0 0,53 15 2150 7150 ЗТСШ-172 172 336 20 505 1000 51,5 6,0 0,44 26 4490 7150

Турбобуры шпиндельные с наклонной линией давления серии А

А9Ш 240 210 45 420 3000 129,4 7,0 0,44 17 4605 24 000 А9ГТШ 240 210 45 235 3120 75,0 5,8 0,28 - - 24 000 130* АШГТШ-Л 240 231 40 230 250 58,8 4,0 0,38 24 6580 24 000 117*

59

	Продолжение табл.' Шифр турбобу­ра Наружный диаметр, мм Число ступе­ней Расход жидкости (воды), 10" V/c Частота вращения, мин"1 Момент на валу дви­гателя, Нм Мощ­ность, кВт Перепад давления, МПа КПД тур­бины Длина, м Масса, кг Жест-кость при изги­бе, кНм 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
	КТДЗ-238 238 330 35 465 3040 147,0 6,4 0,18 8,0 1676 28 800 КТДЗ-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.
	60

	Таблица 4.3 Основные параметры винтовых забойных двигателей
	Параметры Д2-195 Д2-170 Д-127 Д-85 Расход жидкости, дм'/с 35^0 20-36 12-15 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 6900 6900 4500 3160 Масса, кг 1140 770 300 90
	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. Пример 4.1. 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—150 м); глины плотные высоко­пластичные (150—1150 м); глины песчанистые аргиллитоподобные, конгломераты, сцементированные известково-глинистым цементом (1150—2500 м); известняки трещиноватые с пропластками мергеля местами перемятые мягкие (2500—3400 м); песчано-глинистые отло­жения с прослоями аргиллитов (3400—3680 м); ангидритовая толща — переслаивание терригенных и карбонатных пород с ангидритами (3680-3870 м); пересливание песчаников и алевролитов (3870-4600 м). Забойная температура на глубине 3400 м составляла 130 °С и воз­росла до 200 °С на проектной глубине. Интервал бурения 4400—4600 м 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 спуско-подьемных операциях; искривление ствола скважины и связанное с этим желобообразование. Следует выбрать способ бурения. Из анализа приведенных данных следует, что для геологического разреза характерны многочисленные интервалы, представленные мягкими породами, твердость которых ниже третьей
	61

	Таблица 4.4 Основные характеристики электробуров
	Диа­метр, мм Длина, м Номи­нальная мощ­ность, кВт Напря­жение номи­нальное, кВ Тоя ,А Частота враще­ния, мин" 1 Вращающий мо­мент, кНм КПД, % cos<p Масса, кг Шифр элек­тробура рабочий номи­нальный холосто­го хода при но­миналь­ном на- номи­наль­ный макси­маль­ный Жест­кость при изгибе EI, кНм2 пряжении Э290-12 290 14,1 240 1,75 165,0 121,0 455 5,1 11,0 72,0 0,67 5100 33 250 Э290-12Р 290 15,9 240 1,75 165,0 121,0 145 16,0 26,0 72,0 0,67 5700 33 250 Э250-8 250 13,2 230 1,65 160,0 107,0 675 3,32 7,5 72,0 0,70 3600 18 650 Э250-8Р 250 14,4 230 1,65 160,0 107,0 340 6,64 11,8 72,0 0,70 3800 18 650 Э250-16 250 13,2 ПО 1,20 156,0 130,0 335 3,20 7,0 56,5 0,60 3600 18 650 Э240-8 240 13,4 210 1,70 144,0 107,0 690 2,97 7,6 75,0 0,66 3500 14 600 Э240-8Р 240 14,8 145 1,40 112,0 80,0 230 6,15 12,0 74,8 0,70 3900 14 600 Э215-8М 215 13,9 175 1,55 131,0 95,5 680 2,50 5,5 67,5 0,66 2900 10 200 Э215-8МР 215 15,5 ПО 1,35 102,0 80,0 230 4,65 10,5 72,0 0,69 3200 10 200 Э185-8 185 12,5 125 1,25 130,0 93,0 675 1,8 3,6 67,5 0,66 2000 5670 Э185-8Р 285 14,4 70 1,10 90,0 75,0 240 3,0 7,0 70,0 0,58 2300 5670 Э170-8М 170 12,2 75 1,30 83,5 78,6 695 1,1 2,4 63,5 0,63 1800 4160 Э170-8МР 170 13,9 45 1,00 59,0 55,0 220 2,0 4,0 65,0 0,68 2000 4160 Э164-8МР 164 12,3 75 1,30 87,5 80,0 685 1,1 2,4 61,0 0,625 1650 3440 Э164-8МР 164 14,1 45 1,00 61,5 55,0 220 2,0 4,0 64,0 0,66 1900 3440
	62

	категории по классификации Л.А. Шрейнера. Разбуривание таких пород целесообразно вести энергоемкими лопастными долотами. К важнейшим особенностям, существенно влияющим на технологию бурения скважин и возникновение различных осложнений, относятся наличие зоны АВПД и высокая забойная температура. Эти, а также другие особенности геологического разреза позволяют считать наиболее обоснованным выбор роторного способа бурения при проектировании первых скважин на новой разведочной площади.
	63