Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

При бурении под эксплуатационную колонну

3 ТСШ-195- основной гидравлический забойный двигатель, используется при бурении из-под кондуктора до глубины 2300-2400м. В соединении с Ш.О-195 2 секции (нижняя и средняя) применяются для исправительных работ.

Д2-195 – винтовой забойный двигатель, применяется при бурении в интервалах твердых пород с низкооборотными, маслонаполненными долотами. Применяется для исправительных работ.

Д-172 - винтовой забойный двигатель предназначен для бурения нефтяных и газовых скважин долотом диаметра 215,9, отличительной особенностью двигателя является возможность создания на долоте больших нагрузок сопоставимых с роторным бурением.

УДГС-172- винтовой забойный двигатель для бурения н/направленных и горизонтальных скважин, исправительных работ. Отличительная особенность-это изменение угла перекоса на буровой путём смены кривого переводника.

ДРУ-172РС- винтовой забойный двигатель для бурения н/направленных и горизонтальных скважин, исправительных работ. Отличительная особенность-это оперативное изменение угла перекоса на буровой.

Турбобур	Вид турбобура	Расход Q, л/с.	Частота вращения Вала турбобура n,об/мин.	Момент М,кгс.м	Перепад Давления Р,Кгс/см²	Длина, мм.	Масса, кг.
3 ТСШ-195		30-35	385-450	140-190
Д2-195 (Д5-195)	Винтовой	25-35	90-114	520-700
Д5-172 (9/10)	Винтовой	25-35	78-110	450-600
УДГС-172	Винтовой	25-35	78-108	450-600
ДРУ-172РС	Винтовой	25-35	78-108	450-600

Трехшарощечные долота: отличие фрезерованных от зубковых, маслонаполненные, область применения.

Буровые долота

Из всей гаммы долот рассмотрим трехшарошечные долота с коническими шарошками, применяемые для бурения наклонно-направленных, пологих и горизонтальных скважин в условиях Западной Сибири.

По конструкции корпуса шарошечных долот подразделяются на секционные (бескорпусные) и корпусные. Секционные свариваются из отдельных секций с лапами, на которых расположены шарошки. Корпусные долота состоят из цельного корпуса, к которому приваривают лапы с расположенными на них шарошками. Наиболее распространенными являются секционные долота. Корпусные долота выпускаются промышленностью только большого диаметра (от 346 до 490 мм.).

Опоры шарошек могут быть конструктивно различными. Общим для них является замковая шариковая опора. После надевания шарошки на цапфу шарики закладываются в отверстие в цапфе лапы, которое затем закрывают пальцем, и снаружи заваривают. Таким образом шарошка оказывается закрепленной на цапфе.

В опорах используются подшипники скольжения, шариковые и роликовые подшипники. Их комбинации обеспечивают различные конструктивные схемы опор.

В настоящее время широко применяются долота с опорами, наполненными маслом и имеющих герметизированное уплотнение. При этом срок службы опор значительно увеличивается.

Шарошечные долота могут иметь промывочные устройства различные по форме, количеству и размерам. Различают долота с центральной и струйной промывкой.

Долота с центральной промывкой имеют центральный промывочный канал. Буровой раствор в этом случае подается к центру забоя, омывая в основном вершины шарошек. Забой скважины в этом случае недостаточно очищается от шлама. В долотах со струйной промывкой (гидромониторных) буровой раствор подается через промывочные устройства к периферийной части забоя. Промывочные устройства могут быть со сменными насадками или без них. Сменные насадки позволяют изменять диаметр промывочных каналов и производить замену промытых насадок. Гидромониторные долота производятся трехканальные или двухканальные. При использовании трехканальных долот рекомендуется использовать насадки разных диаметров для более качественной очистки забоя (пример: 20мм.х20мм.х16мм.).

По конструкции вооружения (под вооружением понимается число размер и расположение зубьев на шарошке) шарошечные долота изготовляют трех типов:

¨со стальными зубьями, выполняемые путем фрезерования за одно целое с шарошкой с последующей термообработкой или наплавкой твердого сплава на поверхность зуба (будем называть фрезерованные);

¨ со вставными твердосплавными зубками, запрессованными в корпус шарошки (будем называть зубковые);

¨ комбинированными с зубьями того и другого типа.

Маркировка долот по типам вооружения.

Тип долота

Общая характеристика горных пород, для бурения которых предназначено долото этого типа

М МС МСЗ С СЗ СТ Т ТЗ ТК ТКЗ К и ОК

Самые мягкие, не сцементированные пластичные породы с низким сопротивлением на сжатие и хорошей буримостью (мягкие и вязкие сланцы, глины, мягкие известняки и т. п.) Пластичные мягкие породы и породы средней твердости (глинистые сланцы, каменная соль, меловые отложения и т. п.) Мягкие с прослойками средней твердости абразивные породы. Эти долота по конструктивным параметрам аналогичны долотам типа МС, но в шарошки вместо литых зубьев запрессованы твердосплавные зубки с клиновидной рабочей поверхностью. Пластичные и хрупкопластичные породы (твердые, песчаные и глинистые сланцы, известняки средней твердости и т. п.) Абразивные породы средней твердости. Отличаются от долот типа С тем, что вместо фрезерованных зубьев в шарошки запрессованы твердосплавные зубки с клиновидной рабочей поверхностью. Плотные хрупко-пластичные породы средней твердости и абразивности (загипсованные песчаники, сильно заглинизированные известняки, доломиты и т. п.) Плотные хрупко-пластичные и твердые породы (плотные и твердые абразивные известняки доломиты, крепкие сланцы и т. п.) Твердые абразивные породы. Отличаются от долот типа Т тем, что шарошки оснащены твердосплавными зубками с клиновидной рабочей частью вместо фрезерованных зубьев. Очень твердые и крепкие хрупко-пластичные скальные и абразивные породы (известняки, доломиты, кремнистые сланцы и т. п.) Очень твердые скальные породы с пропластками крепких абразивных пород (хрупких). Отличаются от долот типа Т, ТК вооружением шарошек, в которые запрессованы твердосплавные зубки с клиновидной рабочей поверхностью вместо фрезерованнных зубьев или комбинации последних с твердосплавными зубками на перефериии. Очень крепкие и абразивные, хрупкие породы с очень высоким сопротивлением сжатию (окремненные кристаллические известняки, доломиты, кварциты и т. п.)

Маркировка долот по расположению и конструкции промывочных или продувочных каналов.

Ц - центральная промывка;

Г – гидромониторная промывка;

П – центральная продувка;

ПГ – боковая продувка.

Маркировка долот по изготовлению опор шарошек.

В – на подшипниках с телами качения;

Н – на подшипнике скольжения (остальные подшипники с телами качения);

А – на двух и более подшипниках качения;

У – маслонаполненные опоры с автоматической подачей смазки.

I, II, III – число шарошек долота

Рассмотрим фрезерованные и зубковые долота их назначение, применение.

Среди фрезерованных долот, применяемых в Западной Сибири наибольшее применение получили долота марки:

215,9 С-ГН (R-163)

215,9 С-ГВ (R-192)

В условиях Западной Сибири применение фрезерованных долот есть обычное явление, основное назначение которых работать на поднятие зенитного угла.

v Компоновки, применяемые при бурении под кондуктор;

v Компоновки, применяемые при бурении под эксплуатационную колонну;

v Компоновки, применяемые при бурении горизонтальных скважин;

Компоновки, применяемые при бурении с подворотом компоновки.

1. ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ БУРЕНИИ КОМПОНОВКИ.

1.1. Бурение вертикального участка:

1.1.1. Роторное бурение:

¨ Долото; УБТ-6(9) м.; КЛС, УБТ-9м.; КЛС; УБТ (из расчёта нагрузки КНБК на долото =20 т.); ТБПК 127х9,2Е-ост.

1.1.2. Турбинное бурение:

¨ Долото; Гладкий шпиндель; Турбобур(3ТСШ); УБТ(длина из расчёта нагрузки КНБК на долото =20т.); ТБПК 127х9,2Е.

¨ Долото; КЛС; Шпиндель с центратором; Турбобур (3ТСШ); УБТ(длина из расчёта нагрузки КНБК на долото =20т.); ТБПК 127х9,2Е.

1.1.3. Бурение с использованием ВЗД:

¨ Долото; ВЗД; УБТ(длина из расчёта нагрузки КНБК на долото =20т.); ТБПК 127х9,2Е.

¨ Долото; КЛС; ВЗД с центратором; УБТ(длина из расчёта нагрузки КНБК на долото =20т.); ТБПК 127х9,2Е.

1.2. Набор параметров и корректировки ствола скважины:

1.2.1. Без телесистемы: Долото; КЛС; Турбоотклонитель(2ТО-240, ШО-195+ТСШ); Магнитный переводник; ЛБТ 147х11-36м. или диамагнитное УБТ-36м.; ТБПК 127х9,2Е.

1.2.2. С телесистемой: Долото; КЛС; ВЗД или турбоотклонитель; ЗТС; ЛБТ 147х11-36м. или диамагнитное УБТ-36м.; ТБПК 127х9,2Е.

1.3. Бурение прямолинейно-наклонного участка:

1.3.1. Роторное бурение:

· на участке стабилизации с небольшим набором зенитного угла:

¨ Долото; КЛС(полноразмерное); УБТ-9м.; КЛС(с диаметром на 1-3 мм. меньше номинала); диамагнитное УБТ-36м.; УБТ(длина из расчёта нагрузки КНБК на долото =20т.); ТБПК 127х9,2Е-ост.

· на участке стабилизации с небольшим падением зенитного угла:

¨ Долото; КЛС(с диаметром на 1-3 мм. меньше номинала);УБТ-9м.; КЛС (полноразмерный); диамагнитное УБТ-36м.; УБТ(длина из расчёта нагрузки КНБК на долото =20т.); ТБПК 127х9,2Е-ост.

· на участке с интенсивным снижением зенитного угла:

¨ Долото; УБТ-9м.;КЛС;диамагнитное УБТ-36м.; УБТ(длина из расчёта нагрузки КНБК на долото =20т.); ТБПК 127х9,2Е-ост. · на участке интенсивного роста зенитного угла:

¨ Долото; КЛС(полноразмерный); диамагнитное УБТ –36м.; УБТ(длина из расчёта нагрузки КНБК на долото =20т.); ТБПК 127х9,2Е-ост.

1.3.2. Турбинное бурение:

· на участке стабилизации с небольшим набором зенитного угла:

¨ Долото; КЛС(полноразмерный); Шпиндель с центратором; Турбобур; ЛБТ 147х11-36м. или диамагнитное УБТ-36м.; ТБПК 127х9,2Е.-ост.

· на участке стабилизации с небольшим падением зенитного угла:

¨ Долото; КЛС(с диаметром на 1-3 мм.меньше номинала);Гладкий шпиндель;Турбобур; ЛБТ 147х11-36м. или диамагнитное УБТ-36м.; ТБПК 127х9,2Е.-ост

· на участке с интенсивным снижением зенитного угла:

¨ Долото; Гладкий шпиндель;Турбобур; ЛБТ 147х11-36м. или диамагнитное УБТ-36м.; ТБПК 127х9,2Е.-ост

· на участке интенсивного роста зенитного угла: ¨ Долото; КЛС(полноразмерный);КЛС(с диаметром на 1-3 мм.меньше номинала); Гладкий шпиндель; Турбобур; ЛБТ 147х11-36м. или диамагнитное УБТ-36м.; ТБПК 127х9,2Е.-ост

1.3.3. Бурение с использованием ВЗД:

· на участке стабилизации с небольшим набором зенитного угла:

¨ Долото; КЛС(полноразмерное); ВЗД с центратором(Д195,Д172 и т.д.); диамагнитное УБТ-36м.; УБТ(длина из расчёта нагрузки КНБК на долото =20т.); ТБПК 127х9,2Е-ост.

· на участке стабилизации с небольшим падением зенитного угла:

· на участке с интенсивным снижением зенитного угла:

¨ Долото; ВЗД (Д195,Д172 и т.д.); диамагнитное УБТ-36м.; УБТ(длина из расчёта нагрузки КНБК на долото =20т.); ТБПК 127х9,2Е-ост.

· на участке интенсивного роста зенитного угла:

¨ Долото;КЛС(полноразмерный) ВЗД (Д195,Д172 и т.д.); диамагнитное УБТ-36м.; УБТ(длина из расчёта нагрузки КНБК на долото =20т.); ТБПК 127х9,2Е-ост.

Технологическая оснастка, типы, размеры, область применения:

v Калибраторы;

v СТК;

v УБТ;

v ЯСС, ГУМ.

К калибрующим и опорно-центрирующим устройствам относятся калибраторы, центраторы и стабилизаторы, входящие в компоновку нижней части бурильной колонны.Они применяются при проводке вертикальных и наклонно направленных скважин с целью повышения качества ствола и управления параметрами его искривления, снижения возможностей возникновения осложнений и улучшения технико-экономических показателей бурения скважин.

Калибратор-калибрующее и опорно-центрирующее устройство, предназначенное для расширения и калибрирования ствола скважины по диаметру долота, центрирования и снижения радиальной вибрации долота и вала забойного двигателя, улучшения условий их работы, а также управления параметрами искривления ствола скважины. Его устанавливают непосредственно над долотом, а при роторном бурении можно устанавливать и между секциями УБТ.

Центратор-опорно-центрирующее устройство, предназначенное для центрирования нижней части бурильной колонны и забойного двигателя с целью стабилизации параметров искривления ствола и управляемого изменения зенитного угла скважины.Они улучшают условия работы долот и забойного двигателя за счет предотвращения возникновения или уменьшения отклоняющей силы на долоте.Центраторы устанавливаются на корпусе забойного двигателя или в колонне бурильных труб.В первом случае они называются центраторами забойного двигателя, во втором случае колонными центраторами.

Стабилизатор-опорно-центрирующее устройство, предназначенное для стабилизации параметров искривления ствола и центрирования бурильной колонны. Его устанавливают над калибратором или в колонне бурильных труб.

Наименование	Констр. Испол.	Вид	Тип	Вооружение
Калибратор	С прямыми планками	К КА КИ	МС СТ МСТ	Твердосплавные всавки Природные и синтетич. Алмазы Славутич, твердосплавные вставки
С спиральными вставками	КС КСА КСИ	СТ СТ СТК	Твердосплавные всавки Природные и синтетич. Алмазы Славутич, Твердосплавные вставки
С шарошками	КШ	МС СТ ТК	Фрезерованные зубья То же Твердосплавные зубки
Центратор забойного двигателя	С прямыми планками	ЦД	МСТ МСТК	Твердосплавные вставки Славутич, Твердосплавные вставки
Со спиральными планками	ЦДС	МСТ МСТК	Твердосплавные вставки Славутич, Твердосплавные вставки
С шарошками	ЦДШ	МС ТК	Фрезерованные зубья Твердосплавные зубки
Центратор колонный	С прямыми планками	Ц	МСТ МСТК	Твердосплавные вставки Славутич, Твердосплавные вставки
Со спиральными планками	ЦС	МСТ МСТК	Твердосплавные вставки Славутич, Твердосплавные вставки
С шарошками	ЦШ	МС ТК	Фрезерованные зубья Твердосплавные зубки
Стабилизатор	С прямыми планками	С	МСТК	Твердосплавный сплав(наплавочный или вставка)
Со спиральными планками	СС	МСТК

Утяжеленные бурильные трубы 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 внутренную замковую резьбу, и промежуточные трубы с наружнеой и внутренней замковой резьбами.До настоящего времени применяли гладкие трубы и с конусными проточками для лучшего захвата клиньями. 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 самой причине в последнее время применяют УБТ квадратного сечения, со спиральными канавками на поверхности и сечением других конфигураций.

v Назначение буровых растворов;

v Основные характеристики буровых растворов:

- вязкость;

- плотность;

- водоотдача.

Современная технология бурения нефтяных и газовых скважин связана с применением буровых растворов или так называемых промывочных жидкостей. Под буровыми растворами понимается жидкая среда которая непрерывно прокачивается (циркулирует) через скважину. При этом промывочная жидкость постоянно обеспечивает:

1) вынос шлама т.е. разбуренной породы на дневную поверхность и таким образом производится очистка призабойной зоны;

2) дополнительное разрушение горной породы;

3) вторичное разрушение и уменьшение размера частиц шлама;

4) охлаждение и смазку бурового инструмента;

5) противодавление на пласт и недопущение нефтегазопроявлений;

6) удержание стенок скважины.

Это лишь некоторые основные функции промывочной жидкости без обеспечения которых невозможен современный технологический процесс строительства скважин.

Особенно важно правильно выбрать параметры промывочной жидкости при строительстве глубих или специальных скважин (горизонтальных или многоствольных). Это связано с тем, что к скважинам предъявляются более жесткие требования, технологический процесс сложнее, стоимость аварий на порядок выше, а качественная промывка скважины позволяет значительно снизить вероятность появления или избежать аварий в сложных геологических условиях, повысить коммерческие скорости проходки, избежать дополнительных спуско-подъемных операций за счет обеспечения оптимальных условий работы долота. Все это в свою очередь сказывается на себестоимости строительства скважины.

Все промывочные жидкости укрупненно можно разделить на 3 группы:

1) на водной основе

2) на нефтяной основе

3) аэрированные

Аэрированные БР представляют собой растворы, в которые под давлением закачивается газ. Такие растворы применяются только для вскрытия пластов с аномально низкими пластовыми давлениями, так называемое вскрытие на депрессии.

Такие растворы позволяют избежать проявления скин–эффекта, то есть уменьшениня проницаемости коллектора вследствие задавливания раствора в пласт. Так как в разрезе описываемой скважины не присутствуют пласты с аномально низким давлением, то данный вид БР не подходит для ее бурения.

В свою очередь растворы на нефтяной основе положительно влияют на коллекторские свойства пластов при их вскрытии. Позволяют избежать таких осложнений как затяжки, посадки, прилипание, так как обладают хорошими смазывающими свойствами. Однако такие растворы очень дороги и требуют большего расхода химических реагентов в сравнении с растворами на водной основе, так как содержание нефти в растворе снижает удельную плотность, а значит требуется дополнительный расход химических реагентов для создания и поддержания удельного веса раствора. Кроме этого нефть отрицательно влияет на резиновые изделия, что очень важно при турбинном способе бурении.

Самым простым раствором на водной основе является техническая вода. Однако практика бурения на технической воде в верхних интервалах (где много песка и неустойчивых глинистых пород) показала нецелесообразность его использования ввиду набухания глин при длительном контакте с водой; размывании стенок скважины, образовании каверн, поглощении раствора и осложнений, связанных с сужением ствола, появлением сальников и затяжек.

Поэтому наиболее подходящим для бурения данной скважины является бентонитовый, то есть глинистый раствор на водной основе. Достоинствами данного вида бурового раствора является большая распространенность, возможность оперативного измерения параметров в широком диапазоне, хорошая механическая скорость бурения, возможность создания требуемых противопластовых давлений. При правильном выборе параметров раствора значительно снижается вероятность осложнений при бурении. Причем, так как разрез скважины сложен значительным количеством глинистых пластов, то возможно самонарабатывание раствора и его поддержание за счет выбуренных коллоидных глинистых частиц, содержащихся в шламе. Таким образом, достаточно приготовить изначально некоторый объем глинистого раствора, а далее, за счет естественного нарабатывания и химической обработки, поддерживать требуемые параметры в процессе бурения всей скважины. Затем раствор может быть обработан и использован на других скважинах. Все это положительно влияет на себестоимость как бурового раствора, так и самой скважины, сокращается время для приготовления БР, а значит увеличиваются коммерческие скорости бурения и производительность буровых работ.

Но глинистые растворы обладают и недостатками, самым существенным из которых является снижение проницаемости коллекторов за счет глубокого проникновения глинистых частиц из раствора в поры пласта. Это в свою очередь создает сложности при освоении скважины и низкий получаемый дебет нефти. Именно по этой причине в настоящее время успешно применяется технология вскрытия продуктивных пластов на специальных растворах. В условиях Западной Сибири широко практикуется использование так называемого раствора «Порофлок» на меловой основе. Перевод скважины на этот раствор осуществляют за 50 м до пласта. В отличие от бентонитового раствора, где в качестве твердой фазы используется мелкодисперсная глина, здесь эту функцию выполняет специальным образом перемолотые пластинчатые чешуйки мела. Данный раствор отлично перекрывает пласт и позволяет сохранить его пористость до освоения.

В соотвествии с назначением буровых растворов и свойствами, которыми они должны обладать, определяют следующие параметры:

1.Плотность г/см3.

2. Условную (кажущую)вязкость Т,с.

3. Структурную (пластическую) вязкость, характеризующую силу внутреннего трения между частицами твердой и жидкой фаз.

4. Водоотдачу В-способность бурового раствора отдавать (отфильтровывать) воду в пористые породы под действием перепада давления, см3 за 30мин.

5. Толщину глинистой корки К (частиц твердой фазы),образующая при фильтрации жидкой фаз,мм.

6. Статическое напряжение сдвига 0-усилие которое требуется, чтобы разрушить структуру раствора, образовавшуюся в состоянии покоя, Н/м2.

7. Содержание в растворе недисперигированной твердой фазы (песка) П,%.

8. Стабильность С, характеризующую способность частиц твердой фазы удерживаться во взвешенном состоянии, г/см3.

9. Отстой О-относительный объем жидкости, отстоявшейся за сутки, %.

10. Содержание газа в растворе Г, %.

Плотность определяют ареометром типа АГ-2.

Вязкость зависит от внутреннего трения между отдельными слоями жидкости.Условную вязкость определяют с помощью вискозиметра СПВ-5.Водоотдачу буровых растворов определяют прибором ВМ-6.

Отклонитель;

Угол ориентации искривления-угол между апсидальной плоскостью и плоскостью искривления участка оси ствола скважины.

Угол ориентации искривления отсчитывается в нормальной плоскости (перпендикулярной к касательной плоскости) по направлению движения часовой стрелки от верхней до главной нормали. Этот угол характеризует ориентацию плоскости, в которой расположен участок скважины между точками измерений. На участке бурения с отклонителем угол ориентации равен фактическому углу установки отклонителя.

Расчеты на центр.

Исходными данными для решения являются:

Xа,Yа,Zа-коор. Забоя ствола скважины;

Xв,Yв,Zв-коор. Центра круга;

Rк-радиус круга допуска;

fп-проектный азимут;

l,f-зенитный угол и азимут ствола скважины на забое.

1. S= (Xа-Xв)*кв.+(Yа-Yв)*кв.+(Zа-Zв)*кв.,

расстояние между забоем и центром круга

2. lв=arctg (Xв-Xа)*кв.+(Yв-Yа)*кв. / Zв-Zа,

зенитный угол на центр круга допуска

3. fв=fп-arctg(Yа*Xв-Yв*Xа)/(Xв*Xв-Xа*Yв+Yв*Yв-Yв*Yа),

азимут на центр круга допуска

4. Sа-в= (Xв-Xа)*кв.+(Yв-Yа)*кв.,

расстояние между забоем и центром круга допуска по горизонтали

5. f1=fв-arcsin(Rк/Sа-в),

азимут на левый край допуска

6. f2=fв+arcsin(Rк/Sа-в),

азимут на правый край допуска

7. Sц=Sа-в*cos(fп-fв),расстояние до центра хорды круга допуска по азимуту забоя

8. S1=Sц- Rк*Rк-Sа-в*Sа-в*sin(f-fв)*кв., расстояние от горизонтальной проекции забоя до ближнего края круга допуска по азимуту забоя

9. S2= Sц+ Rк*Rк-Sа-в*Sа-в*sin(f-fв)*кв., расстояние от горизонтальной проекции забоя до дальнего края круга допуска по азимуту забоя

10. l1=arctg S1/Zв-Zа,зенитный угол на ближний край круга допуска по азимуту забоя

11. lв=arctg Sц/Zв-Zа,зенитный угол на центр хорды по азимуту забоя

12. l2=arctg S2/Zв-Zа,зенитный угол на дальний край круга допуска по азимуту забоя

⇐ Предыдущая 1 2 34

Воспользуйтесь поиском по сайту: