Материал: Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900 м на Правдинском нефтяном месторождении

3.4.4 Выбор породоразрушающего инструмента

Разнообразие геолого-технических условий бурения требует применения различных породоразрушающих инструментов, разработанных с учетом особенностей процесса разрушения тех или иных горных пород. Поэтому тип породоразрушающего инструмента выбирается в зависимости от литологической характеристики пород: их твердости, пластичности, абразивности, а также способа бурения.

Таблица 7

Учитывая конкретные горно-геологические условия (разрез скважины сложен мягкими и средними породами), при бурении скважины будут применены трехшарошечные долота различных типоразмеров. Данные о типоразмерах используемых долот на интервал скважины приведены в табл. 8.

Таблица 8

.5 Выбор способа бурения

Основное требование к выбору способа бурения нефтяных и газовых скважин - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов.

Выбранный способ должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола скважины, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивного горизонта; достижения высокого качества ствола скважины, её конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, и проходок на долото; возможности использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Ввиду своей универсальности, наиболее используемым является роторный способ, который и наблюдался как основной при бурении скважин на Правдинском месторождении. Роторный способ позволяет бурить скважины с различными геолого-техническими условиями в большом диапазоне глубин. Роторный способ бурения будет применен при строительстве данной скважины.

3.7 Расчет параметров режимов бурения

Разрушение горной породы на забое скважины представляет собой сложный энергетический процесс. На углубление скважины расходуется только небольшая часть подведенной к породоразрушающему инструменту мощности, а превалирующую ее долю составляют неизбежные потери.

Эффективность бурения зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент P, частоты вращения долота n, расхода промывочной жидкости Q и параметров бурового раствора ρ, Т, В, типа долота геологических условий, механических свойств пород.

Оптимальным режимом бурения является такое сочетание параметров и факторов (режимных параметров), которое обеспечивает заданные (экономически обоснованные) механическую скорость бурения, проходку за рейс и расход материалов, не превышающий нормативного значения.

Расчет параметров режима бурения ведется для каждого выделенного интервала горных пород применительно к конкретному типу долота и способу бурения. Выбор режимных параметров будет осуществляться по методике, предложенной В.С. Федоровым [8].

.   Определение нагрузки на долото. Нагрузка на долото определяется по формуле

 (7.1)

где α_з - коэффициент, учитывающий изменение твердости горных пород в конкретных условиях забоя (α_з= 0,33-1,59), для практических расчетов принимается α_з = 1;

р_ш - твердость горной породы по штампу,

D_д - диаметр долота, м;

k_П - коэффициент перекрытия - это отношение длины образующей шарошки к суммарной длине контакта зубьев с горной породой, находящихся на одной линии (0,7-1,2);

b - ширина площадки притупления зубьев

(1,0-1,5)10^-3 м, обычно принимается равной 1 мм.

При этом если р_{ш и} α_з неизвестны, то для шарошечных долот диаметром Dд≥190 мм может быть использована следующая формула

Р_д=Р_уд∙D_д, (7.2)

где Руд - удельная нагрузка, кН/мм

.   Определение частоты вращения ротора. Согласно [4синия] частота вращения ротора может быть определена по формуле:

 (7.3)

где Р_{мах уд} - максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на 1 мм диаметра долота, кН/мм; Р_i-текущее значение нагрузки на 1 мм диаметра для конкретного долота, кН/мм; n_min - минимальная частота вращателя ротора (принимается равной 100 об/мин).

.   Определение расхода промывочной жидкости. Согласно [6] необходимый расход жидкости может быть определен по формуле:

 (7.4)

где D_скв - диаметр скважины, м; d_БТ - наружный диаметр бурильных труб, м; υ_вп - скорость восходящего потока, обеспечивающая полную очистку забоя, м/с.

С помощью формул (7.1) и (7.3) произведём расчёты режимных параметров бурения для всех интервалов бурения скважины.

·  Для интервала 50÷900 принимаем Р_уд = 0,5 кН/мм:

а) Р_д=Р_уд∙D_д= 0,5∙349,5=174,75 кН

б)

·  Для интервала 900÷2040 принимаем Р_уд = 0,5 кН/мм:

а) Р_д=Р_уд∙D_д=0,5∙238,1=119,05 кН

б)

·  Для интервала 2040÷2913 м примем α_з = 1, р_ш=1000 МПа, b=1 мм.

а)

б)

Все режимные параметры для разных интервалов бурения сведены в табл. 9.

Таблица 9

3.8 Выбор компоновки низа бурильной колонны

Для предупреждения искривления ствола вертикальных скважин необходимо применять различные варианты компоновок низа бурильной колонны (КНБК). Выбор той или иной КНБК зависит от конкретных геолого-технических условий.

Количество секций УБТ назначается из условия плавного перехода от диаметра УБТ к диаметру бурильных труб. Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должны быть не менее 0,7. Если это соотношение не соблюдается, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам.

Для интервала 50÷900:

Ø Диаметр УБТ под кондуктор:

Данному диапазону удовлетворяют УБТ с наружным диаметром D_УБТ1=229 мм.

Dк = 90 мм - внутренний диаметр УБТС под кондуктор.

Определение диаметра бурильных труб:

Ø Диаметр БТ под кондуктор:

Данному диапазону удовлетворяют БТ с наружным диаметром

Толщина стенки b=10 мм

Ø Диаметр УБТ под промежуточную колонну:

Данному диапазону удовлетворяют УБТ с наружным диаметром

Dпр = 80 мм - внутренний диаметр УБТС под промежуточную колонну.

Ø Диаметр БТ под промежуточную колонну:

Данному диапазону удовлетворяют БТ

Толщина стенки b=8 мм.

Ø Диаметр УБТ под эксплуатационную колонну:

Точное значение диаметра УБТС смотрим по справочнику [6].:

Dэ = 64 мм - внутренний диаметр УБТС под эксплуатационную колонну.

Ø Диаметр БТ под эксплуатационную колонну:

Точное значение диаметра БТ смотрим по справочнику [6]:

Толщина стенки b=7 мм.

Кондуктор (0 -900 м):

Кондуктор (0-900 м):

1. Определение необходимой длины УБТ L_УБТ, чтобы создать достаточную осевую нагрузку на долото P_д и нейтральное сечение приходилось на УБТ (сечение О-О) по формуле:

где =174,75 кН - необходимая нагрузка на долото;

Н/м - приведенный вес 1 м секции УБТ;

ускорение свободного падения,

плотность бурового раствора,

плотность стальных труб,

Определим необходимое количество труб (используем трубы длиной 6 м):

2. Определение длины БТ:

3. КНБК для бурения под кондуктор:

При бурении кондуктора будет использовано трехшарошечное долото согласно ГОСТ 20692-75 349,2 М-ЦВ:

Забойный двигатель: ТВШ-240

Центратор: ЦЦ-4-324/394

КШЗ-349,2-1: 2891 Н (m=295 кг) (калибратор шарошечный с зубьями)

Вес КНБК равен Q₁:

Q₁=Q_д+2Q_ц +Q_тб+Q_калибр=1607,2+2*183+20170+2891=25034 Н

4. Определение наибольшего усилия растяжения Q_р (в ньютонах), возникающее в момент начала подъема бурильной колонны из скважины:

где длина бурильных и утяжеленных труб соответственно, м;

Q₁ - вес долота и КНБК, Н;

Q₂ - усилие затяжки инструмента при подъеме, (обычно составляет 0,5-1*10⁵Н);

р - давление, развиваемое насосом в момент восстановления циркуляции при прихвате бурильной колонны (принимается максимальное по характеристике насоса), Па;

p = 32 МПа. Насос УНБТ-950А.

d₁ - диаметр проходного отверстия бурильной трубы, м.

5. Растягивающее напряжение (в паскалях) определяется из выражения:

где - наибольшее растягивающее усилие при подъёме колонны, Н;

- наружный диаметр БТ, м;

- внутренний диаметр БТ, м

Группы прочности стали

Материалом для элементов бурильной колонны берем сталь группы прочности К,

Таблица 10

6. Определение напряжения кручения (в паскалях):

,

где М_кр - крутящий момент, Н*м,

W_кр - полярный момент сопротивления площади поперечного сечения труб при кручении, м³.

,

где k_д - безразмерный коэффициент динамичности приложения нагрузки k_д=1,5-2;

N - мощность, реализуемая при бурении, Вт;

Угловая скорость вращения бурильной колонны, рад/с:

n-частота вращения бурильной колонны, мин^-1  

Полярный момент сопротивления площади поперечного сечения труб при кручении W_кр:

7. Мощность на привод бурильной колонны N складывается из мощности на ее холостое вращение N_хв  и мощности, передаваемой на долото N_д:

N=N_х.в.+N_д

Мощность N_хв определяется по формуле, кВт:

 , 

где L - суммарная длина бурильной колонны, м;

- наружный диаметр БТ, м;

D_д  - диаметр долота, м;

n - частота, мин^-1;

- удельный вес раствора, Н/м³.

Мощность, передаваемая на долото N_д,  кВт:

, где

С - коэффициент, зависящий от твердости породы (для мягких - 6,2; для пород среней твердости - 5,5; для твердых - 4,4).

n - частота, мин^-1;

D_д - диаметр долота, мм;

Р_д - нагрузка на долото, кН.

N = N_х.в.+N_д =5,9+4,8=10,7 кВт.

8. Усилие растяжения колонны в процессе бурения:

где - усилие растяжения в процессе бурения, Н;