Материал: Разведочная скважина глубиной 1400 метров на площади Кульсары

Из таблицы 2 видно, что максимальное значение К_а=1,1, максимальное значение К_п=1,84. Поэтому по условию предотвращения проявления и гидроразрыва пород в скважине в процессе бурения может быть применена одноколонная конструкция скважины.

С учетом перекрытия обладающими лечебными свойствами альбских вод глубину спуска промежуточной колонны принимаем 750 м. Для перекрытия сенно-туранской пресноводной залежи предусмотрен спуск кондуктора на 80 м. Во избежание размыва устья предусматривается установка направления длиной 10 м [4].

Направление:Ø426 мм длина 10 м, группа прочности "Д", толщина стенки трубы 10 мм, бурение долотом Ø490 мм. Эта работа производится в процессе подготовительных работ.

Диаметр долота для разбуривания под эксплуатационную колонну определим по формуле:

, (2)

где - диаметр эксплуатационной колонны по муфте

- зазор между стенкой скважины и муфтой

= 5-50 мм

Диаметр промежуточной колонны равен:

, (3)

где  - внутренний диаметр промежуточной колонны, через которое должно проходить долото, которым бурится ствол под эксплуатационную колонну

 - зазор между долотом и обсадной колонной

=5-15 мм.

Расчет диаметра колонны кондуктора аналогичен расчету промежуточной колонны.

После расчетов данные занесем в таблице 9

Для герметизации устья применим превентора:

ПВЦ - 245х 35,

ПП - 146х 35.

Таблица 3. Выбранная конструкция скважины

.2 Выбор типов породоразрушающего инструмента

Выбор долот базируется на информации о физических свойствах пород и литологическом строении разреза пород. Выбор типа долот во многом зависит от конкретных реологических условий, которые обуславливают возможные механические скорости проходки на долото и стоимость одного метра проходки.

Диаметр долота выбирается из условия безопасного проведения строительства скважины, диаметр долота должен быть как минимум на 6 мм меньше внутреннего диаметра последней спущенной обсадной колонны.

Для беспрепятственного спуска обсадной колонны до забоя диаметр долота для бурения под нее должен быть как минимум 1˝ больше диаметра муфты обсадной колонны.

Исходя их литологического разреза и крепости залегаемых пород, принимаем следующие типы долот углубления скважины под удлиненное направление в интервале 11-30 м диаметром 630 мм осуществляется трехшарошечным долотом 90 СЦВ в компоновке с расширителями диаметром 690 мм.

Бурение под 426 мм кондуктор в интервале 30-330 м ведется трехшарошечным долотом 490 СЦВ в комплекте с расширителями диаметром 530 мм.

Интервал бурения 330-1300 м под первую промежуточную колонну диаметром 324 мм в интервале 330-570 м система представлена глинами с пропластками песка по твердости породы относятся к мягким, принимаем долота 393,7 МГВ.

Диаметр 393,7 мм.

М - для мягких горных пород.

Г - боковая гидромониторная промывка. Долото оснащено фрезированными зубьями. Присоединительная резьба по ГОСТ 20692-75. В интервале 570 -1300 палеогеновая система представлена породами глинистых отложений с пропластками песчаников и алевролитов принимаем для этого разреза долота 393,7 СГВ используется для бурения средней твердости малоабразивных пород.

Интервал бурения под вторую промежуточную колонну 244,5 мм 1300-3450 м. Данный интервал представлен хемогенной толщей с маломощными пропластками гипса, ангидритов, глин. По категории твердости породы относятся к средним абразивным породам. Исходя из литологического состава, целесообразно использовать в интервале 1300-1400 м долота 295,3 ммМСЗ-ГНУ. По твердости породы мягкосредние. Эти долота оснащены запрессованными твердосплавными зубьями с клиновидной рабочей частью Г - боковая гидромониторная промывка. НУ - опоры шарошек на одном подшипнике скольжения (остальные подшипники качения) с герметизацией уплотнительными кольцами и резервуарами для смазки.

Интервал 1400-2960 м используем долота 295,3 СГВ. Для разбуривания средних по твердости малоабразивных пород представленных сульфатно-терригенными породами алевролитов с глинистым цементом. Долото оснащено фрезированными зубьями трехконусными самоочищающимися шарошками. Г - с боковой гидромониторной промывкой. В - опоры шарошек изготавливаются на подшипниках качения.

Интервал 2960-3200 м используем долота 295,3 МС-ГВ. Предназначено для разбуривания мягких с чередованием твердыми прослойками малоабразивных пород. Долото оснащено фрезированными зубьями, трехконусными шарошками со смещенными осями относительно осей долота в сторону вращения.

Интервал 3200-3450 м долото 295,3 СЗ-ГНУ. Предназначен для разбуривания абразивных пород средней твердости. Г - боковая гидромониторная промывка. НУ - один подшипник скольжения, остальные - подшипники качения.

Интервал бурения под эксплуатационную колонну 177,8 мм 3450-4100 м представлен алевролитами известняками с пропластками аргиллитов и доломитов средней крепости с высокой абразивностью. На основании этого принимаем для разбуривания долота 215,9 мм СЗ-ГНУ. Долото оснащено запрессованными твердосплавными зубьями с клиновидной рабочей частью.

Таблица 4. Расчет расхода долот

2.3 Выбор буровой установки и оборудовании

Выбор типа буровой установки производится исходя из веса колонны бурильных труб и веса обсадных колонн. Класс буровой установки для бурения конкретной скважины выбирается по максимальной грузоподъемности, которую не должен превышать вес колонн (наибольший) в воздухе.

Исходные данные для расчета:

Глубина скважины, Н 1400 м;

Диаметр кондуктора, D_к 168 мм; вес 1 м кондуктора; q_к=970 Н; [4]

Диаметр стальных труб, D_с 127 мм; вес 1 м стальных труб q_с 267 Н; [4]

Диаметр УБТ, D_УБТ 178 мм; вес 1 м УБТ 1560 Н; [4]

Диаметр промежуточной колонны, D_ПК 244,5 мм; вес 1 м промежуточной колонны, q_П 596 Н; [4]

Диаметр эксплуатационной колонны D_эк 146 мм; вес 1 м эксплуатационной колонны, q_эк 240 Н. [4]

Определим вес бурильной колонны, кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонны почередно.

 КН (4)

 КН; (5)

 КН; (6)

 КН; (7)

Определим статическую нагрузку на крюке, действующей от веса наиболее тяжелой колонны.

, (10)

где k- коэффициент, учитывающий прихват и затяжки, k=1,25;

 - плотность промывочной жидкости, кг/м³;

 - плотность металла, из которого изготовлены трубы, ;

Н.

По полученному значению выбираем буровую установку.

Допускаемая нагрузка на крюке - 75т

Условная глубина бурения - 1400м

Диаметр талевого каната - 25мм

Максимальная оснастка талевого каната - 4 х 5

К данной характеристике подходит несколько буровых установок. Нам наиболее приемлемая буровая установка БУ-75 БрД.

3. Специальная часть. Регулирование подачи породоразрушающего инструмента

Роторное бурение на больших глубинах (3000-5000 м) с помощью наземных автоматических устройства подачи долота малоэффективно вследствие действия сил трения бурильной колонны о стенки скважин, значительно искажающих измеряемые на поверхности значения осевых нагрузок на долото. При турбинном бурении силы трения колонны труб о стенки скважины увеличиваются, потому что колонны труб неподвижна. Кроме того, на устойчивую работу турбоколонна влияет кратковременное изменения нагрузочного момента. С увеличением глубины может возникнуть неустойчивые режим работы турбобура. Этот режим работы может наступить в зоне незначительных скоростей.

Одним из решений задачи по управлению забойным двигателем-турбобуром может быть создание быстродействующих наземных устройств, работающих по сигналам от датчиков, расположенных на забое. Однако создание УПД подобного типа требует надежных забойных датчиков, а также исполнительных механизмов таких устройств, больших установленных мощности и надежных каналов связи. Кроме того, с увеличением глубины на передач информации о значении осевой нагрузки или частоте вращения турбобура с забоя на поверхность и команды в обратном направлении достигает несколько секунд. В течение этого времени условия работы долото могут измениться настолько, что потребуется команда обратная той, что было передана.

Более эффективным решением проблемы автоматизация глубокого бурения может быть перенос регулирующего и исполнительного механизмов непосредственно на забой, где УПД могло быть перерабатывать на месте вся получаемую в процессе бурения информацию и вырабатывать команды управления исполнительному механизму. Такие УПД должны обеспечить регулирование параметров режима бурения и сделать его мало зависящим от сил трения.

Применение устройств автоматического управления подачи долота на забой в глубинном исполнении позволит использовать истинные значения забойных параметров и параметров, соответствующих максимальной мощности забойного двигателя.

Характерная конструктивная особенность большинства забойных УПД - их телескопическое исполнение, т.е. исполнение с расчленением низа колонны бурильных труб. В телескопе одна часть устройства соединена с колонной труб, а другая - с турбобуром или с породоразрушающим инструментом (при роторным бурении). Расчленение низа и позволяет создавать осевые нагрузки на долото независимо от сил трения колонны о стенки скважины.

Исполнительный механизм забойных УПД должен преодолевать силу, создаваемую не всем весом бурильной колонны, а только ее частью-нагрузкой на долото. Поэтому мощность этих УПД (при одинаковых скоростях подачи) может быть меньше мощности наземных устройств, исполнительные механизмы которых должны быть рассчитаны на полные вес колонны, а реверсивные исполнительные механизмы их -на подъем всей колонны.

Рисунок 1. Схема забойного УПД с регулирующим клапаном

Следует отменить два основных направлении разработки забойных УПД:

а) УПД с использованием промывочной жидкости в качестве рабочего агента, в котором все измерительные регулирующие и исполнительные механизмы работают на буровом растворе;

б) УПД автономного типа, все механизмы которых изолированы от воздействия бурового раствора и работают на рабочем агенте - масле.

Кроме того, имеются УПД, управляющие расходом промывочной жидкости, проходящей через забойный двигатель и УПД с фиксацией нижней части колонны бурильных труб о стенки скважины.

На рисунке 1. изображена схема УПД с регулирующим клапаном, работающего по постоянству осевой нагрузки.

Рисунок 2. Забойный полуавтомат подачи долота

Корпус сервоцилиндра 6 жестко связан с бурильной колонной, а поршень 5 через шток 2-с турбобуром. Сверху на поршень 5 постоянно действует гидравлический перепад давления на турбобуре и долоте. Перемещаясь вниз во время бурения, поршень 5 вытесняет жидкость из подпоршневой полости 4 через клапан 3, на котором за счет дросселирования возникает постоянный перепад давления. Этот перепад давления действует на поршень 5 снизу, осуществляя его торможения, вследствие чего регулируется осевая нагрузка на долото. Величина осевая нагрузки G равна разности между суммой гидравлического усилия, действующего сверху на поршень 1 (произведение перепада давления на турбине р_т и долоте р_дна площадь поршня S_п и веса турбобура G_т) и гидравлического усилия, действующего на поршень снизу (произведение перепада давления р_к на клапане 3 на активную площадь поршня в полости 4

=(р_т+р_д)S_п+G_т- р_кS_п. (11)

Регулирующий клапан 3 настраивается на заданную величину. Для перезарядке сервоцилиндру предусмотрен обратный обратный клапан 1.

К забойным полуавтоматом подачи долота принадлежит УПД, поддерживающее постоянство какого-либо параметра режима бурения. В качестве такого параметра регулирования приняты частота вращения турбобура или нагрузочный момент на долоте. Исполнительным механизмом забойных полуавтоматов является работающий на промывочной жидкости сервоцилиндр, корпус которого связан с колонной труб (рисунок 2). Полый шток 1 его, уплотненный в сальнике 2, соединен с турбобуром. Действие полного перепада давления на турбобуре и долоте в зоне 3 на сечение штока 1 создает постоянную слагающую осевой нагрузки на долото. К ней может прибавляться или вычитаться усилие от гидравлического давления на кольцевое сечение поршня 4.

Это давление изменяется в зависимости от положения золотника 5, управление которым осуществляется датчиком 6, действующим в функции выбранного параметра регулирования. Для реверса подачи инструмента при перегрузках необходимо, чтобы гидравлическое усилие на поршень 4 превосходило суммарную величину собственного веса турбобура и гидравлической силы, действующей на торец штока 1. В качестве датчика в забойных УПД используются работающие в среде промывочной жидкости пружинный манометр, центробежный регулятор скорости и гидравлический регулятор, состоящий из золотника с равновеликими поясками и возвратной пружиной. В зависимости от применяемого датчика регулирование турбобура может осуществляться по постоянству вращающего момента на долоте или по постоянству вращения турбобура.