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 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.
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
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 |
Турбобуры односекционные
Т12МЗБ-240 |
240 |
104 |
50 |
660 |
2000 |
135,2 |
4,0 |
0,69 |
83 |
2015 |
24000 |
Т12МЗБ-215 |
215 |
89 |
40 |
545 |
1100 |
61,7 |
2,5 |
0,64 |
8,0 |
1675 |
16950 |
Т12МЗБ-195 |
195 |
100 |
30 |
660 |
850 |
57,3 |
3,5 |
0,56 |
9,1 |
1500 |
10500 |
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 |
1073 |
5,0 |
0,69 |
24 |
5980 |
24000 |
ЗТСШ1-240 |
240 |
315 |
32 |
445 |
2700 |
122,7 |
5,6 |
0,70 |
- |
- |
24000 |
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 |
24000 |
А9ГТШ |
240 |
![]() 45 |
235 |
3120 |
75,0 |
5,8 |
0,28 |
- |
- |
24000 |
|
АШГТШ-Л |
240 |
![]() 40 |
230 |
250 |
58,8 |
4,0 |
0,38 |
24 |
6580 |
24000 |
|
А7Ш |
195 |
236 |
30 |
520 |
1900 |
101,4 |
8,0 |
0,43 |
17 |
3179 |
10000 |
А7ГТШ |
195 |
232 |
30 |
320 |
1950 |
63,9 |
8,0 |
0,27 |
25 |
4400 |
10000 |
АГТШ-ТЛ |
195 |
![]() 25 |
250 |
1300 |
33,1 |
4,0 |
0,24 |
26 |
4520 |
10000 |
|
А6Ш |
164 |
212 |
20 |
475 |
720 |
353 |
4,5 |
0,40 |
17 |
2065 |
5750 |
А6ГТШ |
164 |
![]() 20 |
325 |
850 |
28,7 |
43 |
0,50 |
24 |
2910 |
5750 |
Турбодолота колонковые
КТДЗ-238 |
238 |
330 |
35 |
465 |
3040 |
147,0 |
6,4 |
0,18 |
8,0 |
1676 |
28800 |
КТДЗ-212 |
212 |
79 |
40 |
645 |
1010 |
65,4 |
3,0 |
0,18 |
7,5 |
1352 |
14700 |
КТД4С-195 |
195 |
315 |
28 |
464 |
1210 |
573 |
53 |
0,20 |
10,1 |
1642 |
12200 |
КТД4С-172 |
172 |
291 |
22 |
490 |
1880 |
94,1 |
83 |
0,19 |
9,2 |
1133 |
7000 |
КТД4-164-190/40 |
164 |
180 |
22 |
550 |
755 |
42,6 |
5,05 |
0,26 |
13,4 |
1325 |
5520 |
Турбобуры короткие
Т12МЗК-215 |
215 |
30 |
49 |
890 |
750 |
68,4 |
2,8 |
- |
2,9 |
668 |
18000 |
55 |
35 |
780 |
1050 |
83,9 |
4,0 |
- |
4,0 |
958 |
18000 |
||
Т12МЗК-172 |
172 |
30 |
25 |
1110 |
285 |
32,4 |
2,45 |
- |
23 |
294 |
6700 |
60 |
25 |
1110 |
570 |
643 |
4,90 |
- |
3,6 |
470 |
6700 |
||
В знаменателе указано число секций торможения. |
Таблица 3.3
Основные параметры винтовых забойных двигателей
Параметры |
Д2-195 |
Д2-170 |
Д-127 |
Д-85 |
Расход жидкости, дм3/с |
35-40 |
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, Н·м |
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 |
Пример 3.1. 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-подъемных 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 категории по классификации Л.А. Шрейнера. Разбуривание таких пород целесообразно вести энергоемкими лопастными долотами.
Бурение лопастными долотами, как правило, ведется в верхних горизонтах большими диаметрами.
К важнейшим особенностям, существенно влияющим на технологию бурения скважин и возникновение различных осложнений, относятся наличие зоны АВПД и высокая забойная температура.
Эти и ряд других особенностей геологического разреза дают основание считать наиболее обоснованным выбор роторного способа бурения при проектировании первых скважин на новой разведочной площади.
Таблица 3.4
Основные характеристики электробуров
Шифр электробура |
Диа метр, мм |
Дли на, м |
Номи нальная мощность, кВт |
Напряже ние номинальное, кВ |
Ток, А |
Частота враще ния, мин-1 |
Вращающий момент, кН•м |
КПД, % |
Масса, кг |
Жесткость при изгибе EI, кН•м2 |
|||
рабочий номинальный |
холостого хода при номинальном на- пряжении |
Номи Наль ный |
Максималь ный |
||||||||||
Э290-12 |
290 |
14,1 |
240 |
1,75 |
165,0 |
121,0 |
455 |
5,1 |
11,0 |
72,0 |
0,67 |
5100 |
33250 |
Э290-12Р |
290 |
15,9 |
240 |
1,75 |
165,0 |
121,0 |
145 |
16,0 |
26,0 |
72,0 |
0,67 |
5700 |
33250 |
Э250-8 |
250 |
13,2 |
230 |
1,65 |
160,0 |
107,0 |
675 |
332 |
7,5 |
72,0 |
0,70 |
3600 |
18650 |
Э250-8Р |
250 |
14,4 |
230 |
1,65 |
160,0 |
107,0 |
340 |
6,64 |
113 |
72,0 |
0,70 |
3800 |
18650 |
Э250-16 |
250 |
13,2 |
110 |
1,20 |
156,0 |
130,0 |
335 |
3,20 |
7,0 |
56,5 |
0,60 |
3600 |
18650 |
Э240-8 |
240 |
13,4 |
210 |
1,70 |
144,0 |
107,0 |
690 |
2,97 |
7,6 |
75,0 |
0,66 |
3500 |
14600 |
Э240-8Р |
240 |
143 |
145 |
1,40 |
112,0 |
80,0 |
230 |
6,15 |
12,0 |
74,8 |
0,70 |
3900 |
14600 |
Э215-8М |
215 |
13,9 |
175 |
1,55 |
131,0 |
95,5 |
680 |
2,50 |
5,5 |
67,5 |
0,66 |
2900 |
10200 |
Э215-8МР |
215 |
15,5 |
110 |
135 |
102,0 |
80,0 |
230 |
4,65 |
10,5 |
72,0 |
0,69 |
3200 |
10200 |
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 |
130 |
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 |
130 |
87,5 |
80,0 |
685 |
1,1 |
2,4 |
61,0 |
0,625 |
1650 |
3440 |