Общая и геологическая характеристика района. Бурение скважины на месторождении Фахуд

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая и геологическая характеристика района работ

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

1.2 Геологические условия бурения

1.3 Характеристика нефтеводоносности месторождения

2. Технологический регламент

2.1 Выбор и обоснование способов бурения

2.2 Конструкция и профиль проектной скважины

2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины

2.2.2 Обоснование и расчет профиля проектной скважины

2.3 Разработка режимов бурения

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

2.3.2 Расчёт осевой нагрузки на долото

2.3.3 Расчёт частоты вращения долота

2.3.4 Выбор и расчет необходимого расхода очистного агента

2.4 Выбор бурового раствора и его обработка

2.4.1 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

2.6 Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов

2.7 Обоснование критериев рациональной отработки долот

2.3 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны

3. Технология работы поликристаллических долот

3.1 Конструктивные особенности буровых долот основных производителей

3.1.1 Вооружение шарошечных долот

3.1.2 Опоры шарошечных долот

3.1.3 Замковые устройства

3.1.4 Промывочные устройства шарошечных долот

3.2 Алмазный буровой инструмент

3.3 Анализ работы долот при бурении под эксплуатационную колонну

3.3.1 Показатели работы долот фирмы «ВБМ-сервис»

3.3.2 Показатели работы долот фирмы «Smith»

3.3.3 Показатели работы долот фирмы «Буринтех»

3.3.4 Показатели работы долот фирмы «Security DBS»

3.4 Экономическая эффективность применения долот

3.5 Основные выводы

4. Расчет экономической эффективности от использования лопастных поликристаллических долот на месторождении Фахуд

4.1 Аннотация

4.2 Методика расчета

4.3 Расчет экономического эффекта от использования алмазного долота с двойным рядом вооружения БИТ 215,9 М-5 по сравнению с алмазным долотом БИТ 215,9 М -4

4.4 Расчет экономической эффективности

4.5 Технико-экономические показатели

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Безопасность в рабочей зоне

5.1.1 Анализ опасных и вредных факторов

5.1.2 Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов

5.1.3 Пожарная безопасность

5.2 Охрана окружающей среды

Заключение

Библиографический список

Введение

Республика Оман расположена между Ираном и Аравийским полуостровом. Соединён Ормузским проливом с Оманским заливом, Аравийским морем и Индийским океаном. В Персидский залив впадают Тигр и Евфрат. Регион Оманского залива из-за богатых запасов нефти геополитически чрезвычайно важен.

Экономика Омана базируется на экспорте нефти. Ввиду уменьшения запасов нефти, власти Омана планируют диверсифицировать экономику -- развивать добычу газа, металлургическую промышленность и туристический бизнес. Власти страны намерены вести приватизацию и повышать уровень образованности населения.

В 1961 году в Республике Оман было открыто крупнейшее по размерам месторождение нефти - Фахуд. Длина его 240 км, ширина 1602 км. Месторождение расположено на крупном поднятии Эль-Ахдар и объединяет ряд линейно вытянутых антиклинальных складок. Залежь нефти во всех этих складках единая, приурочена к известнякам и доломитам джолмудского возраста.

Дебиты нефти по большинству скважин изменяются от 750 до 1500 т/сут. Плотность нефти меняется от 0,845 до 0,865 г/смі. Запасы превышают 155 млн.т. Нефтяные скопления приурочены к известнякам свиты Асмари мощностью 250 м. Первоначальный водонефтяной контакт отбивался на отметке - 692 м, а первый газонефтяной контакт - 500 м.

Большинство залежей нефти и газа пластового сводового типа. Развиты литологически экранированные залежи нефти, обусловленные фациальной изменчивостью коллекторов нижнемеловых отложений.

1. Общая и геологическая характеристика

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

Месторождение Фахуд в административном отношении расположено на территории округов Дахилия и Захира в Республике Оман.

В геоморфологическом отношении район работ находится на полуострове, окруженном Оманским и Персидским заливами, а также Аравийским морем. Рельеф участка слабо всхолмленный, незаболоченный.

Большая часть месторождения находится в зоне сухого тропического климата. Внутренние пустынные районы имеют среднюю температуру летом около плюс 32 єС, зимой в районе плюс 27-29 єС, при этом влажность воздуха доходит до 96%. При этом ночью в зимнее время температура может опускаться до нулевой отметки. Осадков выпадает не более 100 мм в год. Климат характеризуется долгими засушливыми периодами без дождей. Наименьшая среднегодовая температура наиболее холодного месяца (январь) плюс 25.8 °С., самого тёплого (июнь) плюс 37 °С. Абсолютный минимум температуры плюс 22 град. С, абсолютный максимум плюс 57 град. С, среднегодовая температура плюс 32 град. С, а среднее годовое количество осадков не превышает 100 мм. Проведение работ осложняется пустынными суховеями, которые приносит сухой антициклон со стороны Бахрейна. Редкие дожди - результат перемещения охлажденного воздуха с Средиземного моря через Объединенное Арабские Эмираты к северной и центральной части Республики Оман. В период с июня по сентябрь здесь, а также в южных районах дуют муссоны "Хариф" с Индийского океана, что приносит обильные осадки.

Преобладающие направление ветра зимой юго-западное - западное, летом северное - северо-восточное, наибольшая скорость ветра 22 м/с.

1.2 Геологические условия бурения

Проектный литолого-стратиграфический разрез месторождения составлен на основе данных поисковых и разведочных работ. Данные о стратиграфическом делении разреза с указанием интервалов, индексов и коэффициентов кавернозности приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1 - Данные стратиграфического деления разреза

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Коэффициент кавернозности
от	до	название	индекс
0 30 85 190 240 455 670 820 990 1100 1130 1550	30 85 190 240 455 670 820 990 1100 1130 1550 1740	Джибелская Бурханская Джахабанская Мармулская Вафраская Хобирахская Манжурская Гхубарская Бахджаская Джолмудская Хабурская Друлетская	ГубцЭэ' (Q) ИуЗБэ (P2/3) Мцнгэ (P2/3) ОуЗБ (P1/3) ПуЗбэ (P1/3-P3/2) ХуЗПэ (P2/2) Ъунъдэ (P1) ШуЗБ (K2) ЮуЗЭэ (K2) дхждэ (K2) бЗуг (K2+K1) еуЗБ (K1)	1,3 1,3 1,3 1,3 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25

На своде поднятия Эль-Ахдар глины I пачки уже на расстоянии 10 - 15 км к северо-западу от полосы максимального содержания алевритов переходят в глинистые алевролиты темно-бурого цвета с включением светло-серых алевритов и бурых глин. Одновременно с этим алевриты II пачки постепенно выпадают из разреза, замещаясь зеленовато-серыми алевролитовые глинами, а и отдельных скважинах, сливаясь с алевролитами I пачки.

Образование средне- и мелкозернистых песчаников с течениевыми текстурами интерпретируется как результат периодической разгрузки от муссонных дождей в пределах низких рельефных частей, характеризующихся доминированием спокойных условий седиментации.

Литологическая характеристика разреза приведена в табл. 1.2

Таблица 1.2 - Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс	Интервал, м	Горная порода
	от	до	название	описание горной породы
Q P2/3 P2/3 P1/3 P1/3-P3/2 P2/2 P1 K2 K2 K2	0 30 85 190 240 455 670 820 990 1100	30 85 190 240 455 670 820 990 1100 1130	Суглинки, супеси. Пески, глины. Глины, пески. Пески, алевролиты. Глины. Глины, опоки. Глины, алевролиты. Глины. Глины, алевролиты. Глины.	Торфяники, суглинки, супеси. Глины зеленовато - серые с прослоями песков и бурых углей. Глины серые и коричневые, пески светлые мелкозернистые с прослоями бурых углей. Пески кварцевые, алевролиты с прослоями бурых углей. Глины светло-зеленые, алевролитистые с растительными остатками и прослоями угля. Глины зеленовато-серые с глауконитом внизу опоковидные, в середине диатомовые глины, опоки серые. Глины темно-серые, серые, зеленоватые, алевролитистые с глауконитом с прослоями алевролита и включениями пирита. Глины желто-зеленые, серые с глауконитом, пиритизированные. Глины серые, темно-серые опоковидные алевролитистые с прослоями алевролита и растительными остатками. Глины темно-серые плотные, алевролитистые.

Таблица 1.3 - Давление и температура по разрезу скважины

Интервал, м	Градиенты давлений
от	до	пластового, МПа/м	порового, МПа/м	гидроразрыва, МПа/м	горного, МПа/м	геотермический, С0/100м
0 450 1130	450 1130 1740	Рпл=Ргидр 0,01 0,01	Рпл=Ргидр 0,01 0,01	0,02 0,02 0,017	0,022 0,022 0,022	3 3 3

Наиболее крупными тектоническими нарушениями на площади месторождения Фахуд являются крутопадающие разломы северо-восточного и северо-западного простирания, являющимися основными структурами для миграции нефти.

Данные о физико-механических свойствах горных пород, слагающих нефтенасыщенные пласты, включая характеристику по пористости, проницаемости, карбонатности и абразивности (также приведена категория горной породы по промысловой характеристике).

Возможные осложнения в процессе бурения скважины приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Виды возможных осложнений в процессе бурения скважин

Интервал, м	Возможные осложнения
От	до
100 1300	900 1740	Обвалы стенок скважины, слабые водопроявления, частичное поглощение бурового раствора, прихваты бурильного инструмента. Незначительные водопроявления, осыпи и обвалы стенок скважины, прихваты бурильного инструмента, разжижение бурового раствора.

1.3 Характеристика нефтеводоносности месторождения

Исследования, проводимые в процессе бурения и при вызове притока на нефть, позволяют сделать следующие выводы о нефтеносности и водоносности месторождения Фахуд. Данные представлены в таблицах.

Характеристика водоносности приведена в табл. 1.5.

Таблица 1.5 - Водоносность месторождения Фахуд

Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Дебит, м3/сут
от	до
0 635 1130	635 1130 1740	поровый	1000 1012 1025	300-350 700-1580 900-3700

Характеристика нефтеносности приведена в табл. 1.6.

Таблица 1.6 - Нефтеносность месторождения Фахуд

Индекс	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Содержание серы, % парафина, %	Дебит, м3/сут	Газовый фактор, м3/т	Динамический уровень в конце эксплуатации, м	Температура жидкости в колонне на устье скважины при эксплуатации, град.
	от	до
К1(АС10) К1(АС11) К1(АС12)	0 635 1130	635 1130 1740	поровый	0,868 0,866 0,863	1,2/2,5 1,2/2,5 1,2/2,5	3,2-58 19,7-57 4,2	- 67 -	1800	35-40 35-40 35-40

2. Технологический регламент

2.1 Выбор и обоснование способов бурения

Существуют следующие основные способы бурения:

а) роторный

Основные преимущества роторного способа перед турбинным - независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления на долоте, значительное увеличение проходки за рейс долота в связи меньшими частотами его вращения.

Основной недостаток роторного способа бурения это быстрый износ бурильных замков, труб КНБК, а так же аварии.

Применение роторного способа бурения рационально только в тех случаях, когда производится:

* бурение скважин долотами диаметра менее 190,5 мм;

* бурение скважин с применением утяжелённых буровых растворов плотностью 1,7 - 1,8 г/см3;

* бурение в условиях высоких забойных температур (более 140 - 150 С);

* бурение глубоких интервалов с минимальной частотой вращения долота;

* разбуривание мощных толщ пластичных глин.

Так как скважина имеет глубину 1740 метров, разрез её не требует применения утяжелённых буровых растворов, по нему не наблюдается высоких пластовых давлений, и забойные температуры на Мегионской площади не превышают 140 °С, можно сделать вывод, что от роторного способа бурения для строительства данной скважины следует отказаться.

б) гидравлическим забойным двигателем

Бурение турбобурами рационально производить только в тех случаях, когда производится:

* бурение наклонно направленных скважин и бурение вертикальных скважин глубинной до 3000 м.

* бурение скважин в условиях низких забойных температур, менее 140 С.

* использование буровых растворов, плотностью, менее 1,7 г/смі.

Исходя из вышеперечисленного (забойной температуры, глубины скважины, плотности раствора), предпочтение при бурении скважины на Приобской площади отдаётся турбинному способу бурения.

Это позволит добиться простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым исключается возможность нежелательных осыпей и обвалов стенок скважин, так как бурение в данных геологических условиях идет по неустойчивым горным породам.

2.2 Конструкция и профиль проектной скважины

Обоснование и расчет конструкции скважины составляют один из основных разделов технического проекта на строительство скважины.

Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т. е. Достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая её использование в системе разработки месторождения.

Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. Она должна удовлетворять требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, которые были утверждены на территории республики Оман, а также требованиям по охране недр и защите окружающей среды.

2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины

При разработке конструкции скважины приняты во внимание следующие горно-геологические особенности строения разреза:

· нефтенасыщенные пласты залегают в интервалах 1370 - 1740 метров (здесь и далее глубины указаны по вертикали);

· хобирахская свита залегает в интервале 455 - 670 м;

· газонасыщенных пластов в разрезе нет;

· максимальная забойная температура - 92 єС;

· коэффициент анормальности пластового давления не превышает величины 1,00;

· скважина вертикальная.

В соответствии с требованиями правил безопасности Республики Оман строится совмещенный график пластовых (поровых) давлений гидроразрыва пород с использованием геологического материала подраздела.

По совмещенному графику давлений выбираются зоны совместимости условий бурения и с учетом конкретных горно-геологических условий на месторождении с целью снижения вероятности возникновения осложнений и аварийных ситуаций при проводке и креплении скважин. Из графика совмещенных давлений видно, что интервалы несовместимых условий отсутствуют, следовательно, нет необходимости в спуске промежуточных (технических) колонн. Принимается следующая конструкция скважины:

Ш Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м и цементируется до устья. Для перекрытия четвертичных отложений.

Ш Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 905 м и цементируется до устья. Такая глубина позволит избежать в дальнейшем осложнений и аварий.

Ш Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 1740 м и цементируется до устья.

2.2.2 Обоснование и расчет профиля проектной скважины

Скважины, у которых устье и центр круга допуска лежат на вертикальной прямой, являющиеся её проектным профилем, а отклонение ствола скважины от вертикали не превышает радиус круга допуска называются вертикальными.

Для скважин глубиной от 1250 до 1740 метров радиус круга допуска равняется 55 метров.

Для этого необходимо стабилизировать зенитный угол скважины на уровне 2 - 3є.

Для экономии времени и затрат на строительство поисково-оценочной скважины проектный профиль скважины выбирается вертикальный.

В процессе проводки скважины возможны следующие отклонения от проектного профиля на величины следующих значений:

Таблица 2.1. - Отклонение проектного профиля

Глубина, м	Угол отклонения,	Магнитный азимут, градусы
	градусы	минуты	секунды
250 500 750 1000 1250 1500 1740	0 0 1 2 2 2 3	0 30 30 30 0 30 0	0 0 0 0 0 0 0	0 0 0 0 0 0 0

2.3 Разработка режимов бурения

Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром.

В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузку на долото G_ос, кН; частота вращения инструмента n, мин-1; расход промывочной жидкости Q, л/с; тип и качество циркуляционного агента.

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

В основу выбора типов долот должны быть положены физико-механические свойства горных пород таких как:

- твёрдость

- абразивность

- пластичность

- пористость и другие.

Опыт бурения на Джахабанской площади показывает, что бурение шарошечными долотами обеспечивает безаварийную проходку по всему разрезу скважины.

Применение долот с опорами типа В позволяет производить бурение турбинным способом из-за возможности выдерживать высокие скорости вращения и гидромониторные насадки Г позволяют использовать гидромониторный эффект для очистки поверхности забоя и частичного разрушения горной породы. У - маслонаполненные с автоматической подачей смазки, что увеличивает срок службы долота.

На основании изучения геологического материала и результатов геофизических исследований, а также данные о работе долот и параметров режима бурения по пробуренным на данной площади скважинам производится ориентировочный подбор типов долот по вооружению для литологически однородных материалов. Для данных геологических условий выбираем:

0 - 50 метров, породы мягкие абразивные слоистые: торфяники, суглинки, супеси и пески. Для турбинного бурения наиболее эффективно долото III 393,7 СГВУ

50 - 905 метров, породы мягкие абразивные слоистые: глины. Для турбинного способа бурения наиболее эффективно долото III 295,3 МСЗ-ГНУ

905 - 1740 метров, порода мягко-средняя абразивная слоистые: пески, глины, алевролиты, выбираем долото III 215,9 МЗ-ГВ

2.3.2 Расчёт осевой нагрузки на долото

Осевая нагрузка, как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрения элементов долота в горную породу. С повышением осевой нагрузки, увеличивается эффективность разрушения, а наиболее эффективный процесс разрушения горной породы наблюдается в том случае, когда осевая нагрузка обеспечивает напряжение на контакте долота с горной породой превышающее значение ее твердости.

Осевая нагрузка для всех интервалов рассчитывается по статическому методу, затем расчётное значение сравнивается с допустимой нагрузкой по паспорту долота и принимается осевая нагрузка в пределах вычисленных величин. Все расчёты проводятся по [1].

Осевая нагрузка на долото G_ос для каждого интервала бурения рассчитывается по формуле:

G_ос = g_o * Д_д, тс (2.1)

где g_o - удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, кгс/см;

Д_д - диаметр долота, см.

Значения удельных нагрузок:

· для пород категории М, g_o = 250 кгс/см;

· для пород категории МС, g_o = 700 кгс/см;

· для пород категории С, g_o = 850 кгс/см.

Расчётное значение осевой нагрузки не должно превышать 80 % от (G_доп) допустимой по паспорту долота. Данное условие проверяем из неравенства:

Gос < 0,8 * Gдоп, (2.2)

В интервале бурения под направление от 0 до 905 метров осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле (1), здесь удельная нагрузка (g_o) принимается 250 кгс/см.

G_ос = 250 * 29,53 = 7382,5 = 7,4 тс.

В интервале бурения от 905 до 1740 метров осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле (2.1), здесь удельная нагрузка (g_o) принимается 700 кгс/см.

G_ос = 700 * 21,59 = 15113 = 15,1 тс.

Расчётное значение осевой нагрузки проверяется из неравенства (2.2):

· для интервала 0 - 905 метров G_доп= 30 тс [2], G_ос < 0.8 * 30 = 24 тс. Условие выполняется, следовательно, G_ос на этом интервале принимается равной 7,4 тс;

· для интервала 905 - 1740 метров G_доп= 25 тс [2], G_ос < 0.8 * 25 = 20 тс. Условие выполняется, следовательно, G_ос на этом интервале принимается равной 15,1 тс;

2.3.3 Расчёт частоты вращения долота

Частота вращения шарошечных долот рассчитывается для всех типоразмеров долот по следующим трём показателям:

· рекомендуемой линейной скорости на периферии долота;

· продолжительности контакта зубьев долота с горной породой;

· стойкости опор долота.

Все ниже перечисленные расчёты производятся по [1].

Расчёт по рекомендуемой окружной скорости на периферии долота.

Расчётная частота вращения долота рассчитывается по формуле:

n = (60 * V_окр) / (р * Д_д), об/мин (2.3)

где n - расчётная частота вращения долота, об/мин;

V_окр - окружная скорость для шарошечных долот, м/с;

Д_д - диаметр долота, м.

Окружная скорость выбирается в зависимости от твёрдости горной породы:

- для пород категории М, V_окр = 2,8 ч 3,4 м/с;

- для пород категории С,V_окр = 1,8 ч 2,8 м/с;

На интервале бурения от 0 до 905 метров, для долота III 295,3 МСЗ-ГНУ окружная скорость (V_окр) принимается равной 3,4 м/с. Расчётная частота вращения долота рассчитывается по формуле (2.3):

n = (60 * 3,4) / (3,14 * 0,2953) = 194,1 = 220 об/мин

На интервале бурения от 905 до 1740 метров, для долота III 215,9 МЗ-ГВ окружная скорость (V_окр) принимается равной 2,8 м/с. Расчётная частота вращения долота рассчитывается по формуле (2.3):

n = (60 * 2,8) / (3,14 * 0,2159) = 247, 8 = 248 об/мин

Расчёт частоты вращения по продолжительности контакта зубьев долота с горной породой.

Частота вращения долота рассчитывается по формуле:

n = 0,6 * 105 * d_ш / (ф_min * z * Д_д), об/мин (2.4)

где n - частота вращения долота, об/мин;

d_ш - диаметр шарошки долота, м;

Д_д - диаметр долота, м;

z - число зубьев на периферийном венце шарошки;

ф_min - минимальное значение времени контакта зубьев долота с горной породой;

d_ш / Д_д = 0,6 ч 0,7 принимаем среднее значение равное 0,65.

Число зубьев на периферийном венце шарошки (z) для долота III 295,3 МСЗ-ГНУ равно 22, а для долот III 215,9 МЗ-ГВ и III 215,9 С-ГВ оно равно 18.

Минимальное значение времени контакта зубьев долота с горной породой (фmin):

· для упруго пластичных пород равно 5 ч 7 мкс;

· для пластичных пород равно 3 ч 6 мкс;

· для упруго хрупких пород равно 6 ч 8 мкс;

· для хрупких пород равно 8 ч 10 мкс.

Для интервала 0 - 905 метров принимаем ф_min = 6 мкс, а число зубьев на периферийном венце шарошки (z) равно 22. По формуле (2.4):

n = 0,6 * 105 * 0,65 / (6 * 22 ) = 295 об/мин

Для интервала 905 - 1740 метров принимаем ф_min = 7 мкс, а число зубьев на периферийном венце шарошки (z) равно 18. По формуле (4):

n = 0,6 * 105 * 0,65 / (7 * 18 ) = 309,5 об/мин

Расчёт по износу опор долота.

Здесь частота вращения долота рассчитывается по формуле:

n = T_o / (0.02 * (б + 2)), об/мин (2.5)

где n - частота вращения долота, об/мин;

T_o - потенциальная стойкость опор долота, час;

T_o = 0,0935 * Дд, (2.6)

где Д_д - диаметр долота, мм;

б - коэффициент, учитывающий свойства горных пород:

· для пород категории М б = 0,7 ч 0,9;

· для пород категории С б = 0,5 ч 0,7;

· для пород категории Т б = 0,3 ч 0,5.

Интервал бурения 0 - 905 метров сложен породами категории М, следовательно, б = 0,8. По формуле (2.5) рассчитываем частоту вращения долота для данного интервала:

n = 0,0935 * 295,3 / (0.02 * (0,8 + 2)) = 493 об/мин;

Интервал бурения 905 - 1740 метров сложен породами категории МС, следовательно, б = 0,7. По формуле (2.5) рассчитываем частоту вращения долота для данного интервала:

n = 0,0935 * 215,9 / (0.02 * (0,7 + 2)) = 373,8 об/мин;

Из всех значений выбираются меньшие:

0 - 905 метров n = 220 об/мин

905 - 1740 метров n = 248 об/мин

Расчётная частота вращения долота не совпадает с частотой вращения турбобура, следовательно, необходимо применять редукторную вставку.

2.3.4. Выбор и расчет необходимого расхода очистного агента

Режим течения бурового раствора является одним из управляющих факторов в процессе бурения.

Для каждого конкретного случая существует определённое значение расхода промывочной жидкости, кроме того, она является носителем энергии при использовании гидравлических забойных двигателей и буровых долот с гидромониторным эффектом. Таким образом, необходимо чтобы выбранный расход бурового раствора обеспечивал следующие функции:

· очистка забоя скважины от выбуренной породы;

· удаление продуктов разрушения по затрубному пространству на дневную поверхность;

· передавать мощность от источника на дневной поверхности к забою;

· гидромониторный эффект при бурении долотами с гидромониторными насадками;

· препятствовать проявлениям неустойчивости пород стенок скважины;

· способствовать сохранению естественных коллекторских свойств продуктивных пластов в приствольной зоне скважины.

Расчёты в этом разделе ведутся по [1].

Рассчитывается расход промывочной жидкости по интенсивности очистки забоя скважины.

Q = k • S_заб, л/с (2.7)

где k - коэффициент удельного расхода жидкости (0,03 ч 0,065 л/с);

S_заб - площадь забоя скважины, см².

Площадь забоя скважины рассчитывается по формуле:

S_заб = 0,785 • D_д², см² (2.8)

В интервале бурения под кондуктор площадь забоя скважины рассчитывается по формуле (2.8):

S_заб = 0,785 • 29,53² = 684,53 см²

Расход промывочной жидкости на данном интервале бурения определяется по формуле (2.7):

Q = 0,065 • 684,53 = 44,5 л/с

В интервале бурения под эксплуатационную колонну площадь забоя скважины рассчитывается по формуле (2.8):

S_заб = 0,785 • 21,59² = 365,91 см²

Расход промывочной жидкости на данном интервале бурения определяется по формуле (2.7):

Q = 0,065 • 365,91 = 23,8 л/с

Рассчитывается расход промывочной жидкости по скорости восходящего потока.

Q = V_В • S_К.П. •10³, л/с (2.9)

где V_В - скорость восходящего потока, м/с;

S_К.П. - площадь кольцевого пространства, м².

Рекомендуемая скорость восходящего потока:

для пород категории М ~ 0,9 ч 1,3 м/с;

для пород категории С ~ 0,7 ч 0,9 м/с;

Площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле:

S_К.П. = 0,785 • (D_д² - d_Б.Т.²), (2.10)

В интервале бурения под кондуктор принимается: d_Б.Т. = 0,127 м, V_В=1,0 м/с, тогда площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле (2.10):

S_К.П. = 0,785 • (0,2953² - 0,127²) = 0,0558 м²;

Расход промывочной жидкости на данном интервале рассчитывается по формуле (2.9):

Q = 1,0 • 0,0558 •10³ = 56 л/с.

В интервале бурения под эксплуатационную колонну принимается: d_Б.Т. = 0,127 м, V_В = 0,9 м/с, тогда площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле (2.10):

S_К.П. = 0,785 • (0,2159² - 0,127²) = 0,0239 м²;

Расход промывочной жидкости на данном интервале рассчитывается по формуле (2.9):

Q = 0,9 • 0,0239 •10³ = 21,5 л/с.

Рассчитывается расход промывочной жидкости из условия создания гидромониторного эффекта.

Q = F_н • 7,5, л/с (2.11)

где F_н - площадь сечения насадок долота, см²;

F_н = m • (р • d_н²) / 4, см² (2.12)

где m - число насадок;

d_н - диаметр насадок, см.

Площадь сечения насадок долота рассчитывается по формуле (2.12):

F_н = 2 • (3,14 • 1,22) / 4 = 2,26 см²

Расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.12):

Q = 2,26 • 7,5 = 17 л/с

Рассчитывается расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама на поверхность.

Q = V_кр• S_max+ (S_заб• V_мех• (г_п - г_ж)) / (г_см - г_ж), м³/с (2.13)

где V_кр - скорость частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/с;

S_max - максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м²;

S_заб - площадь забоя скважины, м²;

V_мех - механическая скорость бурения, м/с;

г_п - удельный вес породы, г/см³;

г_ж - удельный вес промывочной жидкости, г/см³;

г_см - удельный вес смеси (шлам и промывочная жидкость), г/см³;

г_см - г_ж = 0,01 ч 0,02 г/см³, принимаем г_см - г_ж = 0,02 г/см³.

Задаются параметры:

V_мех = 0,05 м/с,

V_кр = 0,5 м/с,

г_п = 2,3 г/см³.

В интервале от 0 до 905 метров рассчитывается площадь забоя скважины:

S_заб = 0,2953² • 0,785 = 0,068 м²

В интервале от 905 до 1740 метров площадь забоя скважины будет равняться:

S_заб = 0,2159² • 0,785 = 0,036 м²

В интервале от 0 до 905 метров рассчитывается максимальная площадь кольцевого пространства скважины:

S_max = (0,2953² - 0,127²) • 0,785 = 0,0558 м²

В интервале от 905 до 1740 метров максимальная площадь кольцевого пространства скважины будет равняться:

S_max = (0,2159² - 0,127²) • 0,785 = 0,0239 м²

В интервале от 0 до 905 метров рассчитывается расход промывочной жидкости по формуле (2.13), (г_ж = 1,15 г/см³):

Q = 0,5 • 0,0558 + (0,068 • 0,05 • (2,3 - 1,15)) / 0,02 = 0,22 м³/с = 22 л/с

В интервале от 905 до 1740 метров расход промывочной жидкости будет равняться (г_ж = 1,12 г/см³):

Q = 0,5 • 0,0239 + (0,036 • 0,05 • (2,3 - 1,12)) / 0,02 = 0,12 м³/с = 12 л/с

Рассчитывается расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины.

Q = S_min • V_{кп max}, л/с (2.14)

где S_min - минимальная площадь кольцевого пространства, м2;

V_{кп max} - максимально допустимая скорость течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве, V_{кп max} = 1,5 м/с.

В интервале бурения под кондуктор принимается d_Б.Т. = 0,127 м и минимальная площадь кольцевого пространства рассчитывается:

S_min = 0,785 • (0,2953² - 0,127²) = 0,0558 м²

В интервале бурения под эксплуатационную колонну принимается d_Б.Т.=0,127 м и минимальная площадь кольцевого пространства рассчитывается:

Smin = 0,785 • (0,2159² - 0,127²) = 0,0239 м²

В интервале бурения под кондуктор расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (14):

Q = 0,0558 • 1,5 =0,084 м³/с = 84 л/с

В интервале бурения под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.14):

Q = 0,0239 • 1,5 =0,036 м³/с = 36 л/с.

Рассчитывается расход промывочной жидкости для предотвращения прихватов инструмента.

Q = S_max • V_{кп min}, м³/с (2.15)

где S_max - максимальная площадь кольцевого пространства, м²;

V_{кп min} - минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве, V_{кп min} = 0,5 л/с.

В интервале бурения от 0 до 905 метров расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.15):

Q = 0,0558 • 0,5 = 0,0279 м³/с = 27,9 л/с;

В интервале бурения от 905 до 1740 метров расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.15):

Q = 0,0239 • 0,5 = 0,0119 м³/с = 11,9 л/с.

Расчет не допущения гидроразрыва пород.

Р_гр = 0,0083 • Н + 0,66 • Р_пл, (2.16)

где Н - глубина скважины, м;

Р_пл - пластовое давление, МПа.

Принимаются плотность промывочной жидкости гж = 1,2 г/см³, пластовое давление Р_пл = 26,7 МПа.

Следовательно, по формуле (2.16):

Р_гр = 0,0083 • 2700 + 0,66 • 26,7 = 40 МПа

Давление в скважине рассчитывается по формуле:

Р_скв = 0,1 • г_ж • Н, атм (2.17)

где г_ж - плотность промывочной жидкости, г/см3;

Н - глубина скважины, м.

Р_скв = 0,1 • 1,2 • 2700 = 324 атм. = 32,4 МПа.

Так как Р_гр ? Р_скв, значит гидроразрыва пород не будет.

Из всех расчетных значений расхода промывочной жидкости приведенных выше выбирают оптимальные (удовлетворяющие требованиям приведенным выше).

Расход уточняется при выборе типа забойного двигателя (исходя из необходимой подачи для его работы) и подачи насосов. Окончательный выбор производится при расчете гидравлической программы промывки скважины в п. 2.6.

2.4 Выбор бурового раствора и его обработка

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками (табл. 2.4) и невысоким значением показателем фильтрации (8 - 6 см³ за 30 минут).

При бурении под направление и кондуктор используется глинистый раствор. Для получения требуемых параметров он обрабатывается химическими реагентами. Ввод водного раствора КМЦ осуществляется во время циркуляции бурового раствора через всасывающую линию буровых насосов в течение двух циклов циркуляции. Ввод водного раствора гипана производится аналогично КМЦ, но в течение трех циклов циркуляции.

Бентонитовый глинопорошок при необходимости вводится во время циркуляции бурового раствора через глиномешалку.

Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющие обеспечить безаварийную проводку скважины, высокие технико-экономические показатели бурения и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

При бурении под эксплуатационную колонну используется глинистый раствор, оставшийся после бурения интервала под кондуктор, который разбавляется технической водой до с = 1,05 г/см³ и обрабатывается химическими реагентами для достижения показателей свойств раствора, указанных в табл. 2.4. В дальнейшем происходит наработка естественного глинистого раствора при разбуривании глинистых отложений.

2.4.1 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется правилами безопасности при проведении бурильных работ на территории республики Оман.

Интервал бурения из-под кондуктора до глубины 1740 м является интервалом совместимых условий.

Для интервала от 0 до 900 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину 10-15%. Пластовое давление в этом интервале превышает гидростатическое на 0,01 МПа/м (РПЛ = 11,87 МПа).

Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна находиться в пределах 1,11 - 1,16 г/см³.

В интервале от 900 до 1740 м превышение должно составлять 5 - 10%. Пластовое давление, в этом интервале и далее, превышает гидростатическое на 0,0099 МПа/м (РПЛ = 24,74 МПа).

Следовательно, при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 900 - 1740 м плотность бурового раствора должна находиться в пределах 1,06 - 1,11 г/см³.

В интервале от 1590 м до проектной глубины скважины 1740 м превышение должно составлять 4 - 7%, (РПЛ = 26,72 МПа).

Следовательно, при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1590 - 1740 м плотность бурового раствора должна находится в пределах 1,05 - 1,07 г/см3 (допустимая с = 1,14 г/см³). Таким образом, при бурении из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технологических условий бурения, выделены следующие интервалы: 900 - 1590 м; 1590 - 1740 м, плотность бурового раствора в которых выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождении и регионе в целом, а так же требований правил безопасности при проведении бурильных работ на территории республики Оман.

При бурении под эксплуатационную колонну репрессия составит:

?Р = 0,1 * (1,12 - 1) * 2700 = 32,4 кгс/см², что не превышает допустимой.

Рекомендуемые параметры бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2-Типы и параметры промывочных жидкостей

Тип раствора	Интервал, м	Параметры раствора
	от	до	плотность, г/см3	вязкость, с	водоотдача, см3 за 30 мин	СНС, мгс/см2	содерж. песка, %	рН
Глинистый раствор	0	900	1,16 - 1,18	25 - 35	8 - 6	20/35	до 1,5	7,5- 8,5
Полимерглинистый	900	1590	1,08 - 1,10	20 - 23	8 - 6	5/15	до 1	7 - 7,5
Полимерглинистый	1590	1740	1,10 - 1,12	23 - 25	6 - 4	10/15	до 1	7 - 7,5

2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

В разделе 2.1. был выбран турбинный способ бурения. Выбор забойного двигателя производится в зависимости от конструкции скважины, глубины и геологических условий проводки скважины.

Выбираемый забойный гидравлический двигатель должен отвечать следующим требованиям:

· вращающий момент двигателя при его работе в условиях наибольшей мощности и КПД должен быть достаточным для вращения долота при заданной осевой нагрузке;

· диаметр и жесткость забойного двигателя должны соответствовать КНБК для достижения заданной траектории скважины;

· подача насосов, при которой двигатель работает в заданном режиме, должна удовлетворять условиям промывки скважины.

При выборе турбобура необходимо брать во внимание диаметр долота и номинальный момент на валу.

Диаметр гидравлического забойного двигателя определяется из условия:

D_тб = 0,9 • D_д, мм (2.18)

где D_д - диаметр долота, мм.

Рассчитывается диаметр турбобура на интервале бурения от 0 до 905 метров по формуле (2.18):

D_тб = 0,9 • 295,3 = 265,7 мм;

Рассчитывается диаметр турбобура на интервале бурения от 300 до 1390 метров по формуле (2.18):

D_тб = 0,9 • 215,9 = 194,3 мм.

Номинальный крутящий момент (М_кр) на долоте рассчитывается по формуле:

М_кр = М_уд • G_ос, (2.19)

где М_уд - удельный момент на долоте, Н•м / кН;

G_ос - осевая нагрузка на долото, кН.

М_уд = и • 1,2 • D_д, (2.20)

где и - опытный коэффициент, для шарошечных долот и равен 1 Н•м / кН;

D_д - диаметр долота, см.

Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 0 до 905 метров по формулам (2.19), (2.20):

М_уд = 1 • 1,2 • 29,53 = 35,436 Н•м / кН;

М_кр = 35,436 • 74 = 2622,26 Н•м.

Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 905 до 1740 метров по формулам (2.19), (2.20):

М_уд = 1 • 1,2 • 21,59 = 25,908 Н•м / кН;

М_кр = 25,908 • 184 = 4767 Н•м.

По полученным выше значениям выбираем турбобуры для соответствующих интервалов бурения.

Так как при бурении будут использоваться гидромониторные долота, следовательно, выбираются турбобуры шпиндельные, секционные потому что они выдерживают большие перепады и в них меньше потерь промывочной жидкости через уплотнительные элементы.

В соответствии с ГОСТ 26673-90 для бурения интервала под кондуктор будет использоваться турбобур 3ТСШ - 240, а для бурения интервала под эксплуатационную колонну 3ТСШ1 - 195.

Технические характеристики гидравлических забойных двигателей приведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 - Характеристика забойных гидравлических двигателей

Технические характеристики	Забойный двигатель
	3ТСШ - 240	3ТСШ1 - 195
Расход промывочной жидкости, л/с	32	30
Частота вращения вала, об/мин	420	400
Крутящий момент на валу, Н•м	2500	1300
Перепад давления, МПа	5	3,5
Длина, мм	23550	25905
Масса, кг	5980	4850
Присоединительная резьба: к долоту к бурильной колонне	3 - 147 3 - 171	3 - 121 3 - 147

2.6 Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов

Основными целями при вскрытии продуктивных горизонтов являются сохранение естественных коллекторских свойств пластов. При этом должны приниматься меры по предупреждению флюидопроявлений и поглащений промывочной жидкости.

Данные цели достигаются при соблюдении следующих условий:

· вскрытие пластов производить при циркуляции промывочной жидкости с минимальными закупоривающими способностями по отношению к коллектору и минимальной фильтрацией, для чего буровой раствор следует обрабатывать водорастворимыми полимерами (КМЦ, гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ - 10,11);

· вскрывать пласты с минимальным противодавлением на них со стороны столба промывочной жидкости за счет снижения его плотности до с = 1,12г/см³;

· снизить до минимально возможных параметры промывочной жидкости: условную вязкость (24 с), СНС (10/15 мгс/см²) и ДНС - для предупреждения гидроразрыва пласта. При этом должен обеспечиваться нормальный вынос выбуренной породы на поверхность;

· провести струйную обработку продуктивных пластов с помощью гидромониторного переводника;

До вскрытия продуктивного горизонта проводятся геофизические работы с целью стратиграфической привязки вскрываемого разреза и контроля состояния ствола скважины.

Перед вскрытием продуктивных пластов необходимо провести:

· обучение членов буровой бригады практическим действиям по ликвидации флюидопроявлений и открытых фонтанов согласно “Инструкции практических действий буровых вахт в случае нефтегазопроявлений или внезапного выброса при бурении скважин на нефть и газ”;

· учебную тревогу.

Перед вскрытием продуктивных пластов буровой мастер обязан проверить работоспособность противовыбросового оборудования, результаты проверки занести в «Журнал технического состояния оборудования».

При проведении СПО с бурильными и обсадными трубами следует производить постоянный долив бурового раствора в скважину.

2.7 Обоснование критериев рациональной отработки долот

Под показателем отработки долот подразумеваются данные, которые позволяют оценить время работы инструмента. К таким данным можно отнести:

· проходка на долото;

· рейсовая скорость;

· механическая скорость бурения;

· стоимость одного метра бурения.

В зависимости от геолого-технических условий бурения могут быть применены те или иные критерии для оценки момента подъёма долота.

Проходка на долото позволяет судить о проделанной работе, измеряемой в единицах длины пробуренного ствола скважины. Для шарошечных долот проходка на долото как правило совпадает с проходкой за рейс, так как они в большинстве случаев выходят из строя в течении первого же рейса. При бурение мягких пород - проходка на долото максимальная, а при бурении более твердой породы - проходка на долото снижается.

Механическая скорость - является производной от проходки на долото по времени и поэтому неразрывно связано с первыми двумя показателями.

Средняя механическая скорость определяется по формуле:

V_м=h/t, м/ч (2.46)

где h - проходка на долото, м;

t - время бурения интервала, ч.

Для определения рейсовой скорости проектируется критерий момента максимальной рейсовой скорости (V_р), м/ч.

V_р = h_p / (t_v + t_спо), м/ч (2.47)

где h_p - проходка за отрезок времени, м;

t_v - время бурения, ч;

t_спо - время спускоподъемных операций, ч.

Для расчёта максимальной рейсовой скорости на ведущей трубе ставится метка и по ней определяется количество метров пробуренных за определённый промежуток времени. Подставив данные, рассчитывается Vp. С течением определенного равного предыдущему интервалу времени заново рассчитывается V_p, учитывается, что h_p равно уже сумме пробуренных метров за два интервала, а t_v будет равно времени затраченному на бурение этих интервалов.

По определению максимальной рейсовой скорости можно судить о времени отработки долота. В зависимости от категории породы время отработки увеличивается или уменьшается.

2.8 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны

Колонна бурильных труб обеспечивает подвод гидравлической мощности буровых насосов к долоту, забойному двигателю и забою скважины, передачу осевого усилия к долоту; доставку различного рода механизмов и устройств в заданные интервалы глубин при проведении геофизических исследований, аварийных работах и др. Она подвергается действию различных статических и динамических воздействий, при восприятии которых должна быть гарантирована безопасность и надежность ведения различных технологических процессов при строительстве скважин.

Бурильная колонна состоит из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легко-сплавных бурильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых переводников, центраторов и калибраторов.

Конструкция бурильной колонны определяется условиями бурения и конструкцией скважины.

Расчет бурильной колонны произведен по лицензионной программе.

Таблица 2.4 - Конструкция бурильной колонны

Номер секции	Тип бурильных труб	Длина	Вес
1 ступень УБТ	УБТ-178-90	133	19338,2
2 ступень УБТ	УБТ-146-74	8	781
1 секция КБТ	ТБПК-127-10	1006	28291,7
2 секция КБТ	ЛБТ-147-11	1533	15103,9
ИТОГО		2700	63514,8

Ведущая труба.

Наиболее распространены ведущие трубы с квадратным сечением сборной конструкции. Поскольку диаметр труб 147 мм выбираем ведущую трубу со стороной квадрата 140Х140 мм.

Выбор компоновки низа бурильной колонны (КНБК).

Вследствие многообразия одновременно действующих причин, способствующих искривлению скважин, практически невозможно бурить их в строго вертикальном направлении. Поэтому все вертикальные скважины в той или иной степени искривлены.

Для успешной проводки вертикальной скважины наибольшее распространение получили КНБК, основанные на использование “эффекта отвеса” или принцип центрирования КНБК в скважине.

Существует несколько путей создания КНБК, удовлетворяющей поставленным условиям.

Первый путь - установка над долотом в одноразмерной колонне УБТ одного центрирующего приспособления. При этом можно увеличить нагрузку на долото без опасности возрастания зенитного угла на 20 - 50% по сравнению с одноразмерной колонной без центрирующего приспособления.

Второй путь - установка в одноразмерной колонне УБТ на оптимальных расстояниях от долота двух центрирующих приспособлений. При этом можно увеличить нагрузку на долото без опасности возрастания зенитного угла на 10 - 40% по сравнению с применением в одноразмерной колонне одного центрирующего приспособления.

Установка трех и более центрирующих приспособлений в одноразмерной колонне УБТ не дает уже ощутимого прироста нагрузки на долото и поэтому не рекомендуется к применению.

Делая выводы из выше перечисленного выбираем следующие компоновка бурильной колонны (табл. 2.5).

Таблица 2.5 - Компоновка бурильной колонны

Интервал, м	Типоразмер, шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление	Назначение
От	До
1	2	3	4	5
0	50	1. III 393,7 СГВУ 2. УБТ	ГОСТ 20692 - 75 ТУ 14-3-835-79	Бурение под направление
50	905	1. III - 295,3 МСЗ - ГНУ 2. Калибратор 3. 8КС-295,3 СТ 4. ТШ-240 5. Центратор 6. ЦД 295,3 МСТ 7. УБТ 146 8. ТБПВ 127 * 10 9. ЛБТ 147 * 11	ГОСТ 20690-75 ОСТ 39-078-79 ГОСТ 26673-85 ОСТ 39-078-79 ТУ 14-3-835-79 ГОСТ 27834-95 ГОСТ 26673-85 ОСТ 39-078-79 ТУ 14-3-835-79	Бурение под кондуктор
905	1740	1. III - 215,9 МЗ - ГВ 2. Калибратор 3. КС-215,9 СТ 4. ТШ-195 5. УБТ 178 6. УБТ 146 7. ТБПВ 127 * 10 8. ЛБТ 147 * 11	ГОСТ 20690-75 ОСТ 39-078-79 ГОСТ 26673-85 ТУ 14-3-835-79	Бурение под эксплуатационную колонну

3. Технология работы поликристаллических долот

В настоящее время среди большого многообразия производителей буровых долот довольно трудно подобрать оптимальную программу для проводки скважин, которая позволит уменьшить сроки строительства скважин, увеличить механическую скорость бурения, а следовательно и уменьшить стоимость бурения в целом.

Целью данной работы является оценка экономической эффективности работы наиболее распространенных буровых долот, производителей: фирмы «Smith», «Security DBS», «Буринтех» и «ВБМ-сервис», на месторождении Фахуд.

3.1 Конструктивные особенности буровых долот основных производителей

3.1.1 Вооружение шарошечных долот

Вооружение современных шарошечных долот представлено двумя большими классами: долото с фрезерованными стальными армированными твердосплавными зубьями и долото с твердосплавными вставными зубками.

Однако необходимо отметить, что в последние годы предпринимаются успешные попытки объединить преимущества обоих классов в одной конструкции. Примером этого являются долота, выпускаемые фирмой Reed по технологии PMC (Powder Metal Cutter), шарошки которых, выполненные методом порошковой металлургии, имеют зубья, по своей геометрии аналогичные фрезерованным, но полностью облицованные твердым сплавом типа ВК. Из-за сложности данная технология пока не получила широкого распространения, хотя достоинства ее очевидны.

Твердосплавное вооружение

Твердосплавное вооружение современных шарошечных долот отличается большим разнообразием форм твердосплавных зубков и применением новых материалов для их изготовления, а также решениями по размещению зубков на поверхности шарошек.

Наряду с классическими клиновидной и конической формами зубков все более широкое применение получают зубки асимметричных форм (рис. 3.1).

Рисунок 3.1 - Вставные зубья шарошечных долот

По принципу конструирования зубки «Нимр» отличаются от прототипа формой вогнутой и выпуклой граней. Передняя вогнутая грань имеет сферическую форму, что позволяет полнее использовать эффект черпака и повышает способность к шламоотделению, особенно при использовании долот в пластичных породах.

Наиболее критической зоной шарошечного долота являются периферийные (калибрующие) венцы его шарошек, которые должны не только разрушать поверхность забоя скважины, но и формировать ее диаметр. В долотах серии «Magnum» используются два новых решения этой проблемы:

1. Поликристаллические (с алмазным рабочим слоем на твердосплавной основе) зубки в форме асимметричного клина (рис. 3.2) объединяют способность алмазных зубков с плоской вершиной сохранять диаметр долота с породоразрушающим действием зубков клиновой формы.



Рисунок 3.2. поликристаллические асимметричные зубки периферийного ряда

Проходка и механическая скорость бурения возрастают благодаря значительному снижению повреждения зубков из-за термического и абразивного износа по сравнению с обычными твердосплавными зубками. Использование в новых зубках алмазного слоя высокой плотности придает им устойчивость к ударным нагрузкам, сравнимую с твердым сплавом.

2. Дополнительные калибрующие венцы «Trucut». Такая конструкция вооружения разделяет функции каждого венца по разрушению породы, позволяя их оптимизировать. Зубки меньшего диаметра с алмазным покрытием, имеющие сферическую форму рабочей головки, выполняют основную работу по калиброванию стенки скважины. Увеличенный шаг позволяет зубкам более глубоко внедрятся в породу, увеличивая механическую скорость бурения, а большее пространство между зубками периферийного ряда способствует лучшей очистке забоя и удалению выбуренной породы. Меньшее фрезерующее действие на стенку скважины снижает износ зубков периферийного ряда, что позволяет выполнить их более агрессивной формы. Дополнительный ряд зубков, обрабатывающий стенку скважины, уменьшает скалывание и поломку предпериферийных зубков, вызываемых боковыми ударными нагрузками. В контакте со стенкой скважины находится большее число зубков, что уменьшает количество образующихся на стенке гребней породы и обеспечивает более плавное и стабильное вращение долота, положительно влияющее на увеличение долговечности его опор.