Проект на бурение скважин в районе деятельности СУБР-1 "ОАО Сургутнефтегаз"

Осевое усилие, приложенное к долоту, при бурении распределяется по его рабочей поверхности неравномерно и очень сильно возрастает в центральной части рабочей поверхности. Поэтому с целью исключения аномального разрушения алмазов, большинство долот изготовляются с вогнутой (воронкообразной) внутренней рабочей поверхностью. Вогнутая форма центральной части способствует также стабилизации направления ствола скважины, образуемого в результате работы долота.

Алмазные долота также различаются по типу (материалу) спекаемой матрицы, по форме лопастей (секторов) и калибрующей части, по схеме раскладки алмазов на рабочей поверхности и по другим признакам.

Контуры рабочих поверхностей алмазных долот показаны на рисунке 9.

В шифре алмазного долота буква Д означает “долото”, Р-радиальное, И-импрегнированное, Т-ступенчатое с торовидными выступами, Л-лопастное, С (в левой части шифра до цифр) - синтетические алмазы. Цифра в правой части шифра показывает порядковый номер модификации.

Долота одного типа обычно выпускаются в нескольких модификациях.

Размеры алмазных долот по номинальному диаметру обычно смещены в меньшую сторону (около 2 мм) относительно шарошечных и лопастных долот, во избежание преждевременного истирания калибрующего вооружения или заклинивания долота в стволе скважины.

Алмазные долота в СНГ применяются для бурения мягких и средней твёрдости неабразивных пород.

Долота с резцами из поликристаллических алмазов

В 1971 году фирма «General Electric» (США) разработала и внедрила новую разновидность алмазных режущих элементов под названием «Compax». Режущие элементы состоят из слоя синтетического алмаза толщиной 0,51 мм, нанесенного на основание из твердосплавного материала. В последующем за рубежом начали выпускаться усовершенствованные режущие элементы под названием «Stratapax» (рисунок 11).

Они обладают очень высокой износостойкостью и выдерживают значительные ударные нагрузки, что соответствует главным требованиям к элементам вооружения долот режуще-скалывающего действия.

В настоящее время резцы из поликристаллических алмазов с успехом применяются при разработке новых высокоэффективных породоразрушающих инструментов режуще-скалывающего действия. По конструктивным особенностям они мало отличаются от обычных лопастных, секторных и других долот режуще-скалывающего действия. Благодаря высоким эксплуатационным качествам поликристаллических алмазов, показатели их работы в сопоставимых условиях значительно превышают показатели алмазных долот и долот ИСМ.

4.3 Объемы бурения скважин долотами различного типа и их показатели в целом по СУБР-1 ОАО «Сургутнефтегаз»

Таблица 25

Статическая обработка промысловых данных

В соответствии с карточкой отработки долот с Комсомольского месторождения

разбиваем разрез месторождения на режимные пачки.

Таблица 26. Разбивка разреза на режимные пачки.

Предварительная разбивка разреза на режимно-технологические пачки производится по условию конструкции скважины, параметрам БПР, близостью горных пород в пределах пачки, по литологии, механич. и абразивным свойствам, непрерывностью пачки и достаточной мощностью.

Т.к. I - IV пачки разбуриваются быстро то возможности для поиска оптимальных условий отсутствуют.

Таблица 27. Промысловые данные по анализируемым режимным пачкам.

Для бурения режимных пачек в большинстве случаев использовались следующие компоновки и осевая нагрузка.

IV Д 295,3 1ТСШ-240, G_д - вес инструмента

V Д 295,3 1ТСШ-240, G_д - вес инструмента

VI Д ЕHP-62A 3ТСШ-195,G_д = 18-21т

VII Д ЕHP-62A 3ТСШ-195,G_д = 18-21т

VIII Д ЕHP-62A 3ТСШ-195,G_д = 18-21т

Получим доверительные интервалы для каждой из пачек по V_M. Далее после исключения, значений не попадающих в доверительный интервал сравниваем пачки, используя нулевую гипотезу: для V и VI пачек уровень значимости P=0,95 т.е. пачки статистически не имеют различий; для пачек VI и VII уровень значимости P=0,95т.е. пачки статистически не имеют различий; для пачек VII и VIII уровень значимости P=0,95 т.е. пачки статистически не имеют различий. Объединим пачки V и VI; VII и VIII вместе.

Рассчитаем рейсовую скорость по формуле:

Где h - проходка;

t_б - время бурения;

t_СПО - время СПО;

Результаты сведем в следующие таблицы.

Таблица 28. Результаты анализа V-VI режимных пачек.

Таблица 29. Результаты анализа VII-VIII режимных пачек.

По результатам построим графики для V-VI и VII-VIII пачек.

По результатам расчетов составляем проектный режим бурения.

Таблица 30. Проектный режим бурения.

4.4 Критический анализ использования долот в предприятии

В «РН - Бурение» а непосредственно на Комсомольском месторождении скважины №9102 используются следующие типы долот:

Тип долот при бурении под направление: III-393,7 С-ГВ.

Тип долот при бурении под кондуктор: III-295,3

Тип долот при бурении под эксплуатационную колонну: 215,9ТЗ-ГНУ R05, 215,9МСЗ-ГНУ R01, 215,9 СЗГВ (215,9 НР62А-4шт)

Непосредственно по интервалам:

Интервал 0-50 м: долото III-393,7 С-ГВ

Интервал 50-150 м: долото III-295,3 СТ

Интервал 150-312 м: долото III-295,3 СТ

Интервал 312-740 м: долото III-295,3 МСЗ-ГНУ

Интервал 740-2144 м: долото 215,9 МЗ-ГВ

Интервал 2144-2918 м: долото 215,9 МЗ-ГАУ

4.5 Разработка рекомендации по повышению эффективности работ долот

Основными факторами, определяющими режим вращательного бурения:

1) тип и класс породоразрушающего инструмента.

2) режим работы породоразрушающего инструмента.

3) способ вращения породоразрушающего инструмента.

А основными факторами, определяющими режим работы породоразрушающего инструмента:

1) осевой нагрузкой на долото, кН.

2) частотой вращения долота, об/мин.

3) количеством промывочной жидкости или воздуха, подаваемых на забой для выноса разрушенной горной породы и охлаждения инструмента, м3/с.

Режим бурения для интервала 0-50 м.

Таблица 31. Параметры бурения

Таблица 32. Параметры бурового раствора

Режим бурения для интервала 50-150 м.

Таблица 33. Параметры бурения

Таблица 34. Параметры глинистого бурового раствора

Режим бурения для интервала 150-312 м.

Таблица 35. Параметры бурения

Таблица 36. Параметры соленасыщенного бурового раствора

Режим бурения для интервала 312-740 м.

Таблица 37. Параметры бурения

Таблица 38. Параметры промывочной жидкости (техническая вода)

Режим бурения для интервала 740-2144 м.

Таблица 39. Параметры бурения

Параметры промывочной жидкости (техническая вода)

Режим бурения для интервала 2144-2918 м.

Таблица 40. Параметры бурения

Таблица 41. Параметры промывочной жидкости (техническая вода)

4.5 Разборка рекомендаций по повышению эффективности работы долот

- Необходимо правильно подбирать гамму долот для наиболее высоких ТЭП.

- Необходимо правильно подбирать режим бурения особенно для долот PCD.

- Для лучшей работы долот необходимо применять хорошие рецептуры буровых растворов. За счет этого может увеличиться механическая скорость (лучшая очистка забоя), также увеличится срок службу долота (за счет лучшего охлаждения долота).

- Правильно подбирать компоновку с учетом типа долота.

- Соблюдать меры предосторожности при переноске и хранению долот особенно PDC.

5. Охрана окружающей среды и недр

5.1 Охрана окружающей среды

Сложные экологические условия промышленного освоения газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений обуславливает необходимость принципиального подхода к технологии ведения буровых работ в этом районе. Одним из основных требований, предъявляемых к технологическому строительству скважин, является предотвращение загрязнения окружающей среды в том числе поверхностных вод и рыбохозяйственных водоемов. Основными источниками загрязнений являются отработанный буровой раствор и выбуренная порода (шлам), которые содержат вещества опасные для флоры и фауны. Снижение этого воздействия может быть достигнуто применением малотоксичных рецептур промывочной жидкости, обеспечивающих сокращение объема жидких и твердых отходов бурения, а также их повторного использования. Применении малотоксичных полимерглинистых растворов определяют требования к технике безопасности при работе с данными типами промывочной жидкости.

5.2 Мероприятия по охране недр

С целью охраны почв от нарушения и загрязнения в процессе строительства скважин необходимо проводить все работы лишь в пределах территорий, отведенных предприятием во временное и постоянное пользование.

Приготовление бурового раствора и его химическая обработка в процессе бурения осуществляется в емкостной системе буровой установки техническими средствами исключающими загрязнение кустовой площадки глинопорошком, химреагентами и буровым раствором. Для химической обработки промывочной жидкости используются высокоэффективные реагенты, выпускаемые согласно ГОСТу или ТУ.

Промывочная жидкость при бурении под техническую и эксплуатационную колонну готовится из выбуренной глинистой породы, что позволяет сохранить выход её на поверхность и тем самым снизить объем твердых отходов при бурении. Химическая обработка промывочной жидкости предусматривает малоотходную технологию промывки и возможность повторного использования бурового раствора при бурении последующих скважин и куста. Это позволяет сохранить объем водопотребления и расход материалов, а также сократить объем сбрасываемого отработанного глинистого раствора.

По данным комплексных санитарно-токсилогических исследований установлены экологические нормативы (ПДК) на отходы бурения скважин:

- полиминеральный шлам 12,5 мг/л;

- отработанный буровой раствор 3,2-8 мг/л;

Отработанный буровой раствор и полимерный шлам по ступени воздействия на организм по ГОСТ12.1-007-76 относятся к веществам 4 класса опасности.

Шлам и песок с вибросит и гидроциклонов, а также избыточный буровой раствор по желобам отводят в накопитель со специальным покрытием, препятствующее фильтрации жидкости в тело насыпи и почвенный грунт.

С целью защиты окружающей среды от воздействия хим.реагентов, цемента и глинопорошка все химвещества доставляют на буровую в заводской упаковке, полиэтиленовых мешках, резино-кордовых или металлических контейнерах и хранят в специально отведенных помещениях.

С целью предупреждения газовых выбросов и загрязнения воздушного бассейна плотность бурового раствора и его параметры должны соответствовать параметрам, указанным в ГТН кроме того реализуются следующие мероприятия:

- подъем бурового инструмента при вскрытии продуктивных горизонтов производится только после выравнивания параметров до указанных в ГТН по всему объему циркулирующей жидкости;

- при насыщении промывочной жидкости газом свыше 1% или снижения плотности более, чем на 0,2 г/см3 произвести дегазацию;

- при повышенном содержании газа (> 1%) снизить механическую скорость бурения до величин, обеспечивающих возможность полной дегазации бурового раствора.

Для герметизации устья скважина оборудуется превенторной установкой, обвязку которой выполняют по утвержденной схеме, согласованной с органами ГОСГОРТЕХНАДЗОРА и военизированной частью по предупреждению и ликвидации нефтяных и газовых фонтанов.

Список использованной литературы

Расчеты при бурении наклонно-направленных скважин. Т.О. Акбулатов, Л.М. Левинсон, Уфа: 1994.

Спутник буровика. К.В. Иогансон, М: Недра, 1990.

Гидроаэромеханика в бурении. Е.Г. Леонов, В.И. Исаев, М: Недра, 1987.

Технология бурения разведочных скважин. А.Г. Калинин и др., М: Недра, 1998.

Технология бурения нефтяных и газовых скважин. М.Я. Беркович, М.Р. Мавлютов и др., М: Недра, 1969.

Методические указания каф. БНГС.

Размещено на Allbest.ru