Выбор оптимального режима бурения на примере месторождения Самантепе - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Выбор оптимального режима бурения на примере месторождения Самантепе

Геолого-геофизическая характеристика месторождения Самантепе. Обоснование способа бурения и проектирование конструкции скважины. Определение породоразрушающего инструмента, расчет осевой нагрузки и частоты вращения. Проведение инженерных мероприятий.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН
БУХАРСКИЙ ИНЖЕНЕРНО ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ВЫСШИХ ТЕХНОЛОГИЙ
Кафедра: «Технологии переработки нефти и газа»
На тему: «ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА БУРЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ САМАНТЕПЕ»
1.1 Общие сведения о месторождении Самантепе
1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения
2.1 Выбор и обоснование способа бурения
2.2 Проектирование конструкции скважины
3.1 Выбор породоразрушающего инструмента
3.3 Выбор технологического режима бурения
5.1 Мероприятия по обеспечению безопасных и комфортных бытовых условий
5.2 Инженерные мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда на объекте проектирования
Впервые проектирование разработки месторождения Самантепе осуществлено в 1975 г. В результате был составлен «Проект разработки газоконденсатного месторождения Самантепе», утвержденный Центральной Комиссией Мингазпрома с годовым отбором газа 4 млрд. м 3 и фондом из 37 газодобывающих скважин.
Месторождение Самантепе было введено в разработку в 1986г. и эксплуатировалось Туркменгазпромом до марта 1993г., когда добыча газа была приостановлена по причине ограничения приема высокосернистого газа Мубарекским ГПЗ.
Учитывая увеличение потребности Узбекистана в углеводородах в 2005г. было принято решение о возобновлении добычи газа на месторождении Самантепе - на его участке, расположенном на территории РУз.
В этой связи, в 2005 г. институтом «УзЛИТИнефтгаз» был составлен «Проект опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатного месторождения Самантепе на территории Республики Узбекистан», который принят (по 2 варианту) с годовым отбором 1,5 млрд. м 3 и действующим фондом из 15 скважин. В соответствии с этим проектом в 2006г. была возобновлена добыча газа на рассматриваемом месторождении.
В этом же году были пересчитаны запасы углеводородов и сопутствующих компонентов участка месторождения Самантепе на территории РУз, которые были утверждены ГКЗ (протокол № 282 от 28.12.2006 г.) в количествах:
газ (сырой/сухой) - 39043/39036 млн.м 3
конденсат (геол./извл.)- 549/488 тыс.т
За истекший период возобновления разработки месторождения Самантепе (2006-2008 гг.) практически были выполнены задачи ОПЭ, поставленные в действующем проекте. Это обстоятельство, наряду с утверждением более высоких запасов, является актуальной задачей разработки месторождения Самантепе.
1.1 Общие сведения по месторождению Самантепе
месторождение геофизический бурение скважина
Самантепинское газоконденсатное месторождение, открытое в 1964 г., расположено на территории Каракульского района Бухарской области Республики Узбекистан и Туркменабадского района Республики Туркменистан, в 50 км к юго-востоку от г. Чарджоу, на правобережье реки Амударьи.
В орографическом отношении район месторождения представляет собой пустынную равнину с абсолютными отметками (от + 190 до + 206 м). Водные источники на площади отсутствуют. Питьевая вода при поисково-разведочных работах доставлялась из г. Фараб, расположенного в 30 км к северо-западу от месторождения Самантепе. Грунтовые воды залегают на глубине до 30 м, их минерализация колеблется от 16 г/л до 24 г/л, дебит воды при откачке составляет 100 м 3 /сутки.
Климат района резко континентальный и характеризуется жарким, сухим летом и прохладной зимой, максимальная температура летом + 50 °С, зимой - 20 °С.
Дороги в районе месторождения отсутствуют. Ближайшие транспортные артерии - железная дорога, связывающая города Туркменабад с Бухарой, и идущее параллельно ей асфальтовое шоссе - расположены в 50 км к северо-западу. Ближайший магистральный газопровод БГР-Ташкент - Бешкек-Алма-Аты и Мубарекский газоперерабатывающий завод располагаются в 100 км к северо-востоку от месторождения.
На расстоянии 2-5 км к северу и северо-востоку от месторождения Самантепе располагается газоконденсатное месторождение Денгизкуль, разработка которого ведется с 1981 г. с подачей газа на Мубарекский ГПЗ.
По территории месторождения Самантепе проходит Государственная граница между Туркменией и Узбекистаном. Площадь части месторождения, расположенной на территории Республики Узбекистан, составляет 94,3 км 2 .
Первооткрывательницей месторождения Самантепе является поисковая скважина 2, в которой в 1964 г. из подсолевых верхнеюрских карбонатных отложений был получен промышленный приток газа с конденсатом.
Промышленная газоносность месторождения Самантепе приурочена к отложениям верхней юры, включающих в себя сульфатно-карбонатную пачку, пластовые и массивные известняки. Разведка месторождения была завершена в 1969 г. Всего на месторождении пробурены 22 поисково-разведочные скважины общим метражом 57803 м. Все скважины были ликвидированы как выполнившие свое назначение.
По результатам геолого-разведочных работ в 1970 году были подсчитаны запасы, которые утверждены ГКЗ (протокол № 6047 от 18.09.1970 г.) в количествах: газа (сырой/сухой) - 101,374/101,353 млрд.м 3 , конденсата (геол./извл.) - 1824/1642 тыс.т., серы - 4288 тыс.т.
Месторождение Самантепе введено в разработку в 1986 году. Добыча газа была приостановлена в 1993 году, в связи с ограничением приёма высокосернистого газа Мубарекским ГПЗ.
Всего за период 1986-1993 гг. было добыто 16,2 млрд. м 3 газа и 199 тыс.т. конденсата. Для эксплуатации месторождения было пробурено 28 эксплуатационных скважин, общим метражом 70504 м.
В пределах Узбекской части месторождения пробурены 5 разведочных скважин (скв. 7, 8, 11, 15, 17), и эксплуатационная скважина 36, из которой до 1993 г. было добыто 109 млн.м 3 газа и 2,0 тыс.т конденсата.
В 2002 г. АК «Узгеонефтегаздобыча» выполнен подсчет запасов по Узбекской части Самантепинского месторождения. При этом, подсчетные параметры, в связи с отсутствием новой информации, были приняты в соответствии с утвержденными ГКЗ в 1970 г. В результате на баланс Республики были приняты остаточные запасы: газа сухого 13,75 млрд.м 3 , извлекаемого конденсата - 231 тыс. т и серы - 582 тыс. т. ГКЗ РУз от утверждения этих запасов воздержалось, в связи с недостаточностью геологической, промыслово-геофизической информации и материалов опытно-промышленной эксплуатации.
Учитывая возрастающую потребность Узбекистана в углеводородах, в 2005 г. было принято решение о возобновлении добычи газа на месторождении Самантепе - участке расположенном на территории РУз.
Из-за технической непригодности скважины 36 для возобновления добычи газа и дальнейшей разработки месторождения, приказом НХК «Узбекнефтегаз» от 15.07.2005 г., № 56-6 было решено бурить новые эксплуатационные скважины и выполнить оценку запасов углеводородов на части месторождения Самантепе, находящейся на территории РУз.
В этой связи в 2005, 2006 годах в приграничной зоне на территории РУз были пробурены 4 эксплуатационные скважины. Результаты бурения, испытания этих скважин, в совокупности с данными ГРР, явились основанием для подсчета запасов газа, конденсата, серы и сопутствующих компонентов Узбекской части Самантепинского месторождения, который был выполнен в 2006 г. ОМП(ПЗ) ОАО «Узбекгеофизика». ГКЗ Республики Узбекистан утвердила (протокол № 282 от 28.12.2006 г.) остаточные запасы (за вычетом добычи до 1993 г.) по промышленной категории С 1 в следующих количествах:
Участок месторождения Самантепе на территории РУз был введен в ОПЭ в 2006 г. с подачей добываемого газа на УКПГ Уртабулак, для промысловой подготовки, и далее на Мубарекский ГПЗ (МГПЗ) - для очистки от кислых компонентов перед подачей в систему магистральных газопроводов.
Со времени ввода и по настоящее время разработка месторождения осуществляется в соответствии с проектом ОПЭ, выполненном ОАО «УзЛИТИнефтгаз» в 2005 г.
За истекшие более чем два с половиной года разработки задачи ОПЭ, поставленные в проектном документе, практически выполнены.
Задачей настоящей работы является - базируясь на результатах ГРР и ОПЭ выполнить проект промышленной разработки месторождения Самантепе на территории РУз.
1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения
В геологическом строении месторождения Самантепе принимают участие палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения.
Палеозойская группа (Pz). Палеозойские отложения на Самантепинском месторождении не вскрыты ни одной разведочной скважиной. По аналогии с близлежащими площадями Наразым, Сакар, Фараб можно предположить, что отложения палеозойского возраста представлены мраморированными известняками, кварцитами и гранитами. Залегающие на них пермотриасовые отложения, толщина которых на соседнем месторождении Фараб составляет 160-245 м, представлена толщей конгломератов, практически лишены коллекторов.
Глубина залегания палеозойских отложений по данным КМПВ 3500-4000 м.
Мезозойская группа (Mz). Отложения мезозоя залегают со стратиграфическим несогласием на пермотриасовых осадках и представлены юрскими и меловыми осадочными образованиями.
Юрская система (J). Отложения юры на Самантепинском месторождении вскрыты всеми разведочными скважинами и по литологическому составу и условиям образования снизу-вверх подразделяются на три толщи: терригенную, карбонатную и соляно-ангидритовую.
Терригенная юра (J 1+2 ). Нижнесреднеюрские отложения юры на Самантепинском месторождении вскрыты в 2-х скважинах (скв. 10 и 20), причем вскрыта, только верхняя часть (мощностью 52 м и 292 м соответственно).
На площадях, где терригенная юра вскрыта на полную мощность, четко наблюдается двухчленное строение толщи: нижняя часть сложена преимущественно континентальными отложениями, верхняя - преимущественно лагунно-морскими образованиями.
Континентальная толща терригенной юры сложена в основном, аргиллитами с тонкими прослоями алевролитов и песчаников.
Предполагаемая мощность терригенной толщи - 1000- 1250 м.
Средний келловей-оксфорд (J 3 ). По характеру разреза площадь Самантепе расположена в предрифовых фациях. На отложениях терригенной юры согласно залегает мощная карбонатная толща, в разрезе которой по литолого-петрофизической и промыслово-геофизической характеристике четко выделяются (снизу-вверх): XVI, XVa, XV 3 , XV 2 , XV 1 горизонты, представленные массивными пластовыми известняками и сульфатно-карбонатной толщей.
Указанные горизонты выделены по стратиграфическому принципу.
На полную мощность эти отложения вскрыты в скважинах 10, 20, в том числе на территории Республики Узбекистан в скважине 20, где их мощность составила 426 м. В остальных скважинах эти отложения вскрыты не на полную мощность, а только на 50-100 м ниже ГВК.
XVI горизонт - сложен преимущественно глубоководными известняками, плотными, крепкими, глинистыми, массивными, с различным содержанием детрита, нижняя часть XVI горизонта более глинистая.
Проницаемые породы с межзерновой пористостью в разрезе горизонта практически отсутствуют.
ХVа горизонт - состоит из водорослевых, комковатых и афонитовых известняков, накапливающихся преимущественно в мелководных условиях открытого морского шельфа.
Отложения этого горизонта распространены повсеместно, но мощность его изменяется от 25 м до 40 м в зависимости от афонитовых и структурных (водорослевых, комковатых) известняков. Последние представляют собой небольшие органогенные постройки, образованные водорослями - рифостроителями.
XV 3 горизонт - представлен относительно глубоководными, преимущественно афонитовыми, плотными, в различной степени глинистыми известняками. Верхняя часть этого горизонта характеризуется повышенной гамма-активностью и надежно коррелируется по всем скважинам.
XV 2 горизонт (массивные известняки) - представлен известняками органогенно-обломочными, водорослевыми, комковато-водорослевыми доломитами - светло-серого цвета, пористыми, местами кавернозными с включениями прозрачного белого минерала средней крепости и плотности. Мощность XV2 горизонта колеблется в пределах 75-87 м.
XV 1 горизонт - по условиям образования и строению подразделяется на две пачки: нижнюю (пластовые известняки) характеризующуюся сложным строением, обусловленную частым чередованием плотных и пористых известняков. В литологическом составе здесь преобладают известняки водорослевые и комковато-водорослевые и, в меньшем объеме, присутствуют афонитовые. Известняки светло-серые, органогенно-обломочные, трещиноватые с небольшими кавернами, средней крепости и плотности.
Верхнеюрские карбонатные отложения (J 3 ). Массивные и пластовые известняки вместе с ангидритовой пачкой образуют единый природный
резервуар, к которому приурочена массивная газоконденсатная залежь с общим газоводяным контактом.
Кимеридж-титон (J k + t ). Юрский разрез заканчивается отложениями кимеридж-титона, представленными мощной соляно-ангидритовой толщей, в разрезе которой по литологическим признакам четко выделяется пять пачек.
В верхней части СКП залегает пласт ангидритов, получивший в практике геолого-разведочных работ название "нижних" ангидритов, представленных в основном от темно - до светло-серых ангидритов, крепких трещиноватых.
Мощность, "нижних" солей меняется в пределах 78-121м.
Меловая система (К). Отложения мела на Самантепинском месторождении вскрыты всеми разведочными скважинами и представлены обоими отделами нижним и верхним, сложенных преимущественно терригенными отложениями.
Нижнемеловой отдел (K 1 ). Отложения нижнего мела представлены континентальными лагунами и морскими осадками, которые без видимого несогласия залегают на подстилающих накоплениях кимеридж'-титона.
Неокомский надъярус (K 1 ). Отложения неокома имеют четко выраженное четырехчленное строение.
Нижняя пачка, сложенная красновато-коричневыми известково-алевролитистыми глинами с редкими маломощными пропластками алевролитов и реже песчаников. Мощность этой пачки 35-40 м.
Выше залегает пачка песчаников и алевролитов (XIV горизонт) коричневых и темно-коричневых, мелкозернистых, крепких, слабослюдистых. Среди песчаников и алевролитов встречаются пропластки коричневых крепких, слюдистых глин и включения единичын гнезд ангидритов. Мощность XIV горизонта составляет 60-70 м.
Аптский ярус (K 1 ). Отложения аптского яруса включают в себя большую часть XII горизонта за исключением верхней пачки песчаников мощностью порядка 20 м.
Альбский ярус (K 1 ). Отложения альбского яруса по промыслово-геофизической характеристике подразделяется на четыре пачки. Нижняя пачка сложена почти исключительно глинами, В основании пачки выделяется пласт песчаников, который, как указывалось выше, относится к XII горизонту. Глины голубовато-серые с тонкими прослоями алевролитов.
Мощность альба составляет 320-ЗЗОм.
Сеноманский ярус. В отложениях сеномана выделяются два горизонта X и IX разделенные пачкой глин. В нижней части сеноманского разреза, входящей в состав X горизонта, преобладают песчаники и алевролиты, в виде небольших прослоев присутствуют глины. Выше залегает пачка представленная переслаиванием глин и алевролитов с прослоями песчаников, также входящая в состав X горизонта. В разрезе X горизонта отмечаются прослои известняка-ракушника. Мощность горизонта составляет 160-170 м.
Мощность сеноманских отложений 215-277 м.
Туронский ярус (К 2 ). В нижней части туронского яруса залегает пачка песчанистых глин мощностью около 30 м, являющаяся верхней частью IX горизонта. Выше залегает мощная толща серых, плотных, жирных на ощупь глин, служащих покрышкой IX горизонта.
Мощность туронских отложений составляет 264-316 м.
Сенонский надъярус (К 2 ). Отложения сенона на Самантепинском месторождении четко подразделяются на 3 пачки.
Нижняя пачка мощностью порядка 50-70 м представлена, в основном, серыми глинами с тонкими прослоями глинистых песчаников и известняков.
Средняя пачка мощность порядка 150-200 м представлена зеленовато- серыми разнозернистыми песчаниками с прослоями глин.
Мощность сенонских отложений составляет 500-530 м.
Палеоцен (бухарские слои) (P 1 ). Нижний отдел палеогена представлен известняками серыми, светло-коричневыми, загипсованными, кавернозными. Мощность бухарских слоев составляет 70 м до 87 м.
Эоцен (Р 2 ). В нижней части выделяется пачка темно-серых, черных, сланцеватых глин, мощностью до 50 м (сузакские слои). Выше залегает толща зеленовато-серых глин среднего эоцена, на которых с размывом залегает неоген- антропогеновые континентальные образования. Сохранившаяся мощность эоценовых отложений изменяется от 10 м до 123 м.
Неогеновая система (N). Отложения неогена представлены глинистыми песчаниками, коричневыми, буровато-серыми. Они с размывом залегают на
различных горизонтах палеогена. Мощность неогеновых отложений изменяются от 0 до 248 м.
Четвертичные отложения (Q). Представлены песками светло-коричневыми, серовато-желтыми с включениями мелкой гальки. Мощность до 10м.
Сведения о глубинах залегания и мощностях продуктивных пачек по месторождению в целом, в том числе по скважинам, находящихся на территории Республики Узбекистан, приведены в таблице 2.1.
Самантепинское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинальной складке субширотного простирания, расположенной на южном склоне Денгизкульского поднятия Чарджоуской ступени Амударьинской синеклизы. Складка имеет размер 28x19 км при высоте в надсолевых отложениях до 300 м и в подсолевых - не менее 225 м.
Дугообразная выпуклая ось складки обращена выпуклостью на юг. На северо-востоке неглубокой мульдой 23-25 м Самантепинская складка отделена от Хаузакской.
Складка очень пологая, углы падения 1,5-2°, лишь на южном крыле в подсолевых отложениях углы падения достигают 3-3,5°. Юго-восточное крыло складки осложнено двумя сбросами западного падения. Возраст сбросов ранне- или донеогеновый. Эти нарушения отделяют Самантепинскую складку от находящейся к юго-востоку от нее Наразымской. Больший из них пересекает всю толщу осадочных пород. Амплитуда его в надсолевых отложениях 220 м в подсолевых - около 300 м.
Продуктивные отложения пересекаются первым сбросом в пределах юго-западного замыкания контура газоносности. Амплитуда второго нарушения в меловых отложениях западной периклинали достигает 150 м. С глубиной (в солях) и по простиранию (в пределах южного крыла) этот сброс затухает.
В 1996-2002 гг. в пределах Узбекской части Самантепинского месторождения отработан ряд сейсмических профилей ОГТ с/п № 03/96-98, 04/98-2002. В результате изучено глубинное строение площади по кровле нижних ангидритов верхней юры. Согласно структурной карте по отражающему горизонту (Т5) - кровле нижних ангидритов (Зуев С.Н., Божан А.В., 2004 г.), Узбекская часть месторождения Самантепе представляет собой переклинальную часть крупной
2.1 Выбор и обоснование способа бурения
Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического бурения - ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки. Ударный способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах Узбекистана, следовательно, на проектируемой скважине применяем вращательное бурение.
При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.
Существует две разновидности вращательного бурения - роторный и с забойными двигателями.
При бурении с забойным двигателем долото привинчено к валу, а бурильная колонна - к корпусу двигателя. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).
При роторном бурении мощность от двигателей передается через лебедку к ротору - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы и привинченных к ней с помощью специального переводника бурильных труб.
2.2 Проектирование конструкции скважины
Конструкция газовой или газоконденсатной скважины должна выбираться с учетом конкретных особенностей не только данного месторождения, но и каждой отдельной скважины. Она зависит от геологических условий, глубины залегания и пластового давления эксплуатационного объекта, физико-механических и других свойств горных пород и характера осложнений в процессе бурения. Кроме того, конструкция должна разрабатываться с учетом максимально возможной экономии пластовой энергии и получения больших дебитов газа. Эти два требования определяют выбор диаметра эксплуатационной колонны, которая в свою очередь является основным элементом конструкции скважины, так как от ее диаметра зависят диаметры остальных обсадных колонн [1].
Выбор конструкции скважины зависит также от комплекса неуправляемых и управляемых факторов.
· К неуправляемым факторам следует отнести геологические условия месторождения: глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления, а также давления гидроразрыва проходимых пород; физико-механические свойства и состояние пород, вскрываемых скважиной с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т.д.
· К управляемым факторам можно отнести способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия продуктивных горизонтов; материально-техническое обеспечение.
Конструкция скважины считается рациональной, если она обеспечивает минимальную стоимость ее строительства, а также выполнение технических (существующие технические средства и материалы, условия их доставки), технологических (освоенные технологические приемы, организация труда основных и вспомогательных подразделений) и геологических (проявление пластовых флюидов, поглощение буровых и тампонажных растворов, обвалообразование и пластическое течение горных пород) ограничений и требований к надежности и долговечности скважины (обеспечение успешного испытания, освоения и эксплуатации)[8].
Расчет и обоснование конечного, промежуточного и начального диаметров бурения.
Строительство скважины состоит из двух последовательно идущих процессов: бурения скважины и ее крепления. Бурение - это разрушение пород и создание ствола скважины. Цель крепления ствола скважины - во-первых, закрепить ее стенки, сделать их устойчивыми против усилий, создаваемых боковым давлением пород, и, во-вторых, изолировать друг от друга разнородные пласты.
Основным элементом при сооружении скважины является ее технический разрез, т.е. конструкция скважины, которая определяется диаметром, глубиной спуска и числом обсадных колонн, толщиной стенок труб, диаметром самой скважины на разных ее глубинах, высотой подъема цемента за трубами.
Для бурения скважины под кондуктор выбираем долото диаметром 393,7 мм[5].
Таким образом, предусматривается следующая конструкция скважины Самантепе:
· Шахтное направление длиной 30 метров и диаметром 530 мм, спускается для предохранения устья от размыва буровым раствором и для обвязки устья с желобной системой, забивается электровибратором;
· Кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 1020 метров, цементируется до устья. Предназначен для изоляции и предохранения вод хозяйственно-питьевого назначения, перекрытия неустойчивых отложений и установки противовыбросного оборудования.
· Промежуточная колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 2450 метров, цементируется до устья. Предназначена для перекрытия неустойчивых отложений понта, меотиса; верхнего, среднего и большей части нижнего сармата и установки противовыбросного оборудования.
· Эксплуатационная колонна диаметром 140 мм спускается на глубину 3025 метров, цементируется в интервале 3025-1850 метров. Служит для разобщения вскрытых пластов, опробования и эксплуатации продуктивного горизонта[5].
3.1 Выбор породоразрушающего инструмента
Выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на информации о физико-механических свойствах пород и литологическом строении разреза пород и, во многом, зависит от конкретных региональных условий.
Долото является рабочим инструментом, разрушающим породу и осуществляющим углубление забоя в процессе бурения скважины.
Эффективность разрушения разнообразных по своим физико-механическим свойствам горных пород может быть достигнута при различном действии на них зубьев долота. Одни породы разрушаются от ударов или в результате дробления, другие - под действием сдвига или резания, третьи - вследствие комбинации этих действий.
Для однородных твердых пород необходимы долота с большим дробящим действием; для мягких однородных пород - долота с большим сдвигающе-скалывающим действием и высокими острыми зубьями, а для твердых пород, перемежающихся мягкими пропластками, следует применять долота не только с дробящим действием, но и сдвигающим.
По назначению буровые долота подразделяются на три вида:
· долота сплошного бурения - для углубления забоя по всей площади;
· колонковые долота - для углубления забоя по кольцу с оставлением в центре нервыбуренного столбика (керна) породы, который в последующем извлекается на поверхность;
· долота специального назначения, используемые для различных вспомогательных работ: разбуривания цементного камня в колонне, забуривания (зарезки) второго наклонного ствола, исправления кривизны скважины, ловильных работ, расширения отдельных интервалов ствола скважины и т.д.
По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются следующим образом.
· долота режуще-скалывающего действия, разрушающие по роду лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназначены они для разбуривания мягких пород.
· долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие по роду зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота. При вращении долота наряду с дробящим действием зубья (штыри) шарошек, проскальзывая по забою скважины, скалывают (срезают) породу, за счет чего повышается эффективность разрушения пород. Следует отметить, что выпускаются буровые долота и бурильные головки только дробящего действия. При работе этими долотами породы разрушаются в результате динамического воздействия (ударов) зубьев шарошек по забою скважины. Перечисленные долота и бурильные головки предназначены для разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород.
· долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающиеся в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. Долота с алмазными зернами и твердосплавными штырями в торцевой части применяются для бурения неабразивных пород средней твердости и твердых; долота лопастные армированные алмазными зернами или твердосплавными штырями -- для разбуривания перемежающихся по твердости абразивных и неабразивных пород.
Долота для сплошного бурения и бурильные головки для колонкового бурения предназначены для углубления скважины. Выпускаются они различных типов, что позволяет подбирать нужное долото.
Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением.
Три лапы сваривают между собой. На верхнем конце конструкции нарезана замковая присоединительная резьба. Каждая лапа в нижней части завершается цапфой, на которой проточены беговые дорожки под шарики и ролики. На цапфе через систему подшипников устанавливается шарошка с беговыми дорожками. Тело шарошки оснащено фрезерованными стальными зубьями, размещенными по венцам. На торце со стороны присоединительной резьбы выбиваются шифр долота, его порядковый номер, год изготовления.
Шарошечные долота изготавливают как с центральной, так и с боковой системой промывки. На лапах долота с боковой гидромониторной системой промывки выполнены специальные утолщения - приливы с промывочными каналами и гнездами для установки гидромониторных насадок
При центральной промывке забоя лучше очищаются от шлама центр забоя и вершины шарошек, шлам беспрепятственно выносится в наддолотную зону. Однако при высокой скорости углубки забоя трудно подвести к долоту необходимую гидравлическую мощность, требуемую для качественной очистки забоя (перепад давления на долотах с центральной промывкой не превышает 0,5-1,5 МПа). Боковая гидромониторная промывка обеспечивает лучшую очистку наиболее зашламованной периферийной части забоя, позволяет подвести к долоту большую гидравлическую мощность (перепад давления на долотах с гидромониторной промывкой достигает 5-15 МПа). Однако мощные струи бурового раствора, выходящие из гидромониторных насадок экранируют транспортирование шлама через проемы между секциями долота, поэтому часть шлама циркулирует некоторое время в зоне действия шарошек и переизмельчается, а часть - транспортируется в зазорах между стенкой скважины и спинками лап. Поэтому зачастую переходят на ассиметричную систему промывки, заглушая одну или две гидромониторные насадки для повышения пропускной способности основных транспортных каналов долота.
По ГОСТ 20692 «Долота шарошечные» предусматривается выпуск долот диаметром 76-508мм трех разновидностей: одно- двух- и трех-шарошечных. Наибольший объем бурения нефтяных и газовых скважин приходится на трехшарошечные долота диаметрами 190,5; 215,9; 269,9; 295,3 мм.
По материалу вооружения шарошечные долота делятся на два класса:
1 класс - долота с фрезерованным стальным вооружением для бурения малоабразивных пород (М, МС, С, СТ, Т, ТК);
2 класс - долота со вставным твердосплавным вооружением для бурения абразивных пород (МЗ, МСЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К, ОК)
Условное обозначение (шифр) долота:
215,9 - номинальный диаметр долота, мм;
С - тип долота (для бурения пород средней твердости);
Г - боковая гидромониторная промывка;
Н - опора для низкооборотного бурения на одном подшипнике скольжения;
У - опора маслонаполненная с уплотнительной манжетой;
Типы и область применения шарошечных долот приведены в табл. 2.10.
Таблица 2. Типы и область прим
Выбор оптимального режима бурения на примере месторождения Самантепе дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: The Importance Of Drug Testing In College
Курсовая работа по теме Диктофонная техника
Реферат по теме Социология и современные цивилизации
Что думают женщины по поводу размеров мужского члена?
Курсовая работа по теме Роль профессора Ваганововой и ее вклад в историю русского классического танца
Курсовая работа по теме Психосоциальная терапия в практике социальной работы
Курсовая работа по теме Особенности маркетинга инноваций
Контрольная работа: Озеленение города Ставрополя
Политическая Психология Реферат
Дипломная Работа Фильм Испания Смотреть
Реферат На Тему Совершенствование Технологий И Технических Средств Поверхностной Обработки Почвы
Курсовая работа по теме Эмоции (виды, особенности, подходы к изучению)
Реферат: Постмодернизм в культуре и искусстве
Дипломная работа по теме Обучение иноязычной культуре через иностранный язык в условиях общеобразовательной школы
Реферат: Задачи автоматизации. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа: Історія Почаївської Лаври
Горный Туризм Реферат
Факторы народного воспитания
Отчет Практика Судебные
Жердің Пайда Болуы Туралы Шағын Эссе Жазу
Физическая природа и источники радиационной опасности для человека, объектов и природной среды - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда реферат
Аудит и аудиторская деятельность - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Методика аудиторской проверки учета расчетов по оплате труда и соблюдения трудового законодательства - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа