Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов

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 = θ ∙ 1,2 ∙ D_д, (2.20)

где θ – опытный коэффициент, для шарошечных долот θ 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
Частота вращения вала, об/мин
Крутящий момент на валу, Н∙м
Перепад давления, МПа		3,5
Длина, мм
Масса, кг
Присоединительная резьба: к долоту к бурильной колонне	3 – 147 3 – 171	3 – 121 3 – 147

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 ρ = 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.

Дата добавления: 2015-07-13