Режимы бурения скважин

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное учреждение высшего профессионального образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовая работа

Режимы бурения скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Автор: 

студент группы

 

Проверил:

 

 

 

 

 

 

 

г. Тюмень, 2014г

 

 
 
Содержание

Введение

История бурения

 

1. Основная часть 

     -1 Основные технологические понятия и показатели бурения

     -2 Определение оптимальной нагрузки на долото

     -3 Определение момента и мощности на долоте

    -4 Основные технико-экономические показатели процесса бурения. Выбор рациональных (конструкций) типов долот

  Заключение 

Список литературы                          

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

В настоящее время бурение скважин, многоцелевое производство и современная промышленность предлагает большой выбор технических средств и технологий, в которых требуется разбираться, чтобы принять правильное решение. С каждым годом мы сталкиваемся со все более сложными задачами, связанными с бурением скважин. Сроки проведения работ сокращаются, а буровое оборудование становится все более сложным и разнообразным. Таким образом круг подбора различных методов бурения скважин и разновидностей оборудования неумолимо растет. Чтобы эффективность бурения была достаточно высокой и работы проводились в срок, необходимо подобрать соответствующий поставленной задаче (оптимальный) режим бурения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

История бурения

Бурение первых скважин в России относится к IX веку и связано с добычей растворов поваренной соли в районе г. Старая Русса. Соляной промысел получил большое развитие в XV..XVII вв., о чем свидетельствуют обнаруженные следы буровых скважин в окрестностях г. Соликамска. Их глубина достигала 100 м при начальном диаметре скважин до 1 м.

Стенки скважин часто обваливались. Поэтому для их крепления использовались или полые стволы деревьев или трубы, сплетенные из ивовой коры. В конце XIX в. стенки скважин стали крепить железными трубами. Их гнули из листового железа и склепывали. При углублении скважины трубы продвигали вслед за буровым инструментом (долотом); для этого их делали меньшего диаметра, чем предшествующие. Позднее эти трубы стали называть обсадными. Конструкция их со временем была усовершенствована: вместо клепанных они стали цельнотянутыми с резьбой на концах.

Первая скважина в США была пробурена для добычи соляного раствора близ г. Чарлстона в Западной Вирджинии в 1806 г. При дальнейших поисках рассолов в 1826 г. близ г. Бернсвилла в шт. Кентукки случайно была найдена нефть.

Первые упоминания о применении бурения для поисков нефти относятся к 30-м годам XIX века. На Тамани, прежде чем рыть нефтяные колодцы, производили предварительную разведку буравом. Очевидец оставил следующее описание: «Когда предполагают выкопать в новом месте колодец, то сначала пробуют буравом землю, вдавливая оный и подливая немного воды, дабы он ходше входил и по вынятию оного, есть ли будет держаться нефть, то на сем месте начинают копать четырехугольную яму».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ  ПОНЯТИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ БУРЕНИЯ

Выбор режимных параметров зависит от условий проводки скважины, способа бурения, конструктивных особенностей используемого долота, его диаметра, вооружения. Поэтому подбор вышеназванных параметров должен быть осуществлен на основе всестороннего анализа имеющихся данных с учетом полученных теоретических и экспериментальных зависимостей.

Эффективность процесса разрушения горных пород слагающих забой скважины определяется гармоничным сочетанием осевой нагрузки, числа оборотов, момента и мощности на долоте, обеспечивающих достижение максимальной механической скорости бурения.

Показателями бурения называются параметры, характеризующие количество и качество результатов проходки скважин. Главнейшими из них являются: скорость, стоимость 1 м пробуренной скважины, процент выхода керна, направление ствола скважины и др.

Режимом бурения называется сочетание параметров, которые могут изменяться бурильщиком.Так, например, при вращательном бурении основными параметрами режима бурения являются:

1) осевая нагрузка на  породоразрушающий инструмент;

2) частота вращения бурового  снаряда;

3) качество очистного  агента (воды, бурового раствора  или сжа-того воздуха);

4) объемный расход, т. е. объем  в единицу времени очистного  агента.

Различают следующие разновидности режимов бурения: оптимальный и специальный.

Оптимальным режимом бурения называется сочетание параметров режима бурения, обеспечивающих максимальную ско-рость бурения в данных геолого-технических условиях при данном типоразмере породоразрушающего инструмента и при обеспе-чении требуемых качественных показателей: надлежащего на-правления ствола скважины и высокого выхода керна.

Специальным режимом бурения называется сочетание специальных технологических задач. Например, взятие керна полезного ископаемого с помощью специальных технических средств, вы-прямление ствола скважины, искусственное искривление сква-жины в заданном направлении и др. В этом случае величина ско-рости бурения имеет подчиненное значение.

Рейсом бурения называется комплекс работ, затраченных на выполнение следующих рабочих операций: 1) спуск бурового снаряда в скважину; 2) чистое бурение, т. е. углубление сква-жины (основная операция); 3) подъем бурового снаряда из сква-жины.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ  ОПТИМАЛЬНОЙ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО

Нагрузка под воздействием которой достигается эффективное объемное разрушение горных пород в процессе бурения и максимальное значение скорости бурения называется оптимальной нагрузкой на долото.

 

На рисунке приведены экспериментальные кривые зависимости механической скорости проходки от осевой нагрузки, полученные профессором Л.А. Шрейнером.

Кривая 1 - теоретическая;

Кривая 2 - отражает три характерных процесса разрушения горных пород, а именно:

- поверхностное истирание (участок I), когда удельное давление значительно ниже предела прочности породы;

- усталостное разрушение (переходный участок) при достижении значений удельных давлений до величин, близких к пределу прочности породы, когда процесс разрушения становится объемным при многократном воздействии зубьев на породу;

- объемное разрушение (участок II), наиболее эффективное разрушение при достижении удельных давлений величины предела прочности породы

P ≥ Gсж

В этих условиях механическая скорость проходки шарошечными долотами возрастает линейно с увеличением осевой нагрузки.

Оптимальная осевая нагрузка для всех разновидностей породоразрушающего инструмента определяется по формуле

Gд = а Рш St  ( 1 )

где а = 0,47-0,97 - коэффициент учитывающий влияние забойных условий на твердость горных пород при данном способе бурения и тип породоразрушающего инструмента;

Рш - твердость разбуриваемых горных пород в условиях давления, определяемого по формуле

Рш = Рша + Р( 2 )

где Рша - твердость разбуриваемых горных пород в атмосферных

условиях, кН/м2 ;

Р - упрочнение пород от действия всестороннего сжатия, кН/м2;

St - площадь контакта зубьев долота с забоем, м2 (предполагается, что максимальное значение приобретает в случае, когда все шарошки опираются на два зуба по периферийным венцам), определяется по формуле

St= bc + 2 b ht tga/2 ( 3 )

где b – длина боковой стороны зуба, м;

c – ширина притупления зуба, м;

ht – величина внедрения зуба в породу забоя, м;

a - угол при вершине зуба.

Определение критической частоты вращения долота

Частота вращения долота при которой достигается объемное разрушение породы и максимальное значение механической скорости бурения, называют критической частотой вращения долота (nк).

Величина критической скорости вращения зависит от свойств проходимых пород, конструкции вооружения шарошек долота, параметров режима бурения и ряда других факторов. При бурении с частотой вращения n < nк при объемном процессе разрушения Jм= f (nк) является возрастающей функцией, а при n > nк - убывающей функцией.

Федоровым В.С. предложено определять величину значения nк для достижения объемного разрушения горной породы, слагающей забой скважины, из условия обеспечения минимально необходимой продолжительности контакта зубъев с породой по следующей эмпирической формуле

nк = 0,6 * 105 dш / (tм zn Dд),мин -1 ( 4 )

где dш - диаметр шарошки, м;

zn - число зубьев на периферийном венце шарошки;

Dд - диаметр долота, м;

tм - минимальное время контакта зубьев долота с породой, при котором происходит разрушение последней, мс;

В расчетах рекомендуется принимать :

- для упруго-хрупких пород (3-6) мс;

- для упруго-пластичных  пород (5-7) мс;

для пород не дающих хрупкого разрушения (пластичных) (6-8) мс.

На рисунке приведены характерные кривые зависимости механической скорости проходки от частоты вращения долота (кривая 1 - при поверхностном разрушении горной породы, а кривые 2 и 3 - при объемном процессе разрушения, когда Р > Gсж и G2, G3, соответственно.

На основе анализа полученных результатов экспериментальных исследований сделан вывод, что величина критической частоты вращения долота зависит от свойств горной породы, конструкции вооружения шарошек, параметров режимов бурения. В процессе бурения при объемном процессе разрушения с частотой вращения долота n < nкр механическая скорость бурения является возрастающей функцией, а при n < nкр - убывающей.

Механическая скорость проходки, м/с

 

 

Определение оптимального расхода промывочной жидкости

Степень очистки забоя скважины от разрушенной породы оказывает большое влияние на скорость механической проходки.

На осуществление процесса промывки скважины потребляется около 55-60 % мощности привода буровой установки, а затраты от стоимости строительства скважины составляют порядка 10-30%.

Известно, что с ростом расхода промывочной жидкости механическая скорость бурения повышается. Установлено, что величина оптимального расхода промывочной жидкости (Q ), приходящейся на единицу площади забоя (Fз) определяется из следующего соотношения

U = Q/ Fз = (0,53 – 0,65),м/с ( 5 )

На основе экспериментальных исследований установлено, что величина υкп должна быть в пределах υкп = (0,7-1,3) м/с. Причем, при роторном способе бурения рекомендуется принимать нижнее значение, а при турбинном - верхнее.

Расход промывочной жидкости при нормальных условиях бурения должен обеспечивать оптимальную скорость движения восходящего потока жидкости в затрубном кольцевом пространстве, которая находится в пределах (0,7 – 1,3) м/с.

Скорость истечения промывочной жидкости из каналов долота, особенно при бурении в мягких вязких породах, оказывает существенное влияние на механическую скорость бурения. Так при скоростях истечения (60 – 120) м/с наблюдается значительное повышение механической скорости бурения. Долота с соплами, обеспечивающими скорость истечение (100 – 120) м/с, получили название гидромониторные долота.

Скорость истечения струи из сопел долота определяется по формуле

U = Q/ Fс,м/с ( 6 )

где Q - расход промывочной жидкости, м3/с;

Fс – суммарная площадь проходного сечения сопел (насадок) долота, определяется по формуле

Fс = (pdc2/4) n,м2 ( 7 )

где dc- диаметр проходного сечения одного сопла (насадки), м2;

n - число сопел в долоте.

 

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ  МОМЕНТА И МОЩНОСТИ НА ДОЛОТЕ

Момент на долоте, необходимый для разбуривания породы, находится в сложной функциональной зависимости от:

• параметров характеризующих конструкцию долота;
• механических свойств породы;
• угла искривления скважины;
• осевой нагрузки на долото;
• частоты вращения долота.

В случаях когда за переменную величину принимают параметры режима бурения, такие как осевая нагрузка и частота вращения, момент на долоте может быть определен по следующей упрощенной формуле

Мд = Му Рд,Н м ( 8 )

где Му – удельный момент на долоте, численно равен отношению момента на долоте при максимальной механической скорости бурения (Мэф) к осевой нагрузке (Рэф), т.е.

Му = Мэф/Рэф,Н м/кН ( 9 )

Величина значения Му зависит только от физико-механических свойств пород. Для твердых пород при прочих равных условиях бурения необходимый удельный момент меньше, чем при проводке скважин в мягких и пластичных породах.

В результате экспериментальных исследований установлено, что для долот диаметром до 295 мм, значение Му находится в пределах (6 –13) Н м/кН и от диаметра долота зависит незначительно.