Проектирование конструкции скважины
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт геологии и нефтегазового дела
В.И. Рязанов
К.И. Борисов
ПРАКТИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ
По выполнению курсового проекта по дисциплине
«Технология бурения нефтяных и газовых скважин»
| |
Введение
Выполнение курсового проекта по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» является заключительным этапом ее изучения. Исходные данные к проекту (общая и геологическая части) студенты очной формы обучения собирают во время производственной практики, а заочной – непосредственно на производстве. Вид и объем необходимых материалов оговорен в методических указаниях по прохождению практики и по составлению курсового проекта.
Тема курсового проекта формулируется следующим образом: «Технический проект на бурение (указывается назначение скважины – эксплуатационная, разведочная, параметрическая и т.д.) скважины глубиной (указывается глубина скважины в м) на (указывается месторождение, площадь)».
Скважина проектируется вертикальной.
В работе может быть запроектировано применение любого как отечественного, так и зарубежного инструмента и оборудования с обязательным обоснованием этого выбора. При этом предпочтение должно быть отдано новинкам техники и технологии. Использование на производстве того или иного вида инструмента и технологии (за исключением передового опыта бурения скважин) не является серьезным обоснованием при проектировании.
Технический раздел проект на строительство нефтяных и газовых скважин – это взаимоувязанный комплекс оптимальных для данных условий технико-технологических решений процесса углубления скважины, позволяющий в минимально возможные сроки и при минимальных финансовых затратах выполнить задачу бурения скважины, вытекающую из ее назначения.
Оптимальность проектирования достигается за счет целенаправленного выбора решений, сбалансированного сочетания технических средств и режимов их работы, а также необходимых материалов. В понятие оптимальности также включаются экономически обоснованные мероприятия по предупреждению рисков, связанных с технологическими осложнениями, техническими авариями и т.д.
Процесс проектирования бурения представляет собой последовательное решение технологических задач. При этом важно понимать, что все эти задачи в силу единства технологического процесса углубления скважины в определенной степени взаимосвязаны между собой.
Общий состав и взаимосвязь технологических задач проектного процесса для обеспечения бурения скважины следующий:
1. Выбор способа бурения. Этот выбор определяет все последующие проектные решения.
2. Расчет профиля скважины.
3. Выбор и расчет конструкции и обвязки устья скважины.
4. Выбор породоразрушающего инструмента.
5. Расчет режимов бурения.
5.1. Расчет осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент.
5.2. Расчет частоты вращения инструмента.
5.3. Выбор типа, состава и качества бурового раствора.
5.4. Технология отбора керна (при необходимости).
5.5. Технология вскрытия продуктивного горизонта.
5.6. Рациональная отработка долот.
6. Выбор и расчет забойного двигателя (при необходимости).
7. Проектирование и расчет бурильной колонны.
8. Расчет интенсивности промывки скважины.
9. Составление гидравлической программы бурения скважины.
10. Проектирование крепления скважины.
10.1. Выбор состава и свойств тампонажных смесей.
10.2. Расчет избыточных давлений на обсадную колонну.
10.3. Выбор и расчет обсадной колонны.
10.4. Выбор оснастки обсадной колонны.
10.5. Расчет технологии спуска обсадной колонны.
10.6. Программа цементирования скважины.
10.7. Выбор и расчет цементировочной техники.
11. Выбор и расчет программы обоснования и испытания скважины.
12. Выбор и обоснование буровой установки.
В курсовом проекте рассматривается только часть из этих задач.
Выбор способа бурения
Техническая часть проекта начинается с выбора способа бурения. На этой основе далее рассчитывается конструкция скважины, выбирается породоразрушающий инструмент, проектируется технология бурения, определяется соответствующий инструмент и оборудование, формируется база производственного обеспечения. Поэтому выбор способа бурения является сложной и ответственной задачей.
При бурении на нефть и газ в настоящее время достаточно широко применяются вращательный способ бурения с использованием гидравлических забойных двигателей и ротора. В стадии разработки и широкого экспериментирования находится бурение с использованием электробуров. Каждый из них имеет свои преимущества и недостатки, которые и учитываются при проектировании для конкретных условий.
Бурение гидравлическими забойными двигателями возможно:
• при проходке скважин глубиной 3000 – 3500 м, так как при больших глубинах велики потери давления бурового раствора в колонне бурильных труб и кольцевом пространстве;
• при температуре в скважине не более 140 – 150 о С в связи с тем, что при больших температурах обрезиненные детали двигателей выходят из строя;
• при плотности бурового раствора не более 1,7 г/см3 , при большей плотности работа гидравлического забойного двигателя практически невозможна;
• при применении растворов с малой степенью аэрации;
• при турбинном бурении диаметр скважины должен быть не менее 190,5 мм, так как турбобуры малого диаметра имеют низкие энергетические характеристики.
Вместе с тем использование этого способа позволяет:
• применять бурильные трубы с низкими механическими свойствами материала;
• уменьшить износ колонны труб в процессе бурения;
• сравнительно просто управлять искривлением скважин, в том числе и горизонтальных;
• бурить скважины долотами, для которых разрушение породы на забое наиболее эффективно при большой частоте вращения (алмазные, ИСМ).
Однако при применении гидравлических забойных двигателей:
• ухудшается очистка ствола от шлама;
• увеличивается вероятность прихвата инструмента;
• мала гидравлическая мощность, реализуемая в долоте за счет струйных насадок;
• исключается возможность регулирования частоты вращения породоразрушающего инструмента с целью оптимизации процесса бурения;
• гидравлические забойные двигатели достаточно дороги и требуют сложного ремонта.
Роторный способ вращения породоразрушающего инструмента наиболее рационален:
• при бурении глубоких интервалов скважин, где наиболее эффективно применение долот с герметизированными опорами при малой частоте вращения инструмента с целью максимального увеличения проходки за рейс для уменьшения затрат времени на спуско – подъемные операции;
• при разбуривании мощных толщ пластичных пород, когда необходимо применение энергоёмких долот (с большой высотой зуба и большим шагом зубьев);
• при высоких забойных температурах;
• при применении как аэрированных буровых растворов, так и растворов с высокой плотностью;
• при отборе керна.
При использовании этого способа бурения:
• улучшается очистка ствола от шлама;
• возможно регулирование частоты вращения инструмента и расхода бурового раствора в необходимых пределах с целью оптимизации процесса бурения.
Но при роторном способе бурения:
• велики затраты мощности на вращение колонны бурильных труб;
• необходимо применение высококачественных бурильных труб;
• велика вероятность обвалов стенок скважины;
• затруднено управление искривлением ствола.
Бурение с использованием электробуров лишено основных недостатков как роторного, так и турбинного способов, за исключением невозможности его использования при высоких забойных температурах. Однако применяется этот способ сравнительно редко из-за сложности передачи электроэнергии на забой скважины.
Способ бурения может быть также выбран в зависимости от рекомендованной частоты вращения породоразрушающего инструмента, который планируется использовать при проходке скважин. Сам предварительный выбор долот осуществляется в основном исходя из экономических показателей, основной из которых их стоимость. Так, если частота вращения инструмента должна быть не более 100 об/мин, то наиболее эффективен роторный способ бурения, при частоте вращения 100 – 250 об/мин рационально применение винтовых забойных двигателей, при частоте вращения 250 – 400 об/мин – турбобуры со ступенями гидроторможения, а при больших частотах – обычные турбобуры. Для снижения частоты вращения инструмента могут быть запроектированы редукторные вставки, однако пока надежность их работы и моторесурс малы.
Следует отметить, что в конкретных условиях может быть использована комбинация различных способов. Так, например, бурение под направление осуществляется роторным способом (с целью предотвращения размыва устья скважины), далее до глубины 3000 м – турбинным, а затем до проектной глубины – роторным. При отборе керна с керноотборным инструментом типа «Недра» используются винтовые забойные двигатели, обеспечивающие малую частоту вращения инструмента, а на остальных интервалах – турбинный.
Наиболее объективно способ бурения, весь необходимый инструмент, технология проходки ствола и другие технические решения могут быть запроектированы на основе бурения опорно-технологических скважин (ОТС) на которых апробируются различные сочетания всех указанных выше параметров, а затем путем статистического анализа полученных данных определяются оптимальные проектные решения, обеспечивающие минимальную себестоимость метра скважины.
Проектирование конструкции скважины
Конструкция скважины включает в себя данные:
• о глубине скважины;
• о способе вскрытия продуктивного горизонта и конструкции призабойной зоны;
• о диаметре скважины в различных интервалах;
• о диаметрах и глубинах спуска обсадных колонн;
• об интервалах затрубного цементирования с указанием свойств тампонажных смесей;
• об интервалах и параметрах искусственного искривления скважины.
Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, конструкция скважины должна обеспечивать:
• максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;
• применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;
• условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;
• получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
• условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;
• максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.
Для крепления стенок скважины и решения других задач в нее могут быть опущены следующие колонны обсадных труб:
1. Направление длиной от нескольких до десятков и сотен метров, предназначенное для предотвращения размыва устья скважины и организации циркуляции бурового раствора. В ряде случаев направление может отсутствовать, а для соединения скважины с циркуляционной системой на устье выкапывается приямок и используется вертикальный шламовый насос (ВШН). При бурении в зонах многолетнемерзлых пород направлений может быть несколько (удлиненные направления), предназначенных для перекрытия интервалов несвязных горных пород, обрушающихся в результате растепления. Иногда направление задавливается (забивается).
2. Кондуктор длиной до 1000 – 1200 м, предназначенный для перекрытия разреза с неустойчивыми породами и пресноводных пластов, а также установки противовыбросового оборудования (ПВО) и подвески последующих колонн.
3. Промежуточная (техническая) колонна.
Таких колонн может быть несколько. Они предназначены для разобщения интервалов скважины с несовместимыми условиями бурения. Необходимая глубина спуска промежуточных колонн определяется по градиентам пластовых (поровых) давлений, давлений гидроразрыва (поглощения ) пород и по устойчивости стенок скважины.
Промежуточные колонны могут быть сплошными, т.е. доходящими до устья скважины, и потайными, которые в свою очередь делятся на хвостовики, входящие в верхней части в предыдущую колонну, и летучки.
4.Эксплуатационная колонна, предназначенная для разобщения продуктивного горизонта от остальных пород, сообщения эксплуатируемого пласта с поверхностью, воздействия на пласт с целью интенсификации притока флюида, размещения необходимого эксплуатационного оборудования.
Минимальная глубина спуска кондуктора и промежуточных колонн определяется также исходя из того, чтобы исключить возможность гидроразрыва пород после полного замещения в скважине бурового раствора пластовым флюидом при загерметизированном устье скважины (закрытом превенторе).
Конструкция скважины считается одноколонной, если отсутствуют промежуточные колонны, т.е. направление и кондуктор в число колонн не входят.
Все выходящие на поверхность обсадные колонны, кроме направления и кондуктора, необходимо подвешивать на устье и жестко связывать с уже спущенными колоннами с помощью колонных головок, обеспечивающих:
• монтаж противовыбросового оборудования;
• контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
• возможность аварийного глушения скважины;
• герметичность межколонных пространств;
• испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность;
• монтаж необходимого оборудования для освоения и эксплуатации скважины.
Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:
• продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;
• продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;
• истощенные горизонты;
• водоносные проницаемые горизонты;
• горизонты вторичных (техногенных ) скоплений нефти и газа;
• интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;
• интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.
Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.
Все вышеуказанные интервалы цементирования объединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.
Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:
• превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;
• исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;
• возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.
При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.
В курсовом проекте по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» проектируется вертикальная скважина и рассчитываются только диаметры ствола и обсадной колонны, а конструкция призабойной зоны, количество и глубины спуска колонн принимаются такими же, какие применялись на предприятии, где проходила производственная практика, и где был собран исходный материал.
Проектирование производится снизу вверх. Сначала задается диаметр эксплуатационной колонны, исходя из предполагаемого дебита скважины, ориентируясь на данные табл.2.1.
Таблица 2.1. Рекомендуемые условные диаметры эксплуатационной колонны
| Диаметры эксплуатационной колонны (мм) при ожидаемом дебите | |||||||||
| нефти, т/сут. | газа, тыс.м3 /сут. | ||||||||
| до 40 | до | до | до | бо-лее | до | до | до | до | до |
| 127- | 168- | 178- | 114- | 146- | 178- | 219- |
Для выбранных труб по табл. 2.2 определяется диаметр муфт, а по данным табл. 2.3. – необходимый зазор между муфтой и стенкой скважины. Этот зазор определен Правилами безопасности и необходим для обеспечения беспрепятственного спуска колонн и качественного их цементирования.
Таблица 2.2. Основные размеры обсадных труб и муфт к ним, мм
| Номинальный наружный диаметр труб | Толщина стенки труб | Диаметр муфты |
| 114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 178,8 193,7 219,1 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7 351,0 377,0 406,4 426,0 473,1 508,0 | 5,2; 5,7; 6,4; 7,4; 8,6; 10,2 5,6; 6,4; 7,5; 9,2; 10,7 6,2; 7,0; 7,7; 9,2; 10,5 6,5; 7,0; 7,7; 8,5; 9,5; 10,7 7,3; 8,0; 8,9; 10,6; 12,1 5,9; 6,9; 8,1; 9,2; 10,4; 11,5; 13,7; 15,0 7,6; 8,3; 9,5; 10,9; 12,7; 15,1 6,7; 7,7; 8,9; 10,2; 11,4; 12,7; 14,2 7,9; 8,9; 10,0; 11,1; 12,0; 13,8; 15,9 7,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5 8,5; 9,5; 11,1; 12,4; 14,5 8,5; 9,5; 11,0; 12,4; 14,0 8,4; 9,7; 10,9; 12,2; 13,1; 14,0; 15,4 9,0; 10,0; 11,0; 12,0 9,0; 10,0; 11,0; 12,0 9,5; 11,1; 12,6; 16,7 10,0; 11,0; 12,0 11,1 11,1; 12,7; 16,1 | 127,0 141,3 153,7 166,0 187,7 194,5 215,9 244,5 269,9 298,5 323,9 351,0 365,1 376,0 402,0 431,8 451,0 508,0 533,4 |
Таблица 2.3. Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадной колонны и скважины
| Условный диаметр обсадных труб, мм | Разность диаметров, мм |
| 114,127 140,146 168, 178, 194, 219, 245, 273, 299 324, 340, 351, 377, 426 | 39-45 |
Расчет минимально допустимого диаметра скважины Дскв ведется по формуле
(2.1)
где Дм – диаметр муфты; δ – необходимый зазор.
По найденному значению диаметра скважины подбирается ближайший больший нормализованный по ГОСТ 20692 – 75 диаметр долота Дд (см. табл. 3.3, 3.4). По принятому диаметру долота рассчитывается внутренний диаметр Дв предыдущей обсадной колонны по формуле
(2.2)
где ∆ - радиальный зазор между долотом и внутренней стенкой обсадной трубы.
Величина ∆ принимается равной 5…10 мм. По внутреннему диаметру колонны по табл.2.2. выбирается ближайший больший нормализованный наружный диаметр труб и муфт к ним. В курсовом проекте принимаются средние значения толщины стенки колонны и величины зазора.
Такой расчет ведется для всех запроектированных колонн.
На последнем этапе проектирования выбирается колонная головка. Однофланцевые колонные головки (рис.2.1, а) крепятся к обсадной трубе с помощью резьбы или сварки, а двухфланцевые (рис. 2.1, б) – к предыдущей головке с помощью болтов.
Принято следующее условное обозначение колонных головок ОКК1 – 21 – 168х245 ГОСТ 30169 – 94.
Здесь
О – оборудование;
К – колонны обсадных труб;
К – клиновой трубодержатель;
1 – количество корпусов (подвешиваемых обсадных колонн), может быть 2,3;
21 – рабочее давление верхнего фланца, МПа;
168х245 – диаметры обсадных колонн, для которых предназначена колонная головка, мм.
|
Рис.2.1. Колонные головки по ГОСТ 30196 – 94: а – однофланцевая нижняя; б – двухфланцевая промежуточная или верхняя; 1 – корпус с верхним фланцем; 2 – верхний уплотнитель; 3 – трубодержатель клиньевой; 4 – боковой отвод; 5 – нижняя часть корпуса, соединяемая с обсадной трубой на резьбе, сваркой или другим способом; 6 – нижний уплотнитель; 7 – нижний фланец Параметры колонных головок приведены в табл. 2.4 и 2.5.
Таблица 2.4. Основные параметры однофланцевых колонных головок
| Условный диаметр прохода верхнего фланца, мм | Рабочее давление, МПа | Условный диаметр обсадных труб, на которые устанавливается колонная головка, мм | Условный диаметр обсадных труб, закрепляемых в трубодержателе, мм |
| (480) | 14; 21; 35 14; 21; 35 14; 21; 35 14; 21; 35 14; 21; 35 14; 21 7; 14; 21 | От 168 до 194 От 219 до 245 От 219 до 273 От 299 до 351 От 377 до 426 От 406 до 473 От 473 до 530 От 560 до 720 | От 114 до 127 От 114 до 146 От 114 до 194 От 114 до 273 От 194 до 340 От 219 до 377 От 273 до 426 От 406 до 630 |
Таблица 2.5. Основные параметры двухфланцевых колонных головок
| Верхний фланец | Нижний фланец | |||
| Условный диаметр прохода,мм | Рабочее давление, МПа | Условный диаметр прохода,мм | Рабочее давление, МПа | Условный диаметр труб, закрепляемых в трубодержа теле, мм |
| 14; 21 | 14; 21 14; 21 14; 21 | От 114 до 140 От 114 до 194 От 114 до 194 | ||
| 21; 35 21; 35 21; 35 | От 114 до 140 От 114 до 194 От 114 до 194 | |||
| 35; 70 35; 70 | От 114 до 127 От 114 до 178 От 114 до 194 | |||
| 70; 105 70; 105 105; 140 | От 114 до 127 От 114 до 168 От 114 до 194 От 114 до 127 От 114 до 168 | |||
| 14; 21 14; 21 14; 21 | От 127 до 194 От 140 до 245 От 140 до 245 | |||
| От 127 до 140 От 140до 194 От 140 до 194 | ||||
| 70; 105 | 70; 105 35; 70 | От 114 до 178 От 114 до 245 От 114 до 245 | ||
| 14; 35 | От 194 до 340 От 194 до 324 | |||
| От 194 до 394 | ||||
| От 194 до 299 | ||||
| От 219 до 340 От 219 до 377 | ||||
| От 219 до 340 | ||||
| От 273 до 426 | ||||
| От 273 до 426 | ||||
| 14; 21 | От 340 до 530 |
Выбор типа долота
На первом этапе решения этой задачи необходимо провести разделение горных пород геологического разреза на пачки по буримости. Общепризнанными характеристиками отдельной пачки являются следующие:
• твердость и абразивность пород пачки существенно не отличаются;
• толщина пачки не должна быть меньше проходки на долото;
• пачка разбуривается долотами одного типоразмера;
• пачка непрерывна.
Для разделения горных пород разреза на пачки существует несколько способов: способ Бинхема, «реперных» долот, последовательных разбиений, по стратиграфическим подразделениям. Каждый из них не лишен недостатков. В последнем случае на первом этапе разрез подразделяется на стратиграфические пачки, и для каждой из них определяется средневзвешенное значение категории твердости 
и абразивности 
пород по следующим формулам:
= 
, (3.1)
= 
, (3.2)
где Hi и Ai - категории твердости и абразивности породы i- й разновидности;
mi – толщина i – го прослоя породы, м;
M – толщина выделенной пачки пород, м.
Далее эти показатели сравниваются между собой для соседних стратиграфических подразделений и, ориентируясь на данные табл.3.1, определяется, возможно ли их объединение в одну пачку по буримости.
Фактические значения твердости Hi и абразивности Ai пород для проектируемой скважины и толщины слоев пород mi берутся из данных раздела «Геологическое строение месторождения» (физико-механические свойства пород), собранных на производственной практике.
По буримости горные породы делятся на двенадцать категорий, разбитых на пять групп (мягкие, средней твердости, твердые, крепкие и очень крепкие).
По абразивности породы также делятся на двенадцать категорий, разбитых на три группы – малоабразивные (I – IV категория абразивности), абразивные (V – VIII категория), высокоабразивные (IX – XII категория).
После разбиения стратиграфического разреза на пачки по буримости для каждой из них выбирается тип долота.
Таблица 3.1. Классификация горных пород по показателям твердости и пределу текучести по штампу
| Группа | Категория | Ршт , МПа | Ро , МПа |
| Мягкие Средней твердости Твердые Крепкие Очень крепкие | <100 100-250 250-500 500-1000 1000-1500 1500-2000 2000-3000 3000-4000 4000-5000 5000-6000 6000-7000 >7000 | <40 40-110 110-250 250-550 550-850 850-1200 1200-1900 1900-2500 2500-3500 3500-4200 4200-5100 >5100 |
Выбранное долото должно:
• соответствовать твердости и абразивности горных пород;
• обеспечивать наиболее эффективное разрушение породы на забое скважины;
• быть одинаковым по стойкости вооружения и опоры для шарошечных долот;
• обеспечивать минимальную стоимость метра скважины.
В ряде случаев Заказчиком (Инвестором) в качестве критерия выбора породоразрушающего инструмента может быть предложен максимум механической скорости бурения и (или) проходка на долото. Однако чаще всего выбор типа долота производится по средневзвешенным значениям твердости пород и их абразивности . При этом следует учитывать верхние значения этих показателей Hв и Aв для каждой выделенной пачки пород по буримости. Исходя из этих показателей, рекомендуемые области применения шарошечных долот приведены в табл. 3.2. При выборе типа долота следует руководствоваться также рекомендациями завода – изготовителя (см. табл. 3.3., 3.4., 3.9., 3.11.).
Таблица 3.2. Характеристики областей применения шарошечных долот
| Тип долота | д | Ндв |
| M MC C CT T МЗ МСЗ СЗ ТЗ, ТКЗ К | 2,4 3,0 3,7 4,5 5,6 3,2 4,5 4,2 6,2 7,3 | 4,4 5,5 6,2 7,7 7,9 4,9 7,7 7,6 9,3 10,2 |
Наиболее объективно выбор типа долота может быть произведен путем анализа экономических показателей проходки. Себестоимость метра скважины для того или иного типа долота определить достаточно сложно, поэтому чаще используется стоимость метра проходки по затратам, зависящим от времени, рассчитываемая по формуле:
, (3.3.)
где CM – стоимость одного метра проходки, руб;
Cд – стоимость долота, руб;
Cб – себестоимость одного часа работы буровой установки, руб;
tсп – нормативные затраты времени на спуско-подъемные операции, отнесенные к рейсу, час;
tп – нормативные затраты времени на подготовительно-заключительные операции, отнесенные к рейсу, час;
VM – механическая скорость бурения, м/час;
h – проходка на долото, м.
Кроме долот в курсовом проекте необходимо выбрать наддолотные калибраторы. В разделе 3.1., 3.2., 3.3., 3.6. приведены основные виды выпускаемых отечественных долот и калибраторов, и рекомендуемые области их использования.
Буровые долота
Буровые долота используются в основном для разрушения горных пород на забое скважины, но могут применяться для прорезания «окон» в обсадной колонне, зарезки дополнительных стволов из пробуренных скважин. В настоящее время выпускаются различные типы долот: шарошечные, РDС с алмазно-твердосплавными резцами, алмазные, долота ИСМ со вставками из композиционных материалов.
Шарошечные долота
Долота этого типа наиболее распространены. Их применение возможно при бурении пород практически любой крепости. По ГОСТ 20692-75 предусмотрен выпуск долот 39 диаметров от 46 до 508 мм, однако отечественным заводами изготавливаются только некоторые из них (см. табл. 3.3., 3.4.).