МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» УТВЕРЖДАЮ Директор ИПР Дмитриев А.Ю. «___»_________2014 г. В.И. Брылин, А.В. Ковалев БУРОВЫЕ СТАНКИ. БУРЕНИЕ СКВАЖИН Методические указания к выполнению курсового проекта для студентов ΙΙΙ курса, обучающихся по специальности 130101 «Прикладная геология» специализации «Геология нефти и газа». Очная и заочная форма обучения Издательство Томского политехнического университета 2016 УДК 000000 ББК 00000 А00 Брылин В.И. А00 Буровые станки. Бурение скважин: методические указания к выполнению курсового проекта для студентов ΙΙΙ курса, обучающихся по специальности 130101 «Прикладная геология» специализации «Геология нефти и газа». Очная форма обучения / В.И. Брылин, А.В. Ковалев; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2016. – 59 с. УДК 000000 ББК 00000 Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию методическим семинаром кафедры бурения скважин ИПР « 10 » февраля 2016 г. Зав. кафедрой бурения скважин кандидат технических наук __________А.Ю. Дмитриев Председатель учебно-методической Комиссии __________Н.В. Ушева Рецензент Профессор кафедры бурения скважин Боярко Ю.Л. © ФГАОУ ВО НИ ТПУ, 2016 © Брылин В.И., Ковалев А.В., 2016 2 Оглавление ВВЕДЕНИЕ ..................................................................................................4 1. СОДЕРЖАНИЕ И ОБЪЕМ КУРСОВОГО ПРОЕКТА ........................5 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ ОСНОВНЫХ РАЗДЕЛОВ КУРСОВОГО ПРОЕКТА ......................................................6 3. ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА ........27 4. ЗАЩИТА ПРОЕКТА .............................................................................32 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .........................................................................34 Приложение 1. Пример оформления титульного листа курсового проекта ........................................................................................................36 Приложение 2. Форма задания на выполнение курсового проекта .....37 Приложение 3. Требования к оформлению исходных геологических данных .........................................................................................................38 Приложение 4. Справочные материалы к технической части ..............44 Приложение 5. Темы вопросов для специальной части ........................60 Приложение 6. Вопросы на защиту курсового проекта ........................61 3 ВВЕДЕНИЕ Курсовое проектирование является заключительным этапом в изучении курса «Буровые станки. Бурение скважин». Задачей курсового проектирования является закрепление и углубление теоретических знаний, полученных студентами специальности 130101 «Прикладная геология» специализации «Геология нефти и газа» при изучении курса, использование этих знаний для решения конкретных инженерных задач и развития навыков самостоятельной творческой работы. В соответствии с требованиями ФГОС ВПО «Нефтегазовое дело» в процессе подготовки и защиты курсового проекта у студентов специальности 130101 «Прикладная геология» развиваются следующие общекультурные и профессиональные компетенции: обобщать, анализировать, воспринимать информацию, ставить цели и выбирать пути ее достижения (ОК-1); способность логически верно, аргументировано и ясно строить устную и письменную речь (ОК-3); самостоятельно приобретать с помощью информационных технологий и использовать в практической деятельности новые знания и умения, в том числе в новых областях знаний, непосредственно не связанных со сферой деятельности (ПК-2); применять основные методы, способы и средства получения, хранения и обработки информации, навыки работы с компьютером как средством управления информацией (ПК-8); проводить технические расчеты по проектам, техникоэкономический и функционально-стоимостной анализ эффективности проектов (ПК-20); Для выполнения курсового проекта каждому студенту выдается задание на курсовое проектирование и данные исходной геологической части, на основе которых решаются вопросы, связанные с проектированием конструкции скважины, расчетом параметров режима бурения и др. Для углубленной разработки каждому обучающемуся выдается тема специального вопроса. 4 1. СОДЕРЖАНИЕ И ОБЪЕМ КУРСОВОГО ПРОЕКТА Курсовой проект состоит из расчетно-пояснительной записки и графических приложений. Объем расчетно-пояснительной записки составляет 35–40 страниц машинописного текста. Расчетно-пояснительная записка начинается с титульного листа (прил. 1) и задания на курсовое проектирование (прил. 2). В графические приложения необходимо вставить чертеж «Геологотехнический наряд на бурение разведочной скважины на ***-ом месторождении» и графику к специальной части формата А3. Содержание записки необходимо излагать в указанной ниже последовательности. ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1. Краткая географо-экономическая характеристика района работ 1.2. Геологическая характеристика скважины 1.3. Характеристика газонефтеводоносности разреза скважины 1.4. Ожидаемые осложнения и их характеристика 2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1. Выбор способа бурения 2.2. Проектирование конструкции скважины 2.2.1. Построение совмещенного графика давлений 2.2.2. Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска 2.2.3. Выбор интервалов цементирования 2.2.4. Выбор диаметров скважины и обсадных колонн 2.3. Выбор породоразрушающего инструмента для бурения скважин 2.3.1. Разделение разреза скважины на пачки 2.3.2. Выбор буровых долот 2.3.3. Выбор бурильных головок 2.4. Расчет параметров режима бурения 2.4.1. Расчет осевой нагрузки на долото 2.4.2. Расчет частоты вращения долота 2.4.3. Расчет расхода промывочной жидкости 2.4.4. Выбор типа и свойств промывочной жидкости 2.5. Выбор и обоснование типа забойного двигателя 2.6. Выбор буровой установки 3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ГРАФИЧЕСКИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ 5 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ ОСНОВНЫХ РАЗДЕЛОВ КУРСОВОГО ПРОЕКТА ОГЛАВЛЕНИЕ Данный раздел содержит оглавление, содержащее указание заголовков и подзаголовков курсового проекта с ссылкой на страницу. ВВЕДЕНИЕ Во введении отражаются следующие вопросы: название курсового проекта, перечень разделов, необходимых для проектирования, краткое описание геологического разреза, тема специальной части. 1.1. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Краткая географо-экономическая характеристика района работ В данном разделе кратко приводятся административное положение и экономика района проведения работ, его климат, растительность и животный мир. Также приводится описание месторождения, обзорная карта района работ. 1.2. Геологическая характеристика скважины В разделе представляют: стратиграфический разрез скважины, литологическая характеристика разреза скважины, физико-механические свойства горных пород, давление и температура по разрезу скважины. Указанные данные рекомендуется представить в виде таблиц (табл. 1 – 4, прил. 3). При условии наличия многолетнемерзлых горных пород необходимо представить геокриологическую характеристику разреза скважины (табл. 5, прил. 3). 1.3. Характеристика газонефтеводоносности разреза скважины Приводятся газоносность, водоносность и нефтеносность разреза скважины. По этим данным проводятся решения по изоляции пластов, выбирается конструкция скважины и т.д. Указанные данные рекомендуется представить в виде таблиц (табл. 6 – 8, прил. 3). 1.4. Ожидаемые осложнения и их характеристика В главе необходимо представить возможные осложнения, к которым могут быть отнесены поглощения бурового и цементного раство- 6 ров, нефтегазоводопроявления, осыпи и обвалообразования стенок скважины и прихваты (табл. 9 – 12, прил. 3). Подробное описание ожидаемых осложнений позволит правильно наметить дополнительные мероприятия по подготовке ствола скважины, спуске колонны, заливке и продавке цементного раствора. 2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1. Выбор способа бурения Техническая часть курсового проекта начинается с выбора способа бурения, что является основой для дальнейшего проектирования. Поэтому выбор способа бурения является очень важной задачей. При бурении на нефть и газ в настоящее время достаточно широко применяются вращательный способ бурения с использованием гидравлических забойных двигателей и ротора. Каждый из них имеет свои преимущества и недостатки, которые и учитываются при проектировании для конкретных условий. Бурение гидравлическими забойными двигателями (турбобурами, винтовыми забойными двигателями) возможно [15]: 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 оС в связи с тем, что при больших температурах обрезиненные детали двигателей выходят из строя; при плотности бурового раствора не более 1,7 г/см3 , т.к. 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). 7 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 интервалов скважины, расположенных на большой глубине, 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. Однако при роторном способе бурения: велики затраты мощности на вращение колонны бурильных труб; необходимо применение высококачественных бурильных труб в связи с их сильным износом; велика вероятность обвалов стенок скважины; затруднено управление искривлением ствола. Способ бурения может быть также выбран в зависимости от рекомендованной частоты вращения породоразрушающего инструмента, который планируется использовать при проходке скважин. Так, если частота вращения инструмента должна быть не более 100 об/мин, то наиболее эффективен роторный способ бурения, при частоте вращения 8 100 – 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. 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. 2.2. Проектирование конструкции скважины Конструкция скважины – это совокупность числа колонн; глубин спуска колонн; интервалов затрубного цементирования; диаметров обсадных колонн; диаметров скважин под каждую колонну. 2.2.1. Построение совмещенного графика давлений Совмещенный график давлений иллюстрирует изменение по глубине скважины градиентов пластовых давлений, градиентов давлений гидроразрыва пород и градиентов давлений столба бурового раствора. Градиент давлений – изменение давления, отнесенное к единице глубины. Совмещенный график давлений позволяет выделить в разрезе интервалы, несовместимые по условиям бурения. С учетом наличия геологических осложнений по совмещенному графику давлений решается вопрос о необходимости спуска промежуточных (технических) колонн, их числа и глубины спуска [13]. На рис. 1 представлен пример совмещенного графика давлений, который строится в следующем порядке: 1. На совмещенный график давлений в соответствии с данными, представленными в табл. 5, прил. 3 «Давление и температура по разрезу скважины», наносятся точки градиентов пластового давления gradРпл и давления гидроразрыва gradРгр, строятся кривые градиентов давлений. 2. Рассчитываются значения градиента давления столба бурового раствора для каждого интервала с разными значениями градиента пластового давления, который рассчитывается по следующей формуле: 9 𝑔𝑟𝑎𝑑Рбр = (1 + к) ∙ 𝑔𝑟𝑎𝑑Рпл , (1) где k – коэффициент, учитывающий превышение гидростатического давления над пластовым. Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [14] давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0–1200 метров на 10% (k=0,1), но не более 1,5 МПа, на глубине более 1200 м на 5% (k=0,05), но не более 2,5–3 МПа. На график накладывается область граничных значений промывочной жидкости и выделяется штриховкой. 3. Проводится анализ совмещенного графика давления. Как видно из графика на рис. 1 бурение «зоны 1» при плотности бурового раствора, используемого при бурении верхнего интервала, приведет к нефтепроявлению, т.к. при этом гидростатическое давление столба бурового раствора ниже пластового давления. Следовательно, для выполнения условия совместимости, мы должны «зону 1» для предупреждения выброса изолировать обсадной колонной. Таким образом, для бурения скважины до проектной глубины с соблюдением условия совместимости необходимо включить в предварительный вариант конструкции скважины кроме направления и кондуктора, также и промежуточную колонну. 2.2.2. Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска В конструкцию скважины могут быть включены следующие типы обсадных колонн: направление, кондуктор, техническая и эксплуатационная колонны [13]. Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах (обычно до 40–60 м). Рекомендуется спускать направление с учетом перекрытия четвертичных осложнений на 10 м (см. табл. 1, прил. 3). Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды (см. табл. 8–12, прил. 3). Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой. Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и 10 подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину до 900–1200 м. Рис. 1. Пример оформления совмещенного графика давлений Промежуточная (техническая) колонна проектируется при наличии интервалов, несовместимых по условиям бурения, а также при существовании зон осложнений (поглощения, проявления и обвалы), когда другие способы их ликвидации не дают положительных результатов. Под несовместимостью условий бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала вызывают осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно. 11 Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Эксплуатационная колонна, как правило, опускается до забоя скважины, перекрывая все продуктивные горизонты. Кондуктор и эксплуатационная колонна, являются обязательными при любой конструкции скважины. Конструкция скважины считается одноколонной, если отсутствуют промежуточные колонны, т.е. в конструкцию скважины входят направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. 2.2.3. Выбор интервалов цементирования В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [14] предусматриваются следующие интервалы цементирования: 1. Направление, кондуктор, потайные колонны цементируются на всю длину. 2. Промежуточные и эксплуатационные колонны цементируются с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту не менее 150 м для нефтяных скважин и не менее 500 м – для газовых. 2.2.4. Расчет диаметров скважины и обсадных колонн Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который принимается в зависимости от ожидаемого притока, планируемого диаметра керна и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в зависимости от дебита приведены в табл. 1, прил. 4 [14]. Диаметр скважины под каждую колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины. Диаметр долота 𝐷д для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле: 𝐷д = 𝐷м + ∆, (2) где 𝐷м – наружный диаметр муфты обсадной трубы (табл. 2, прил. 4), мм; ∆ – разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны, мм (табл. 3, прил. 4). Далее выбирается ближайший диаметр долота, в сторону увеличения рассчитанного значения. Рекомендуемые диаметры шарошечных 12 долот и долот PDC представлены в табл. 4, прил. 4. Величины диаметров долот иностранного производства представлены в соответствующих каталогах на сайтах производителей. Диаметр кондуктора выбирается из условия проходимости долота для бурения под эксплуатационную колонну внутри него с рекомендуемыми зазорами. Внутренний диаметр кондуктора Dk определяется по формуле: 𝐷к = 𝐷д + 𝛿, (3) где 𝐷д – диаметр долота под эксплуатационную колонну, мм; δ – зазор для свободного прохода долота внутри кондуктора, равный 10÷14 мм. Выбор наружного диаметра обсадных труб для кондуктора производится по результатам расчёта из табл. 2, прил. 4. Выбор диаметра долота под кондуктор, диаметры других обсадных колонн и долот производится аналогично вышепредставленным расчетам. На основании расчетов, представленных в пп. 2.2.1–2.2.4, необходимо изобразить схему конструкции скважины. Пример схемы конструкции скважины представлен на рис. 2. Рис. 2. Конструкция скважины 13 2.3. Выбор породоразрушающего инструмента для бурения скважин 2.3.1. Разделение разреза скважины на пачки На первом этапе решения этой задачи необходимо провести разделение горных пород геологического разреза на пачки по буримости. Общепризнанными характеристиками отдельной пачки являются следующие [13]: • 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 опреде̅ и абразивноляется средневзвешенное значение категории твердости 𝐻 сти 𝐴̅ пород по следующим формулам: n H H i mi / M , (3) A Ai mi / M , (4) i 1 n i 1 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 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 исходных геологических данных (табл. 3, прил. 3 «Физико-механические свойства горных пород»). 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 абразивно- 14 сти), абразивные (V – VIII категория), высокоабразивные (IX – XII категория). 2.3.2. Выбор буровых долот После разбиения стратиграфического разреза на пачки по буримости для каждой из них выбирается тип долота. 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. На сегодняшний день наибольшее распространение при бурении нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота и долота PDC (Polycrystalline Diamond Compact). Шарошечные долота 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. В шифре долота содержится римская цифра I, II, III и т.д., указывающая количество шарошек. Так как большинство выпускаемых долот трехшарошечные, то цифра III может отсутствовать. Далее указывается диаметр долота в мм и область его применения в соответствии с типом вооружения. В нашей стране выпускаются долота тринадцати типов вооружения, обозначаемых следующим образом: М – для бурения мягких малоабразивных пород, зубья шарошек фезерованные; МЗ – для бурения мягких абразивных пород со вставными твердосплавными зубками; МС – для бурения мягких с прослоями средней твердости малоабразивных пород, зубья фезерованные; МСЗ – для бурения мягких с прослоями средней твердости абразивных пород со вставными твердосплавными зубками; С – для бурения малоабразивных пород средней твердости, зубья шарошек фезерованные; СЗ – для бурения абразивных пород средней твердости со вставными твердосплавными зубками; 15 СТ – для бурения малоабразивных пород средней твердости с прослойками твердых, зубья шарошек фрезерованные; Т – для бурения малоабразивных твердых пород, зубья фрезерованные; ТЗ – для бурения твердых абразивных пород со вставными твердосплавными зубками; ТК – для бурения твердых малоабразивных пород с прослойками крепких пород, зубья шарошек фрезерованные; ТКЗ – для бурения абразивных твердых с прослойками крепких пород, зубья шарошек вставные твердосплавные; К – для бурения крепких пород со вставными твердосплавными зубками; ОК – для бурения очень крепких пород со вставными твердосплавными зубками. В шифре долота указывается также конструкция промывочного узла: Ц - с центральной промывкой (может не указываться), Г - с гидромониторной боковой промывкой. Далее указывается тип опоры шарошек: В – все радиальные подшипники опоры только качения (шариковые и роликовые), Н – один радиальный подшипник скольжения, остальные качения, А – два и более подшипников скольжения. В случае герметизированной опоры в шифр долота добавляется буква У. В конце шифра добавляются буквы и цифры, означающие номер заводской модели долота. В случае если долото выпущено по лицензии иностранной фирмы, то перед номером модели ставится буква R. Примеры обозначения шифров долот 215,9 М-ГАУ R179 – трехшарошечное долото с номинальным диаметром 215,9 мм для бурения в мягких малоабразивных породах с фрезерованным вооружением с боковой гидромониторной промывкой с двумя радиальными подшипниками скольжения с герметизированной опорой, номер заводской модели 179, долото выпущено по лицензии. 295,3 МСЗ-ГВУ R201 – трехшарошечное долото диаметром 295,3 мм для бурения мягких с прослоями средней крепости абразивных пород со вставными твердосплавными зубками с боковой гидромониторной промывкой с опорой на радиальных подшипниках качения с герметизированной опорой шарошек, номер заводской модели 201, выпускается по лицензии. Модели шарошечных долот, выпускаемых основным отечественным производителем ОАО «Волгабурмаш» [19], приведены в табл. 5, 16 прил. 4 (для неабразивных пород), в табл. 6, прил. 4 (для абразивных долот). Долота PDC Основными производителями долот PDC в России являются ООО НПП «Буринтех» [17]. Рекомендуемые области применения для породоразрушающего инструмента представлены в табл. 7, прил. 4. Пример обозначения шифра долота «БИТ 215,9 ВТ 613 УВМ.02»: «БИТ» – долото PDC, выпускаемое ООО НПО «Буринтех». «215,9» – диаметр долота, мм. «В» – шифр производителя. «Т» – серия управляемых долот. «6» – количество лопастей. «13» – преобладающий размер резцов, мм. «УВМ» – дополнительные опции (табл. 8, прил. 4). «02» – номер конструкции. Модели долот PDC, выпускаемые ООО НПО «Буринтех», представлены в табл. 9, прил. 4. После выбора долота необходимо произвести расшифровку его обозначения. 2.3.3. Выбор бурильных головок На этой стадии проектирования необходимо выбрать бурильную головку для бурения с отбором керна. Для всех вариантов за интервал отбора керна выбирается интервал расположения продуктивного пласта. В настоящее время наибольшее распространение получили шарошечные бурильные головки и бурильные головки PDC. Шарошечные бурильные головки Для шарошечных бурголовок приняты следующие обозначения: К – для керноотборника без съемного керноприемника; КС – для керноотборника со съемным керноприемником. Цифры через дробь указывают наружный и внутренний диаметры бурголовки в мм. Буквы после размера определяют твердость разбуриваемых пород по промысловой классификации и тип вооружения. Число шарошек бурильных головок доходит до восьми, зубья шарошек могут быть как фрезерованными, так и в виде твердосплавных зубков. Типоразмеры некоторых шарошечных бурголовок приведены в табл. 10, прил. 4. Бурильные головки PDC Пример обозначения шифра долота «БИТ 212,7/101,6 В 913 ЕС.22»: «БИТ» – долото PDC, выпускаемое ООО НПО «Буринтех». 17 «212,7» – диаметр бурильной головки, мм. «101,6» – диаметр отбираемого керна. «В» – шифр производителя. «9» – количество лопастей. «13» – диаметр основных резцов, мм. «ЕС» – дополнительные опции (табл. 8, прил. 4). «22» –конструктивные особенности. Модели бурильных головок PDC, выпускаемые ООО НПО «Буринтех», представлены в табл. 11, прил. 4. После выбора бурильной головки необходимо произвести расшифровку его обозначения. 2.4. Расчет параметров режима бурения Факторы, определяющие режим бурения скважин, называются параметрами режима бурения скважин. Основными параметрами режима бурения скважин являются: Осевая нагрузка на долото G, кН (тс). Частота вращения долота n, с-1 (об/мин). Расход бурового раствора Q, м3/с (л/с). Тип и свойства бурового раствора. 2.4.1. Расчет осевой нагрузки на долото Нагрузка на долото – один из основных режимных параметров. Она определяет удельное давление на контакте между рабочим элементом ПРИ (зубцом, резцом и т.п.) и горной породой на забое скважины. От контактного давления зависит интенсивность воздействия инструмента, глубина проникновения рабочих органов в забой, особенность процесса разрушения горной породы [10]. Осевая нагрузка определяется по формуле (5): (5) G2 qDд , где q – удельная нагрузка на один миллиметр диаметра долота, кН/мм (табл. 12, прил. 4); Dд – диаметр долота, мм. Рассчитанное значение округляется до ближайшего целого. 2.4.2. Расчет частоты вращения долота Частота вращения инструмента существенно влияет на условия и показатели работы породоразрушающего инструмента. Частоту вращения регулируют по-разному в зависимости от способа бурения: в ротор- 18 ном бурении она может ступенчато изменяться в некоторых пределах, которые обусловлены технической характеристикой буровой установки, в то же время привод на постоянном токе допускает ее плановое регулирование в широких пределах; в турбинном бурении частота вращения инструмента изменяется в зависимости от крутящего момента на валу турбобура в соответствии с его рабочей характеристикой. Каждому классу пород и типу долот соответствуют свои оптимальные частоты вращения инструмента, при которых разрушение горных пород максимально. Расчет частоты вращения ведется по формуле (6): V n 19,1 л , об/мин, (6) Dд где Vл – рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с; Dд – диаметр долота, м. Рассчитанное значение округляется до ближайшего целого. Для шарошечных долот линейная скорость принимается: в породах М – 3,4–2,8 м/с; в породах МС – 2,8–1,8 м/с; в породах С – 1,8–1,3 м/с; в породах СТ – 1,5–1,2 м/с; в породах Т – 1,2–1,0 м/с; в породах К и ОК – 0,8–0,6 м/с. Для долот PDC: Vл = 1–2 м/с. Меньшие значения линейной скорости берутся: в трещиноватых неоднородных породах; в твердых абразивных породах; при повышенных осевых нагрузках; для шарошечных долот с твердосплавным вооружением. 2.4.3. Расчет расхода промывочной жидкости Необходимый расход бурового раствора Q для эффективной очистки забоя скважины от выбуренной породы определяется по формуле Q K S заб , м3/с, (7) 2 3 где K – удельный расход раствора на 1 м забоя, м /с, Sзаб – площадь забоя скважины, м2. В призабойной зоне диаметр скважины Dскв практически равен номинальному диаметру долота Dд, поэтому 𝑆заб = 19 𝜋∙𝐷д2 4 . (8) Удельный расход раствора принимается в пределах от 0,3 до 0,65 м /с. Большие значения берутся для мягких пород, так как в этом случае увеличивается объем шлама, образующегося в единицу времени. 3 2.4.4. Выбор типа и свойств промывочной жидкости Эффективность бурения скважин во многом определяется составом очистного агента, а также схемой и режимом промывки скважины. Очистные агенты выполняют следующие основные функции при бурении скважин: удаление с забоя частиц разрушенной породы (шлама) и транспортирование (вынос) шлама на поверхность; охлаждение породоразрушающего инструмента (ПРИ); при бурении с использованием гидравлических забойных двигателей (ГЗД) поток бурового раствора выполняет еще одну основную функцию - переносит к ним энергию от буровых насосов. К числу дополнительных функций бурового раствора относятся следующие: обеспечение устойчивости горных пород в околоствольном пространстве скважины; создание равновесия в системе «ствол скважины - пласт», т.е. предупреждение флюидопроявлений (поступлений в скважину газа, нефти, воды) и поглощений (ухода бурового раствора из скважины вглубь проницаемых пластов); удержание частиц шлама во взвешенном состоянии при остановках циркуляции; снижение сил трения между контактирующими в скважине поверхностями и их износа. Литологический разрез проектируемых скважин состоит в основном из песков, глин, аргиллитов, алевролитов. Пластовая температура менее 100° С. При бурении встречаются следующие виды осложнений: осыпи, обвалы стенок скважины, прихваты инструмента, поглощение бурового раствора. Основываясь на анализе литологического состава и физико-механических свойств горных пород, а также, исходя из опыта бурения в Западной Сибири, рекомендуется выбирать следующий тип очистного агента – полимерглинистый раствор. Плотность бурового раствора рассчитывается в зависимости от пластового давления: бр (1 k ) Pпл , gH 20 (9) где γбр – удельный вес бурового раствора, кг/м3; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; k – коэффициент, учитывающий превышение гидростатического давления над пластовым. Пластовое давление рассчитывается по формуле: Pпл = grad Piпл∙hi, (10) i где grad P пл - градиент пластового давления на i-ом интервале, МПа/м; hi - величина i-го интервала, м. Условная вязкость по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как: УВ< 21∙ γбр∙10-3, с. (11) Показатель водоотдачи по рекомендации ВНИИКр нефти определяется по формуле: ВО = (6∙104/ γбр)+3, см3/30 мин. (12) Рассчитанные значения округляется до ближайшего целого. По вышепредставленным формулам рассчитываются параметры бурового раствора при бурении под каждую колонну. 2.5. Выбор и обоснование типа забойного двигателя Современный турбобур должен обеспечить следующие характеристики и функции: 1. Достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см2 площади забоя. 2. Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с-1 для шарошечных и 7-10 с-1 для алмазных долот. 3. Максимально возможный КПД. 4. Обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа. 5. Наработку на отказ не менее 300 ч. 6. Долговечность не менее 2000 ч. 7. Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ. 8. Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды. 9. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления. 10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок. 11. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота. 21 12. Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны; 13. Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения. 14. Гашение вибрации бурильного инструмента. 15. Экономию проведенных затрат на 1м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения. При выборе забойного двигателя необходимо учитывать диаметр долота и номинальный момент на валу, обеспечивая частоту вращения долота, необходимую для разрушения горных пород. Диаметр забойного двигателя в зависимости от диаметра долота определяется по формуле: Dзд (0,8 0.9) Dд , (13) где Dзд – диаметр забойного двигателя, мм; Dд – диаметр долота, мм. Рассчитанное значение округляется до ближайшего целого. Выбираемый турбобур должен развивать мощность, которая будет тратиться на работу долота под действием осевой нагрузки и на преодоление трения в опорах. Требуемый крутящий момент определяется по формуле: М р М о М уд Gос , (14) где Мр – момент необходимый для разрушения горной породы, Н*м; Мо – момент необходимый для вращения ненагруженного долота, Н*м; Муд – удельный момент долота, Н*м/кН; Gос – осевая нагрузка на долото, кН (принимается в соответствии с проведенными п. 2.4.1 расчетами). Момент необходимый для вращения ненагруженного долота определяется по формуле: М о 500 Dд , (15) где Dд – диаметр долота, м. Удельный момент долота определяется по формуле (10): М уд Q 1,2 Dд , (16) где Q – расчетный коэффициент, принимаемый в расчетах 1-2 (принимается 1,5), Н*м/кН; Dд – диаметр долота, см. По рассчитываемому моменту и с учетом конкретных условий бурения выбирается забойный двигатель. В пояснительной записке приво- 22 дятся обоснования по выбору забойных двигателей, их преимущества перед другими, и краткие технические характеристики. Технические характеристики некоторых выпускаемых отечественной промышленностью гидравлических забойных двигателей приведены в табл. 13, прил. 4 (характеристики турбобуров) и табл. 14, прил. 4 (характеристики винтовых двигателей). 2.5. Выбор буровой установки При бурении нового нефтяного или газового месторождения большое значение имеет правильность выбора типа буровых установок, которые для данного района окажутся наиболее экономичными. Буровая установка выбирается исходя из двух основных параметров: - из проектной глубины скважины H; - допустимой нагрузки на крюке Gкр. Расчет допустимой нагрузки на крюке производится исходя из возможности подъема бурильной и обсадной колонны, ликвидации прихвата. В связи с тем, что проектирование колонны бурильных труб в курсовом проекте не производится, то расчет нагрузки на крюке производится исходя из следующего условия: 𝑄об < 0,9 ∙ 𝐺кр . (17) Вычисляется вес самой тяжелой из обсадных колонн по формуле: 𝑄об = 𝑞об ∙ 𝐻, (18) где qоб – теоретический вес 1 м обсадной колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632-80, кН (табл. 15, прил. 4); Н – глубина спуска колонны, м. По табл. 16–17, прил. 3 производится выбор буровой установки. В табл. 16, прил. 3 представлены буровые установки ОАО «Уралмаш» [18]. Буквы и цифры в аббревиатурах этих буровых установок имеют следующий смысл: 2500/160 – условная глубина бурения в метрах/допускаемая нагрузка на крюке в тоннах; Д – привод дизельный; ДГ – привод дизель-гидравлический; ДЭ – привод дизель-электрический; Р – привод регулируемый; Э – привод электрический; ЭЧР – привод электрический частотно-регулируемый; К – для кустового бурения; БМ – блочно-модульная конструкция; 23 П – передвижная; У – универсальной монтажеспособности; Я – плоскость А-образной вышки поперёк эшелона для повышенных ветровых нагрузок и узких кустов; А – автономный электропривод основных агрегатов; Аббревиатура буровых установок ОАО «Волгоградский завод буровой техники», представленных в табл. 17, прил. 3 расшифровывается следующим образом: 2900/200 – условная глубина бурения в метрах/допускаемая нагрузка на крюке в тоннах; Э – электропитание БУ от промышленной сети; ЭП – привод электрический постоянного тока тиристорный регулируемый; ДЭП – привод дизель-электрический постоянного тока тиристорный регулируемый; К – для кустового бурения; БМ – блочно-модульного исполнения; М – мобильная. 3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ Тема специальной части выдается преподавателям или предлагается студентом. Специальная часть работы должна содержать введение, необходимую структурированную информацию для раскрытия основного материала, заключение. Основной материал специальной части должен быть составлен минимум из 5 книжных источников. Темы некоторых вопросов для специальной части представлены в прил. 5. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В заключении приводится оценка результатов выполненной работы, в частности, с точки зрения познания и полезности для будущей профессиональной деятельности. ГРАФИЧЕСКИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Проект должен содержать два графических приложения – «Геолого-технический наряд на бурение разведочной скважины» и «Графическое приложение к специальному вопросу», выполненное в формате А3. Геолого-технический наряд (ГТН) является завершающим этапом в разработке проекта. В ГТН вносятся рассчитанные в пояснительной записке данные. Рекомендуется строить ГТН в программе «Компас-3D». 24 Ниже приводятся указания к заполнению и оформлению отдельных разделов ГТН. Буровая установка – указывается шифр выбранной буровой установки. Оборудование – указываются шифры лебедки, вышки, кронблока, крюкоблока, вертлюга, ротора и насоса. Геологическая часть – заполняется данными с табл. 1-10, прил. 3. Технологическая часть – заполняется расчетными данными из разделов 2.1– 2.5. Пример оформления «Геолого-технического наряда на бурение разведочной скважины глубиной 2700 м на Игольско-Таловом месторождении» представлен на рис. 3. 25 Геолого- технический наряд на строительство разведочной вертикальной скважины глубиной 2700 м на Игольско- Таловом месторождении Буровая установка - БУ 2700/ 175 ДЕП Оснастка талевой сисьемы - 5•6 Месторождение - Игольско- Таловое Проектный горизонт - К1, Сангопайская свита Оборудование: Лебёдка: ЛБУ- 1200К Вышка: ВМУ- 45•200 Кронблок: УКБ- 6- 250 Крюкоблок: УТБК- 5- 225 Вертлюг: УВ- 250 Ротор: Р- 560Ш8 Насос: УНБ- 600А. Проектная глубина - 2700 м Вид скважины- вертикальная Инв. №подл. Подп. и дата 2,00 39,96 Параметры бурового раствора Тип буровых растворов Осевая нагрузка, кH Тип и размер породоразрушающего инструмента =1121 кг/ м ; УВ=23 с; 3 ВО=6 см / 30 мин 3 185 500 0,99 1,62 2615 88,20 1,00 1,60 90,36 0,99 1,60 97,20 2650 3 3 =1121 кг/ м ; УВ=23 с; ВО=5,6 см / 30 мин Полимерглинистый =1069 кг/ м ; УВ=24 с; ВО=5,6 см / 30 мин 3 3 1,65 86,40 3- 7 С 275 Полиерглинистый 1,00 190 114 1,70 72,54 Возможны водопроявления, в интервале тарской свиты возможно сужение ствола скважины 1,00 БИТ 190,5 В 913 Н 420 1040 м Возможно нефтегвзоводопроявления Уватская Ханты- мансийская Викуловская Алымская 500 м Винтовой забойный двигатель D1=105 Возможны: водопроявления, заклинка инструмента сальникообразование и поглощение бурового раствора с интенсивностью до 1м3/ час Березовская 110 Кузнецовская 30 Сангопайская Полимерглинистый Dскв=269,9 мм 1,00 Расход промывочной жидкости, л/ сек Ганькинская 170 44- 60 130 79- 84 242 Талицкая Возможны: обвалы и осыпи неустойчевых пород и заклинка бурильного инструмента 3- 7 МС 208 30- 50 2,00 24,84 Тавдинская 215 Люлинворская 220 Тип забойного двигателя D=146 мм D=219,1 мм D=298,5 мм Т, град. Осложнения Pгр, МПа/ м Pпл, МПа/ м 1,00 Частота вращения долота, об/ мин 60 62 161 Атлымская 393,7 М- ГАУ- R136 43 105 рот. 40 м БИТ 269,9 В 619 Новомихайловская 2 2 Винтовой забойный двигатель D1=172 М Конструкция скважины Dскв=393,7 мм М 50 На участке набора параметров кривизны возможны желобоообразования и посадки при спуске бурильной и обсадной колонны 40 Категория абразивности Категория по промысловой классификации пласты Литологическая колонна Мощность,м Продуктивные и перспективне Свита Сиcтема Туртасская Пермская 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300 1350 1400 1450 1500 1550 1600 1650 1700 1750 1800 1850 1900 1950 2000 2050 2100 2150 2200 2250 2300 2350 2400 2450 2500 2550 2600 2650 2700 Четвертичная Технологическая часть Градиент Dскв=190,5 мм Взам. инв. № Инв. №дубл. Подп. и дата Справ. № Перв. примен. 50 100 150 200 250 300 Меловая Глубина Геологическая часть 2700 м Условные обозначения горных пород Мергель Алевролиты Почвенно- растительный слой Глины Лит. Геолого- технический Изм. Лист №докум. Подп. Дата наряд на строительство разведочной Разраб. Ростовцев А.В. вертикальной скважины глубиной У Пров. Ковалев А.В. 2700 м на Игольско- Таловом месторождении Т.контр. Лист Аргиллиты Песчаники Пески Н.контр. Утв. Брылин В.И. Листов 1 ТПУ, ИПР, каф. БС, группа 2113 Копировал Рис. 3. Пример оформления геолого-технического наряда 26 Масса Масштаб Формат A1 3. ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА Параметры страницы и размер шрифта Поля страницы: - слева (для подшивки) – 30 мм; - справа – 15 мм; - сверху – 20 мм; - снизу – 20 мм. Текст: одна колонка на странице. Шрифт: Times New Roman, размер основного (для текста) шрифта – 14, размер вспомогательного (текст в таблицах, сноски и т.д.) шрифта – 10–12, цвет – черный, положение на странице – по ширине текста. Междустрочный интервал: полуторный. Интервал между абзацами: «до» – «0», «После» – «0». Абзацный отступ – 1,25. Необходима автоматическая расстановка переносов. Нумерация страниц Нумерация страниц пояснительной записки включая рисунки и приложения должна быть сквозной. Титульный лист является первой страницей, задание – второй и т.д. На титульном листе, аннотации номера страниц не проставляют. Нумерация страниц оформляется внизу – справа. Заголовки, подзаголовки Разделы и подразделы должны иметь заголовки, кратко отражающие содержание разделов и подразделов. Слова, выполненные на отдельной строке прописными буквами («СОДЕРЖАНИЕ», «ВВЕДЕНИЕ», «ЗАКЛЮЧЕНИЕ», «СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ») служат заголовками соответствующих разделов и не нумеруются. Каждую часть (геологическую, техническую и специальную) следует начинать с нового листа. Заголовки и подзаголовки следует располагать по центру страницы без абзацного отступа и печатать жирным шрифтом. Причем заголовки печатаются прописными буквами, а подзаголовки – строчными. Заголовки и подзаголовки оформляются без переносов, в конце заголовка точка не ставится. Интервал между заголовком или подзаголовком и текстом: «до» – «10», «После» – «10». 27 Изложение материала Излагать материал необходимо от третьего лица (… рассчитывается, … принимается и т.д., а не «рассчитываем», «принимаю»). Перечисления Внутри пунктов и подпунктов могут быть приведены перечисления. Перед каждым перечислением следует ставить дефис или, при необходимости ссылки в тексте на одно из перечислений, строчную букву (за исключением ё, з, о, ч, й, ы, ь, ъ), после которой ставится скобка. Для дальнейшей детализации перечислений используются арабские цифры со скобкой, причём запись производится с абзацного отступа. Пример: а) _____________; б) _____________; 1) _____________; 2) _____________; в) _____________. Тире и дефис Тире – знак препинания в виде длинной горизонтальной черты с пробелами с обеих сторон (например, физика – наука о …). Тире ставится без пробелов при обозначении пределов: - временных (март–апрель, 70–80 гг.), - пространственных (перелет Москва–Хабаровск), - количественных (300–350 т, 5–7-кратное превосходство), - а также между двумя или несколькими именами собственными (закон Бойля–Мариотта). Дефис – короткий знак без пробелов (соединительная черточка между словами или знак переноса слова). Например: ученый-сибиряк, Ts-диаграмма, уран-235, АС-2УМ. Ссылки На материалы, заимствованные из литературы (формулы, цитаты и т.п.), должны быть даны ссылки с указанием номера по списку литературы. Номер ссылки проставляется арабскими цифрами в квадратных скобках. При ссылке в тексте пояснительной записки на формулы необходимо указывать их номер в скобках, например: «по формуле (4)». При ссылке на таблицы указывают в скобках слово "Таблица" в сокращенном виде и её номер, например (в табл. 4) или (табл. 1, приложения 2). 28 По такому же принципу делают ссылки на рисунки, например: (на рис. 3), (рис. 1, приложения 3). При ссылке на приложение в скобках пишется слово "Приложение" и его номер, например: (Приложение 5). При ссылке на стандарты и технические условия указывают только их обозначение. Повторные ссылки на формулы, таблицы, рисунки, приложения, стандарты и технические условия следует давать с сокращенным словом «смотри», например: (см. Приложение 4) и т.п. Оформление формул Формулы должны приводиться в общем виде с расшифровкой входящих в них буквенных значений. Перенос формул допускается только на знаках +, -, х, =, причём на новой строке знак необходимо повторить. Приступая к расчёту, следует указать источник литературы, в соответствии с которым выполняется конкретный расчёт. Запись числовых расчётов выполняют в следующем порядке: - формула; - значения символов и числовых коэффициентов, входящих в формулу; - подстановка числовых значений в последовательности буквенных обозначений в формуле; - результат с единицей физической величины. ПРИМЕР. Наружное гидростатическое давление, действующее на обсадную колонну (Pн), определяется по формуле (4): Pн = g h , Па (4) где h – высота столба жидкости за колонной, м; - плотность жидкости за колонной, кг/м3; g - ускорение свободного падения м/с2. Рн = 1500 9,8 1000 = 14700000 Па = 14,7 МПа. Оформление иллюстраций Все иллюстрации, помещаемые в тексте пояснительной записки, именуются рисунками. Рисунки должны располагаться непосредственно после ссылки на них в тексте. Иллюстрация должна иметь название, помещаемое после заголовка рисунка и поясняющие данные (при необходимости), которые помещают под иллюстрацией. 29 ПРИМЕР. Рисунок 3. Конструкция долота PDC Оформление таблиц Ширина таблицы должна соответствовать ширине текстового блока издания. Таблица должна иметь название, помещаемое после заголовка таблицы. Заголовок таблицы должен быть выравненным по правому краю, а название – по центру. Если таблица переносится на следующую страницу, то необходимо сверху по правому краю поместить «Продолжение таблицы» с указанием ее номера. ПРИМЕР. Таблица 1 Технические характеристики буровых долот Характеристика Значение 1 2 … … Продолжение таблицы 1 2 … 1 … Оформление приложений Приложения должны располагаться в порядке появления ссылок на них в тексте. Каждое приложение должно начинаться с нового листа и иметь тематический заголовок и номер. В правом верхнем углу печатают (пишут) чертёжным шрифтом слово «Приложение» и номер (арабскими цифрами без знака «№»). Рисунки, таблицы и формулы, помещаемые в приложении, нумеруют арабскими цифрами в пределах каждого приложения. Оформление автособираемого оглавления Автособираемое оглавление оформляется после написания основной части пояснительной записки в следующем порядке: 1. Выделяются заголовки и подзаголовки всех разделов проекта и во вкладке Главная выбирается Заголовок 1. 2. При назначении заголовку типа меняется и сам шрифт и его размер, поэтому необходимо вернуть шрифт в исходное состояние. 30 3. Ставится курсор на страницу, где должно располагаться оглавление, во вкладке Ссылки, выбирается Оглавление – Автособираемое оглавление 1. 4. Автособираемое оглавление отразится с измененным шрифтом и его размером, поэтому необходимо вернуть шрифт в необходимое состояние. Работать с автособираемым оглавлением необходимо следующим образом: 1. С помощью оглавления можно переходить на нужные главы. Для этого нужно нажать «Ctrl», и удерживая, левой клавишей мыши нажать на нужную строку оглавления. 2. При изменении чего-либо в тексте оглавление необходимо обновить. Для обновления щелкаете по оглавлению правой клавишей мыши, и выбираете в списке команд Обновить поле – Обновить целиком. Нажмите «ОК», и оглавление будет обновлено. Оформление списка литературы ПРИМЕР. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Фамилия И.О. Название книги. – М.: Издательство, 2007. – 123 с. 2. Название книги / под ред. И.О. Фамилия. – М.: Издательство, 2006. – 123 с. 3. Фамилия И.О. Название статьи // Журнал. – 2008. – № 11. – С. 71– 77. 4. Фамилия И.О. Название диссертации: автореф. дис. … канд. физ.мат. наук. – Томск, 2006. – 19 с. 5. Пат. 2000000 Россия. МКИ G01N 29/04. Способ определения … / И.О. Фамилия. Заявлено 10.04.1998. Опубл. 10.02.2001. Бюл. № 4. – 6 с.: ил. 6. Фамилия И.О. Моделирование процесса сканирования // Современные техника и технологии: труды VII Междунар. научно-практ. конф. молодых ученых. – Томск, 2002. – Т. 1. – С. 226–228. 7. http://www.lankov.oriental.ru. 31 4. ЗАЩИТА ПРОЕКТА Курсовой проект, подписанный исполнителем, представляется на проверку руководителю за 3–4 дня до назначенного срока защиты. Для защиты курсового проекта составляется презентация. Защита курсового проекта происходит в присутствии комиссии в составе 2 преподавателей. Защита состоит из краткого доклада (5–7 мин) и ответов на вопросы комиссии. Оценка за курсовой проект ставится на основании оценивания: - содержания, стиля и оформления пояснительной записки; - содержания и грамотности выполнения графического приложения; - содержания, стиля и оформления презентации к докладу; - доклада по презентации. - ответов на вопросы. Презентация к курсовому проекту – это полное отражение структурного содержания проекта, включая введение, основную часть и заключение. Основные требования к презентации: 1. Количество слайдов презентации для защиты курсового проекта – 12–15. Меньшее количество не позволяет раскрыть смысл излагаемого материала, большее количество превращается в формальное перелистывание страниц. 2. На титульном листе указывается полное наименование учебного заведения; тема курсового проекта; фамилия, имя и отчество студента; наименование института и получаемой специальности; фамилия, имя и отчество научного руководителя; город; год защиты. 3. На втором слайде представлены цели и задачи курсового проекта. 4. На слайдах, отражающих основной материал курсового проекта представляются рисунки, сводные таблицы, иллюстрирующие результаты проектной деятельности. 5. На последнем слайде необходимы надпись «Спасибо за внимание!» и продублированная информация об авторе и теме курсового проекта. 6. Размер шрифта должен быть единым для всей презентации и на слайдах должен быть не менее 28, иначе текст никто не увидит. Фон слайда желательно подобрать однотонный, не ядовитый. Цвет шрифта – темный на светлом фоне, без тени. 7. Следует обратить внимание на то, что каждый слайд должен иметь заголовок. Заголовки пишутся шрифтом размером не менее 36. 32 8. Каждый слайд, кроме титульного, должен быть пронумерован. Критерии оценивания доклада по презентации: 1. Корректность речи (использование слов-паразитов, присутствие «полевой» терминологии). 2. Тон и тембр голоса (тихо или громко, «съедает» ли слова). 3. Корректность движений (положение рук, передвижения по аудитории, движение ног). 4. Применяемые методы привлечения внимания (зрительный контакт со слушателями, опрос аудитории, юмор, цитирование, эффектные фразы). 5. Способ донесения информации (читал со слайдов или рассказывал своими словами). Перечень возможных вопросов на защите курсового проекта представлен в прил. 6. 33 СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Абубакиров В.Ф., Архангельский В.А., Буримов Ю.Г., Малкин И.Б. Буровое оборудование. Справочник: в 2-х томах. – М.: Недра, 2000. – Т. 1. – 270 с. 2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Учеб. пособие для вузов. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2000. – 670 с. 3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2001. – 678 с. 4. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учебное пособие для вузов. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. – 424 с. 5. Булатов А.И., Макаренко П.П., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2003. – 1007 с. 6. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для нач. проф. Образования. – М.: Издательский центр «Академия», 2003. – 352 с. 7. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин – М.: Недра, 2000. – 489 с. 8. Гусман А.М. Буровые комплексы; Современные технологии и оборудование – Екатиринбург: АГГГА, 2002. – 592 с.: ил. – Библиогр.: с. 575. 9. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие /Под ред. А.Г.Калинина. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 450 с. 10. Калинин А.Г., Ганджумян Р.А., Мессер А.Г. Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин. – М., 2005. – 808 с. 11. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1998. – 439 с. 12. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. Учебник. – М.: Недра, 1997. – 174с.: ил. 13. Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2003. – 509 с. 34 14. Приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101 "Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности". 15. Рязанов В.И., Борисов К.И. Практическое пособие по выполнению курсового проекта по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». – Томск: Изд. ТПУ, 2008 г. – 92 с. 16. Рязанов В.И. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин: учебное пособие. – Томск: Издательство Томского политехнического университета, 2007. – 118 с. 17. www.burinteh.com 18. www.uralmash.ru 19. www.vzbt.ru 35 Приложение 1 Пример оформления титульного листа курсового проекта Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт природных ресурсов Направление подготовки (специальность): Прикладная геология Кафедра бурения скважин ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к курсовому проекту по дисциплине «Буровые станки. Бурение скважин» на тему «Проектирование строительства разведочной нефтяной скважины глубиной … метров на ***-ном месторождении» Выполнил студент гр. 2113 _____________ (Подпись) Дата сдачи курсового проекта преподавателю _____ _____________ 20__г. Руководитель: ассистент Ковалев А.В. _____________________ ________________________________ (Оценка руководителя) (Подпись) _____ _____________ 20__г. (Дата проверки) Курсовой проект студент Ростовцев А.В. выполнил и защитил с оценкой ______________. Члены комиссии: ________________________ ________________________ ________________________ _____ _____________ 20__г. (дата защиты) Томск 201_ г. 36 Приложение 2 Форма задания на выполнение курсового проекта Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт природных ресурсов Направление подготовки (специальность): Прикладная геология Кафедра геологии и разведки полезных ископаемых УТВЕРЖДАЮ: Зав. кафедрой бурения скважин Дмитриев А.Ю. _________ _______________20__г. (Подпись) (Дата) ЗАДАНИЕ на выполнение курсового проекта Студенту гр. 2113 Ростовцеву А.В. Тема курсового проекта «Проектирование строительства разведочной нефтяной скважины глубиной … метров на ***-ном месторождении» 1. Срок сдачи студентом выполненного проекта: ____ ______________ 20__ г. 2. Исходные данные к курсовому проекту: 2.1. Категория скважины ________________________________________ 2.2. Проектная глубина _________________________________________ 2.3. Ожидаемый дебит __________________________________________ 2.4. Интервал отбора керна _____________________________________ 3. Содержание пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов, в том числе индивидуальное задание) 4. Перечень графического материала 5. Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы по линейному графику ______ ______________ 20__ г. Задание выдал: Руководитель _________________ __________ ___________ ____ ________ 20__ г. (Степень, звание, должность) (Подпись) (Ф.И.О.) (Дата) Задание принял: Студент гр. ________ ____________ _____________ _____ ______________ 20___ г. (Подпись) (Ф.И.О.) 37 (Дата) Приложение 3 Требования к оформлению исходных геологических данных Таблица 1 Стратиграфический разрез скважины, элементов залегания и коэффициент кавернозности пласта Стратиграфическое Глубина залегания, м от до (кровля) (подошва) 1 подразделение Элементы залегания (падения) пластов по подошве название 2 3 индекс 4 угол град мин. 5 6 Коэффициент кавернозности интервала (средневзвешенная величина) 7 Таблица 2 Литологическая характеристика разреза скважины Индекс стратиграфического подразделения 1 Интервал от (верх) до (низ) 2 3 Описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.) 4 38 Таблица 3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Интервал, м Индекс стратиграфического подразделения от (верх) до (низ) 1 2 3 Краткое ПоПлотназварисность, ние тость, г/см3 горной % породы 4 5 6 Проницаемость, дарси Глинистость, % 7 8 ПреКардел Тверботеку- дость, натчести, кгс/мм ность, 2 кгс/мм % 2 9 10 11 Коэффициент пластичности Абразивность 12 13 Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.п.) 14 Таблица 5 Давление и температура по разрезу скважины Индекс стратиграфического подразделения 1 Интервал, м от (верх) до (низ) 2 3 Градиент пластового гидроразрыва горного Температура давления пород давления в конце инвеличина величина величина тервала, ºС источник источник источник кгс/см2 на кгс/см2 кгс/см2 получения получения получения м на м на м 4 5 6 7 8 9 10 39 Источник получения 11 Таблица 5 Геокриологическая характеристика разреза скважины Индекс стратиграфического подразделения 1 Интервал залегания многолетнемерзлых пород, м Наличие: да, нет Тип многолетнемерзлых пород от (верх) до (низ) 2 3 4 избыточной Льдистость льдистости в пород, % породе в виде линз, пропластков, прослоев и т.д. 5 6 таликов 7 межмерзлотных напорных (за- пропластков щемленных) газогидратов вод 8 9 Таблица 6 Газоносность по разрезу скважины Интервал, м Индекс стратиграфического подразделения от (верх) до (низ) 1 2 3 Тип коллектора Максимальный дебит газа, тыс. м3/сут. средний выход конденсата, м3/сут. Пластовое давление, кгс/см2 Относительная по воздуху плотность газа Пластовая температура, ºС 4 5 6 7 8 40 Таблица 7 Нефтеносность по разрезу скважины Индекс стратиграфического подразделения 1 Интервал, м от (верх) до (низ) 2 3 Тип коллектора 4 Подвижность, Плотдарси ность, на г/см3 сантипуаз 5 6 Содержание серы, % Парафина, % 7 Дебит, м3/сут . Пластовое давление, кгс/см2 Газовый фактор, м/м3 Относительная по воздуху плотность газа 8 9 10 11 Динамический уровень в конце эксплуатации, м Температура жидкости в колонне на устье скваж. при экспл., град. Давление насыщения, МПа 12 13 14 Таблица 8 Водоносность по разрезу скважины Индекс стратиграфического подразделения 1 Интервал, м от (верх) до (низ) Тип коллектора 2 3 4 Плотность, г/см3 Дебит, м3/сут . Пластовое давление, кгс/см2 5 6 7 Химический состав (воды), % экв. анионы катионы Na SO HC Mq Са + Cl- --4 ++ ++ O-3 (К) 8 9 10 11 12 13 41 Минерализация, г/л Тип воды по Сулину 14 15 Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) 16 Таблица 9 Поглощения бурового раствора Интервал, м от (верх) до (низ) 2 3 Индекс стратиграфического подразделения 1 Максимальная интенсивность поглощения, м3/час 4 Условия возникновения, в том числе допустимая репрессия 5 Таблица 10 Нефтегазоводопроявления Интервал, м Индекс стратиграфического подразделения 1 от до (верх) (низ) 2 3 Условия Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ) возникновения 4 5 42 Таблица 11 Осыпи и обвалы стенок скважины Интервал, м Индекс стратиграфического подразделения от до (верх) (низ) 1 2 Устойчивость пород, измеряемая временем от момента вскрытия до начала осложнения, сутки 3 Интенсивность Проработка в интервале из-за этого осложнения Условия возникновения осыпей и обвалов 4 мощность, скорость, м м/час 6 7 5 8 Таблица 12 Прихватоопасные зоны Индекс стратиграфического подразделения 1 Интервал, м Репрессия при прихвате, Условия от (верх) до (низ) кгс/см2 возникновения 2 3 4 5 43 Приложение 4 Справочные материалы к технической части Таблица 1 Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн Нефтяная скважина Суммарный дебит, м3/сут Ориентировочный диаметр, мм 1 <40 40–100 100–150 150–300 >300 2 114,3 127,0; 139,7 139,7; 146,1 168,3; 177,8 177,8; 193,7 Газовая скважина Суммарный Ориентировочный дебит, тыс. диаметр, мм м3/сут 3 4 <75 114,3 75–250 114,3–146,1 250–500 146,1–177,8 500–1000 168,3–219,1 1000–5000 219,1–273,1 Таблица 2 Основные размеры обсадных туб и соединительных муфт к ним по ГОСТ 632-80 Наружный диаметр обсадной трубы, мм Толщина стенки трубы, мм 1 минимальная 2 максимальная 3 114,3 5,2 127,0 Диапазон варьирования внутреннего диаметра, мм от до 4 5 10,2 103,9 93,9 5,6 10,7 115,8 105,6 139,7 6,2 10,5 146,1 6,5 10,7 Наружный диаметр соединительной муфты, мм нормальный 6 уменьшенный 7 127,0 (133,0) 123,8 141,3 (146,0) 153,7 127,3 118,7 (159,0) 133,0 124,6 44 166,0 136,5 149,2 156,0 Толщина стенок обсадной трубы, мм 8 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 Продолжение таблицы 2 1 2 3 168,3 7,3 12,1 177,8 5,9 15,0 193,7 7,6 15,1 4 5 6 7 153,7 144,1 187,7 177,8 166,0 147,8 194,5 (198,0) 187,3 178,5 163,5 215,9 206,4 219,1 6,7 14,2 205,7 190,7 244,5 231,8 244,5 7,9 15,9 228,7 212,7 269,9 257,2 273,1 7,1 16,5 258,9 240,1 298,5 285,8 298,5 8,5 14,8 281,5 268,9 323,9 - 323,9 8,5 14,0 306,9 265,9 351,0 8 7,3; 8,0; 8,9; 10,6; 12,1 5,9; 6,9; 8,1; 9,2; 10,4; 11,5; 12,7; 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; 14,8 - 8,5; 9,5; 11,0; 12,4; 14,0 339,7 8,4 15,4 322,9 308,9 365,1 - 8,4; 9,7; 10,9; 12,2; 13,1; 14,0; 15,4 351,0 9,0 12,0 333,0 327,0 376,0 - 9,0; 10,0; 11,0; 12,0 45 Продолжение таблицы 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9,0; 10,0; 377,0 9,0 12,0 359,0 353,0 402,0 11,0; 12,0 9,5; 11,1; 406,4 9,5 16,7 387,4 373,0 431,8 12,6; 16,7 10,0; 11,0; 426,0 10,0 12,0 406,0 402,0 451,0 12,0 473,1 11,1 450,9 508,0 11,1 11,1; 12,7; 508,0 11,1 16,1 485,8 475,8 533,4 16,1 Примечание: В скобках указан наружный диаметр муфт для труб исполнения Б. Таблица 3 Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны Условный диаметр обсадных труб, Разность диаметров, мм мм 1 2 114,127 15 140,146 20 168, 178, 194, 219, 245, 25 273, 299 35 324, 340, 351, 377, 426 39–45 Таблица 4 Рекомендуемые значения диаметров долот Тип долота Диаметры, мм 1 2 139,7; 158,7; 161; 190,5; 200; 215,9; 222,3; 250,8; Шарошечное долото 269,9; 295,3; 311,1; 349,2; 393,7; 444,5 139,7; 152,4; 165,1; 188,9; 190,5; 214,3; 215,9; Долото PDC 220,7; 243; 269,9; 295,3; 311,2; 393,7 46 Таблица 5 Модели долот с фрезерованным вооружением ОАО «Волгабурмаш» 139,7 С-ГАУ-R223 158,7 M-ГАУ-R186 161,0 M-ГАУ-R98 190,5 M-ГH-R22M 190,5 M-ГАУ-R65 190,5 MC-ГH-R205 190,5 MC-ГАУ-R92 190,5 MC-ГH-R64 190,5 C-ГНУ-R55 190,5 CT-ГH-R21M 190,5 T-ГНУ-R25 200,0 М-ГАУ-R133 215,9 M-ГH-R165 215,9 M-ГНУ-R199 215,9 M-ГАУ-R176 215,9 M-ГАУ-R54M 215,9 MC-ГH-R44 215,9 MC-ГНУ-R184 215,9 MC-ГНУ-R45 215,9 MC-ГАУ-R56 215,9 C-ГH-R163 215,9 C-ГВ-R192 215,9 C-ГНУ-R106 215,9 C-ГВУ-R190A 215,9 CT-ГH-R13 215,9 СТ-ГВ-R14 222,3 M-ГАУ-R219 250,8 M-ГНУ-R135 250,8 M-ГАУ-R137 250,8 M-ГАУ-R143 250,8 MC-ГНУ-R142 269,9 M-ГAУ-R63 269,9 M-ГH-R03 269,9 C-ГH-R103 269,9 CT-ГH-R07 295,3 M-ГH-R105 295,3 M-ГB-R187 295,3 M-ГНУ-R188 295,3 M-ГНУ-R85 295,3 MC-ГАУ-R116 295,3 C-ГB-R166 295,3 C-ГНУ-R58 311,1 M-ГAУ-R136 311,1 M-ГHУ-R125 311,1 M-ГBУ-R193 311,1 МС-ГАУ-R117 311,1 T-ГHУ-R126 349,2 М-ГВУ-R181 393,7 M-ГBУ-R227 393,7 С-ГВУ-R167 393,7 T-ГBУ-R279 444,5 M-ГBУ-R146 444,5 C-ГBУ-R252 - 47 Таблица 6 Модели долот с твердосплавным вооружением ОАО «Волгабурмаш» 190,5 MЗ-ГB-R225 190,5 MЗ-ГАУ-R61 190,5 CЗ-ГHУ-R46 190,5 СЗ-ГАУ-R27 190,5 TЗ-ГНУ-R29 190,5 K-ГНУ-R30 190,5 TЗ-ГНУ-R60 190,5 OK-ГHУ-R32 200,0 MЗ-ГАУ-R128 200,0 MЗ-ГАУ-R127 200,0 MЗ-ГАУ-R141 200,0 МСЗ-ГАУ-R90 200,0 ОК-ГАУ-R149 215,9 MЗ-ГАУ-R160 215,9 MЗ-ГАУ-R245 215,9 МЗ-ГВУ-R206А 215,9 МЗ-ГАУ-R233 215,9 МЗ-ГАУ-R240 215,9 МЗ-ГВ-R155М 215,9 M3-ЦГB-R196M 215,9 МЗ-ГНУ-R04М 215,9 MЗ-ГАУ-R02M 215,9 MCЗ-ГH-R87 215,9 МСЗ-ГНУ-R01 215,9 МСЗ-ГАУ-R11 215,9 CЗ-ГB-R162 215,9 CЗ-ГНУ-R51 215,9 CЗ-ГАУ-R53 215,9 CЗ-ГАУ-R269 215,9 TЗ-ГНУ-R05 215,9 TЗ-ГН-R15 215,9 TЗ-ГАУ-R40M 215,9 TЗ-ГАУ-R251 215,9 TЗ-ГАУ-R270 215,9 TKЗ-ГНУ-R230 215,9 TKЗ-ГВ-R276 215,9 К-ГНУ-R08 215,9 OK-ГНУ-R09 215,9 OK-ГАУ-R104 222,3 MЗ-ГАУ-R70 244,5 MCЗ-ГНУ-R12 250,8 MЗ-ГАУ-R132 250,8 МСЗ-ГАУ-R131 250,8 TKЗ-ГАУ-R156 250,8 K-ГАУ-R150 269,9 MЗ-ГАУ-R78 269,9 MCЗ-ГНУ-R36 269,9 MCЗ-ГАУ-R35 269,9 CЗ-ГНУ-R06 269,9 СЗ-ГАУ-R81 269,9 TЗ-ГH-R20M 269,9 ТЗ-ГАУ-R100 269,9 К-ГНУ- R26 279,4 T3-ГАУ-R164 295,3 MCЗ-ГH-R95 295,3 МСЗ-ГНУ-R37 295,3 МСЗ-ГВУ-R201 295,3 CЗ-ГH-R96 295,3 CЗ-ГB-R175 295,3 CЗ-ГНУ-R23 295,3 TЗ-ГНУ-R57 311,1 MЗ-ГН-R102M 311,1 МЗ-ГАУ-R107 311,1 MЗ-ГАУ-R129 311,1 МСЗ-ГНУ-R93 311,1 МСЗ-ГАУ-R122 311,1 ТЗ-ГАУ-R139 393,7 CЗ-ГВУ-R174 444,5 МСЗ-ГВУ-R168 444,5 СЗ-ГВУ-R242 – – 48 Таблица 7 Рекомендуемые области применения породоразрушающего инструмента ООО НПП «Буринтех» Тип долота Горные породы Твердость горной породы Глины, пески, несцементированные песчаники, глинистые алевролиты М Аргиллиты, алевролиты, песчаники, рыхлые известняки, каменная соль МС Аргиллиты слоистые, алевролиты, известняки, мергели, доломиты, песчаники С Известняки, доломиты, мергели, алевролиты, песчаники СТ Известняки, доломиты, мергели, песчаники Т чепяшетытистирехлололопас пастн пастн тные ые ые с шифром ЗХХ семилопастн ые вось милопастные область применения долот базовой конструкции расширение области применения за счет опции «Т» расширение области применения за счет опции «Y» 49 девятилопастн ые Таблица 8 Дополнительные опции долот PDC производства «Буринтех» Элемент долота 1 Основное вооружение Буквенное обозначение индекса 2 Т У Е Второй ряд вооружения О С В Калибрующая часть А Х Промывка Корпус Резьба Н М Р Описание 3 Оснащение резцами повышенной стойкости Оснащение резцами наивысшей абразивостойкости Дополнительный ряд алмазного вооружения PDC, расположенный за основным рядом вооружения Дополнительные твердосплавные вставки с импрегнированными алмазами, расположенные за основным рядом вооружения Дополнительные стабилизационные вставки, расположенные за основным рядом вооружения Установка на обратном конусе калибрующей поверхности выбуривающих резцов PDC Калибрующая поверхность усилена термостойкими алмазными вставками Калибрующая поверхность защищена твердосплавными вставками с импрегнированными алмазами Установка несменных насадок Матричный корпус Муфтовое резьбовое соединение 50 Таблица 9 Модели долот PDC, выпускаемых ООО НПО «Буринтех» БИТ 139,7 В 613 Н БИТ 139,7 В 613 ОН БИТ 152,4 В 713 Н БИТ 165,1 В 713 Н БИТ 188,9 В 416 Н БИТ 188,9 В 513 Н БИТ 188,9 В 613 Н БИТ 188,9 В 913 Н БИТ 190,5 В 513 Н БИТ 190,5 В 913 Н БИТ 214,3 В 416 БИТ 214,3 В 513 Н БИТ 214,3 В 913 Н БИТ 215,9 В 416 Н БИТ 215,9 В 513 БИТ 215,9 В 516 БИТ 215,9 В 713 БИТ 215,9 В 913 Н БИТ 220,7 В 516 Н БИТ 243 В 419 БИТ 243 В 516 БИТ 269,9 В 419 БИТ 295,3 В 419 БИТ 295,3 В 619 БИТ 295,3 В 716 БИТ 295,3 В 913 БИТ 311,2 В 419 БИТ 311,2 В 619 БИТ 311,2 В 716 БИТ 393,7 В 419 Таблица 10 Модели шарошечных бурильных головок конструкции ОАО НПО «Буровая техника» К132/52ТКЗ К139,7/52МСЗ К139,7/52СЗ К139,7/52СТ К139,7/52ТКЗ К139,7/67МСЗ К139,7/67ТКЗ К158,7/67МСЗ К158,7/67ТКЗ2 КС187,3/40СТ КС187,3/40ТКЗ К187,3/80СЗ К187,3/80СТ К187,3/80ТКЗ К187,3/100ТКЗ К212,7/60СТ КС212,7/60ТКЗ К212,7/80СЗ-3 К212,7/100МСЗ К269,9/100СТ К295,3/100МСЗ К295,3/100ТКЗ К212,7/80МСЗ К212,7/80СТ-1 К212,7/100ТКЗ К269,9/100МСЗ К295,3/100СТ К311,1/100ТКЗ К212,7/80СЗ К212,7/80ТКЗ К244,5/100СЗ К269,9/100ТКЗ К295,3/100СЗ 51 Таблица 11 Модели бурильных головок PDC, выпускаемых ООО НПО «Буринтех» 139,7/52 B 613 SM 139,7/67 B 613 SM 146/80 B 613 SM 158,7/67 B 813 SM 163,5/67 B 613 SM 187,3/80 B 613 SM 195/80 B 613 SM 212,7/100 B 613 SM 212,7/100 B 613 SM 212,7/80 B 613 SM 212,7/80 B 613 SM 215,9/100 B 813 SM 215,9/100 B 913 MH 215,9/100 B 1009 MH 215,9/80 B 613 SM 215,9/80 B 813 SM – – Таблица 12 Удельные осевые нагрузки для шарошечных долот МСЗ, Т, ТЗ, К, Тип долота М МЗ МС С, СТ СЗ ТК ТКЗ ОК Удельная 0,1 – 0,2– 0,3– 0,3– 0,6– нагрузка, 0,4–1 0,5–1 1–1,5 0,2* 0,5 0,6 0,8 1,5 кН/мм *Меньшие удельные нагрузки берутся для трещиноватых неоднородных пород и при высоких частотах вращения. 52 Таблица 13 Т12РТ240 ЗТСШ175 ЗТСШ192 ЗТСШ195ТЛ ЗТСШ1 -172 ЗТСШ1 -195 А6Ш А7Ш А9Ш А6ГТШ А7ГТШ А9ГТШ Показатель 1 Наружный диаметр корпуса, мм Расход жидкости (воды), л/с Момент силы на выходном валу, Н·м: - на тормозном режиме - на рабочем режиме Частота вращения выходного вала, об/мин: - в режиме холостого хода - в рабочем режиме Т12М3Б -240 Технические характеристики турбобуров 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 240 240 172 195 195 172 195 164 195 240 164 195 240 30 45 20 30 45 50–55 50–55 18–20 22–24 40–45 20–25 30–35 20–25 4000– 4000– 1760– 2600– 3600– 2000– 2600– 1360– 3800 6200 1710 3800 6200 4800 5100 2180 3100 4600 3200 3600 2160 2000– 2000– 880– 1300– 1800– 1000– 1300– 680– 1900 3100 1020 1900 3100 2400 2550 1090 1550 2300 1600 1800 1200 1320– 1320– 1450 1530 660- 660725 760 900– 1000 690740 970– 1060 725770 690– 780 350390 53 1010– 1260 500630 800– 935 400480 1060– 1200 1100 1330 485- 520 420 550 - - - 325 300 235 Таблица 14 DЗM195 D1-240 D1-176 D2-176 D5М176 D1-172 DЗМ172 D5-172 Наименование показателей 1 2 3 Диаметр корпуса 195 195 наружный, мм Диаметры применя- 215,9- 215,9емых долот, мм 244,5 224,5 Расход бурового рас- 0,025- 0,025твора, м3/с 0,035 0,035 Момент силы на выходном валу, кН·м - на тормозном ре4,77,6жиме 5,6 10,0 - на рабочем макси3,85,2мальном 4,5 7,0 Частота вращения выходного вала, с-1 - на режиме холосто- 4,61,9го хода 5,4 2,5 - на рабочем режиме 3,71,54,3 1,9 DУ195 D2-195 D4-195 Технические характеристики винтовых забойных двигателей 4 5 6 7 8 9 10 11 12 195 195 240 240 176 176 172 172 172 190,5215,9 0,0250,035 190,5215,9 0,0250,035 190,5215,9 0,0250,035 215,9- 215,9269,9 244,5 244,5 0,025- 0,025- 0,0300,035 0,035 0,050 190,5- 190,5- 190,5215,9 215,9 215,9 0,025- 0,025- 0,0250,035 0,035 0,035 7,610,0 5,27,0 9,612,4 7,79,9 12,018,0 10,014,0 4,75,6 3,84,5 6,08,0 4,56,0 10,014,0 9,012,0 4,75,6 3,84,5 9,612,4 7,79,9 6,0-8,0 1,92,5 1,51,9 1,92,5 1,41,9 1,52,5 1,22,2 4,65,4 3,74,3 1,92,5 1,31,8 4,25,1 3,44,0 4,65,4 3,74,3 1,92,5 1,41,9 1,9-2,5 54 4,5-6,0 1,3-1,8 Таблица 15 Теоретический вес 1 м обсадной колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632-80, кН Наруж ный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм 5,2 5,7 6,4 114 7,4 8,6 10,2 5,6 6,4 127 7,5 9,2 10,7 6,2 7,0 140 Тип соединения с треугольной резьбой короткой 0,141 (0,142) 0,153 (0,154) 0,169 (0,170) 0,194 (0,195) 0,222 (0,223) 0,169 (0,170) 0,192 (0,193) 0,221 (0,222) 0,267 (0,268) 0,205 (0,207) 0,229 (0,231) 0,251 7,7 9,2 10,5 (0,253) 0,294 (0,296) 0,334 (0,336) ОТТМ ОТТГ удлиненной нормальная муфта специальная муфта нормальная муфта специальная муфта ТБО - - - - - - - - - - - - 0,169 (0,170) 0,194 (0,196) 0,222 (0,224) 0,266 (0,268) 0,169 (0,170) 0,194 (0,195) 0,222 (0,224) 0,266 (0,268) 0,168 - - - 0,193 - - - 0,222 - 0,266 - - - 0,193 (0,194) 0,222 (0,223) 0,268 (0,269) 0,307 (0,308) 0,23 (0,233) 0,192 (0,194) 0,221 (0,223) 0,267 (0,269) 0,306 (0,308) 0,205 (0,207) 0,229 (0,231) 0,252 (0,255) 0,251 (0,253) 0,295 (0,298) 0,335 (0,338) 0,294 (0,296) 0,334 (0,336) - 55 0,221 0,265 0,223 (0,225) 0,267 (0,269) - - - - 0,190 - - - 0,230 - - - 0,266 0,262 0,305 0,300 0,265 0,304 0,268 (0,270) 0,307 (0,309) 0,204 - - - 0,228 - - - 0,250 - - - 0,294 0,289 0,334 0,328 0,930 0,333 0,296 (0,298) 0,336 (0,338) Продолжение таблицы 15 146 168 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7 7,3 8,9 10,6 12,1 5,9 6,9 8,1 0,226 0,243 0,265 0,290 0,321 0,358 0,293 0,353 0,413 0,465 0,252 (0,254) 0,293 (0,295) 0,338 (0,340) 0,382 9,2 178 10,4 11,5 12,7 194 219 (0,384) 0,427 (0,429) 0,470 (0,472) 0,513 (0,515) 13,7 - 15,0 - 7,5 8,3 9,5 10,9 12,7 15,1 6,7 7,7 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2 0,355 0,385 0,436 0,494 0,567 0,360 0,410 0,469 0,528 0,589 0,649 0,716 0,245 0,267 0,292 0,323 0,360 0,295 0,320 0,355 0,415 0,226 0,243 0,265 0,290 0,321 0,358 0,294 0,354 0,414 0,465 0,222 0,239 0,261 0,286 0,318 0,354 0,289 0,349 0,409 0,461 0,292 0,322 0,360 0,355 0,415 0,466 0,287 0,319 0,355 0,350 0,410 0,462 0,282 0,314 0,349 0,344 0,404 0,455 - - - - - - 0,290 - - - 0,335 - - - 0,379 0,385 (0,388) 0,381 0,373 0,426 0,410 0,469 0,451 0,512 0,503 0,551 0,541 0,603 0,593 0,433 0,491 0,564 0,661 0,466 0,524 0,585 0,645 0,712 0,424 0,481 0,554 0,649 - 0,341 (0,342) 0,294 (0,296) 0,339 (0,341) 0,385 (0,386) 0,383 (0,385) 0,430 (0,431) 0,473 (0,474) 0,515 (0,516) 0,555 (0,556) 0,607 (0,608) 0,389 0,440 0,498 0,571 0,667 0,475 0,534 0,595 0,655 0,722 0,428 (0,429) 0,471 (0,473) 0,514 (0,516) 0,553 (0,555) 0,605 (0,606) 0,356 0,386 0,437 0,495 0,568 0,664 0,412 0,471 0,530 0,591 0,651 0,718 - 56 0,424 0,467 0,510 0,549 0,601 0,351 0,381 0,432 0,490 0,564 0,660 0,404 0,464 0,522 0,581 0,643 0,711 0,430 (0,433) 0,473 (0,475) 0,515 (0,518) 0,555 (0,558) 0,607 (0,610) 0,440 0,498 0,571 0,667 0,475 0,534 0,595 0,655 0,722 Продолжение таблицы 15 245 273 299 324 340 361 377 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 14,8 8,5 9,5 10,0 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 0,470 0,526 0,586 0,644 0,691 0,789 0,476 0,588 0,666 0,743 0,812 0,888 0,962 1,045 0,615 0,688 0,790 0,881 1,037 0,670 0,744 0,854 0,956 1,070 0,697 0,796 0,894 0,991 1,054 1,122 1,233 0,772 0,853 0,932 1,011 0,831 0,917 1,004 1,069 0,533 0,593 0,648 0,698 0,795 0,802 - 0,472 0,528 0,588 0,643 0,693 0,791 0,897 0,589 0,667 0,744 0,813 0,889 0,963 1,046 0,689 0,791 0,882 1,038 0,672 0,746 0,856 0,957 1,072 0,797 0,895 0,992 1,057 1,126 1,237 - 57 0,464 0,519 0,579 0,634 0,684 0,782 0,888 0,579 0,658 0,734 0,804 0,879 0,954 1,036 - 0,532 0,592 0,647 0,697 0,795 0,901 0,594 0,672 0,749 0,818 0,894 0,968 1,051 - 0,521 0,581 0,636 0,686 0,784 0,880 0,582 0,661 0,737 0,807 0,882 0,956 1,039 - - Продолжение таблицы 15 9,5 0,949 11,1 1,097 406 12,6 1,232 16,7 1,604 10,0 1,044 426 11,0 1,141 12,0 1,236 473 11,1 1,287 11,1 1,380 508 12,7 1,564 16,1 1,961 Примечания: 1. Значения теоретического веса 1 м колонны, взятые в скобках, относятся к трубам исполнения Б. 58 Таблица 16 Буровые установки ОАО «Уралмаш» БУ 2500/160 ДП-БМ БУ 2900/175 ДЭ-БМ БУ 3200/200 ЭУК-2М2 БУ 3200/200 ЭУК-3МА БУ 3200/200 ДГУ-1 БУ 4000/250 ЭК-БМ БУ 4500/270 ЭК-БМ БУ 5000/320 ДГУ-1 БУ 5000/320 ДЭР БУ 6500/450 ДГ БУ 8000/500 ДЭР БУ 2500/160 ДЭР-П БУ 2900/175 ДЭР БУ 3200/200 ЭУК-2МЯ БУ 3200/200 ЭК-БМ БУ 3900/225 ЭК-БМ БУ4000/250 ДГУ БУ 4500/270 ЭЧРК БУ 5000/320 ЭР БУ 5000/320 ЭУК-Я БУ 6500/450 ДЭР 3Д86-2 Таблица 17 Буровые установки ОАО «Волгоградский завод буровой техники» БУ 5000/320 ДЭП-БМ БУ 3900/225ДЭП-БМ БУ 3200//200 М-ДЭП БУ 2900/175 ДЭП БУ 2000/140 М-ДЭП БУ 1600/100 ЭУ БУ 4000/250 ДЭП-БМ БУ 3900/225 ЭПК-БМ 2900/200 ЭПК-БМ БУ 2500/160 М-ДЭП БУ 2000/125 М-ДЭП БУ 1600/100 ДГУ 59 Приложение 5 Темы вопросов для специальной части 1. Четырехступенчатый блок очистки бурового раствора. 2. Телеметрические системы LWD и MWD. 3. Буровые промывочные растворы. 4. Буровые тампонажные растворы. 5. Технологическая оснастка обсадных колонн. 6. Технологическая оснастка бурильных колонн. 7. Загрязнение продуктивного пласта и способы его предупреждения. 8. Бурильные трубы. 9. Осложнения при бурении скважин, способы предупреждения и ликвидации. 10. Способы цементирования обсадных колонн. 11. Скважинные перфораторы. 12. Аварии при бурении скважин и способы их ликвидации. 13. Турбобуры. 14. Винтовые забойные двигатели. 15. Технические средства для направленного бурения. 16. Горизонтальное бурение. 17. Шарошечные долота. 18. Долота PDC. 19. Бурильные головки. 20. Керноотборные снаряды. 21. Морское бурение. 22. Буровые установки. 23. Системы верхнего привода 24. Бурение на обсадных трубах. 25. Буровые насосы. 26. Буровые вышки. 60 Приложение 6 Вопросы на защиту курсового проекта 1. Как найти пластовое давление на определенной глубине, зная значения градиентов давлений, действующих на разных глубинах? 2. Что такое градиент давления? 3. Перечислите основные осложнения при бурении скважин. Как с ними бороться? 4. Какие достоинства и недостатки различных способов бурения? 5. Что такое совмещенный график давлений, как он используется? 6. Какие параметры входят в понятие «конструкция скважины»? 7. Как определяется диаметр эксплуатационной колонны? 8. Какая величина интервала перекрытия башмака кондуктора при цементировании эксплуатационной колонны для нефтяной и для газовой скважины? 9. Что такое пачка горных пород? Зачем нам разделять геологический разрез на пачки? 10. Какие величины входят в понятие «параметры режима бурения»? Как они рассчитываются? 11. По каким расчетным величинам выбирается забойный двигатель? 12. Назовите функции, типы и основные параметры бурового раствора. 13. Какова величина репрессии на пласт для предотвращения флюидопроявлений? 14. На основе каких параметров выбирается буровая установка? 15. Вопросы по содержанию специальной части. 61 Учебное издание БРЫЛИН Владимир Иванович КОВАЛЕВ Артем Владимирович БУРОВЫЕ СТАНКИ. БУРЕНИЕ СКВАЖИН Методические указания к выполнению курсового проекта для студентов ΙΙΙ курса, обучающихся по специальности 130101 «Прикладная геология» специализации «Геология нефти и газа». Очная форма обучения Отпечатано в Издательстве ТПУ в полном соответствии с качеством предоставленного оригинал-макета Подписано к печати 00.00.2013. Формат 60х84/16. Бумага «Снегурочка». Печать XEROX. Усл. печ. л. 9,01. Уч.-изд. л. 8,16. Заказ 000-13. Тираж 100 экз. Национальный исследовательский Томский политехнический университет Система менеджмента качества Издательства Томского политехнического университета сертифицирована NATIONAL QUALITY ASSURANCE по стандарту BS EN ISO 9001:2008 . 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30 Тел./факс: 8(3822)56-35-35, www.tpu.ru 62