Предупреждение обвалов стенок скважины при бурении на площади Северо – Брагунская

ψ = 0,4 – коэффициент формы частиц шлама (из проекта) для частиц окатанной  формы.

2) Предотвращения перелива бурового раствора при подъеме бурильной колонны

τ₀ ≤ ρ*q*L_св /∑L_св/d_i       (2.6.)

где L_св – длина «свечи» буровых труб [м]

d_i – внутренний диаметр секции буровых труб (i-ой [м])

– сумма отношений L_св к d_i – всех секций буровых труб.

По табличным данным для буровых долот ¢ 394 мм типа «С» имеем:

d_r = 0,0035 + 0,037*D_д = 0,0035 +0,037*0,394 = 0,018 (м)

τ₀ = 0,018*(2300 – 1130):6 * 0,4 = 1,4 Па ( из условия [1])

τ₀ = (1130*9,8*25):((25:0,09)+(3305:0,108)) = 8,96 Па

Выбираем τ₀ = 2,5÷3,5 Па. В этом случае выбуренная порода будет удерживаться во взвешенном состоянии и не будет «сифона» при подъеме буровых труб.

Водоотдачу (фильтрацию) и толщину корки бурового раствора необходимо поддерживать в минимальных  пределах. Минимальные значения должны иметь также процент содержания песка, газа, толщину глинистой корки, значения суточного отстоя.

Водородный показатель рН поддерживать в пределах 8,5÷11.

Технологические параметры  промывочной жидкости по интервалам бурения, выбранные исходя из опыта бурения на данной и соседних площадях приводим в виде таблицы ниже.

Параметры буровых растворов  приняты по опыту бурения.

 

 

Таблица 2.17

Тип раствора	Интервал       м		Технологические параметры  растворов
	от	до	Плотность      Г/см3	Условная вязкость	Фильтра-ция см3	СНС,       Па		Корка,   мм	рН	Струк-турная вязкость МПа	Динами-ческое напря-жение  сдвига t0       Па
						1 мин	10 мин
					30 мин.
Полимер-глинистый	10	700	1,10..1,30	35….50	6…8	1,5..3,0	3..6	1,5..2,0	8….8,5	15	4,5
Гуматно-калиевый	700	1220	1,10..1,30	35….50	3…5	1,5..3,0	3…6	1,5..2,0	8..9	15	4,5
----------	1220	1640	1,26..1,32	35…45	3…5	0,3…3,0	1,5..6	1,0…1,5	8…9	25	5,5
----------	1640	2840	1,26..1,32	35..45	3…5	1,5…3,0	4,5..6	1,0..1,5	8…9	25	5,5
Извест-ковый	2840	3330	1,31..1,41	35…60	3…5	2,0…3,0	4….6	1,0..1,5	9…11	25	5,5
Гипсовый	3330	3440	1,89..2,15	35..60	3…5	1,5…3,0	4,5...6	1,0…1,5	8…9	35	10,0
---------	3440	4620	1,89..2,15	35..60	3…5	1,5…3,0	4,5..6	1,0…1,5	8…9	35	10,0
----------	4620	5420	2,0..2,20	35…60	3…5	1,5…3,0	4,5..6	1,0…1,5	8…9	45	18,0
----------	5420	5430	2,0..2,20	35..60	3…5	1,5…3,0	4,5…6	1,0…1,5	8…9	45	18,0
----------	5430	5800	1,72..1,77	35…60	5…8	1,5…3,0	4,5…6	1,0…1,5	8…9	40	10,0

Типы и параметры буровых растворов

 

 

 

 

2.6. Выбор способа бурения, типов долот и параметров режима бурения

 

В основу выбора способа  бурения положены рекомендации, выработанные практикой бурения. В таблице 2.18 приведены данные по рекомендуемым областям применения различных способов бурения.

Принятие решения об использовании  того или иного способа бурения  это один из ответственных этапов проектирования технологии углубления скважины, т.к. в дальнейшем выбранный  способ определяет многие технические  и технологические решения: режимы бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и как следствие, технологию крепления скважины. Окончательно решение о способе бурения представляет собой сложную технико-экономическую задачу, во многом определяемую собой местными условиями: наличие парка буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и баз по их ремонту и обслуживанию.

С учетом изложенного в п. 2.2 и данных в таблице 2.18 принимает роторный способ бурения т.к.:

• глубина бурения 5800 м;
• забойная температура 192 ^▫С;
• долота диаметром до 139,7 мм;
• скважина вертикальная особо сложная;
• применяются долота с вооружением типа М;
• применяются буровые растворы плотностью до 2,18 г/см³;

Выбор типов долот для разрушения горных пород ведется исходя из их

физико-механических свойств: категории твердости, категории абразивности, литологического строения разреза скважины.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.18

Рекомендуемые области  применения способов бурения

 

Геолого-технические  условия бурения	Способ бурения
	роторный	Гидравли-ческие забойные двигатели	электробуры
1	2	3	4
1)  Глубина бурения  м. 3500 3500 – 4200 4200
	+	+		+
	+	--		+
	+	--		--
2) забойная температура ▫С 140 140
	+	+		+
	+	--		--
3) диаметры долот, мм 190,5 190,5
	+	--		--
	+	+		+
4) профиль ствола скважины  вертикальный наклонно-направленный
	+	+		+
	--	+		+
5) тип породоразрушающего  инстр.  трехлапастной, шарошечный МПАМ шарошечный типов МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, СТЗ, Т, ТЗ, ТК, К, ОК. фрезерный алмазный
	+	--		--
	+	+		+
	--	+		+
	--	+		+
6) тип промывочного  агента: газы, пена; буровые растворы со степенью аэрации; высокой; низкой
	+	--		--
	+	--		+
	+	+		+
7) буровые растворы  плотностью                       кг/см3 1,7…1,8 1,7…1,8
	+	+		+
	+	--		+

Существуют специальные классифицированные таблицы и график выбора эффективных типов и моделей долот. Выбор типа породоразрушающего инструмента во многом зависит от конкретных  условий, которые предопределяют технико-экономические показатели работ долот. Эффективным признается тот тип долота, который обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

 

;                                (2.7.)

 

где: С – стоимость часа работы буровой установки по затратам, зависящий от времени бурения;

         С_д – стоимость долота с учетом наценок снаба и накладных расходов;

         Т_б – время механического бурения;

         Т_спо – время на спуско-подъемные операции;

         Т_всп – время на вспомогательные работы, связанные с рейсом долота (промывка, проработка, смена долота, и т.п.)

         Н –  проходка на долото.

При бурении в интервалах осложнений развивающихся во времени предпочтение следует отдать долотам, которые обеспечивают максимальный темп углубления скважины. Темп углубления характеризуется рейсовой скоростью бурения.

 

                                (2.8.)

или  

;    (2.9.)

где: - средняя механическая скорость бурения;

Учитывая, что зависит и от и от Н, следует отметить, что степень их влияния на рейсовую скорость различно. При Т_б > Т_спо + Т_всп (малые глубины бурения) – скорость оказывает большое влияние на , чем Н. При Т_б < Т_спо + Т_всп - наоборот. Следовательно, при малых глубинах предпочтение следует отдать тем долотам, которые обеспечивают большую скорость бурения, на больших глубинах – долотом, обеспечивающим большую проходку  на долото. Бывшим институтом  «СевКавНИПИнефть» был проанализирован богатый опыт отработки долот на площадях бывшего ПО «Грознефть» и выданы рекомендации по наиболее эффективным типам и моделям долот с учетом того, что было отмечено выше. В таблице 2.19 приведены рекомендуемые типы долот по интервалам разреза скважины и нормативные показатели их работы по проходке на долото Н и времени бурения.

После принятия решения о способе  бурения, типах и моделях используемых долот, типах буровых растворов  и их технологических параметрах необходимо подобрать осевую нагрузку на долото, частоту вращения долота, подачу буровых насосов, т.е. режим бурения.

При определении параметров режима бурения основная цель состоит в  оптимизации процесса соответствии с выбранным критерием оптимальности. В качестве таковых как было показано выше, могут быть использованы;

• механическая скорость бурения;
• проходка на долото;
• рейсовая скорость бурения;
• приведенные затраты на один метр проходки.

Первые три критерия необходимо максимизировать, последний – минимизировать. Безусловно, критерии эксплуатационных (приведенных) затрат на один метр проходки являются самыми совершенными. Однако с ростом глубины различия между критериями Сmin и  сокращается.

 

Таблица 2.19

Рекомендуемые модели долот  по интервалам разреза скважины и нормативные показатели их работы по проходке Н и времени бурения I_м – t₁

Стратиграфи-ческое под-разделение	Интервал М				Долото	Нормативные показатели
	от		до			Нм	t1   I/час
Четвертичные		10	30	Ш555М-ЦГВ		156	0,18
Апщерон-акчагыл		30	700	-----------------		200	0,2
акчагыл		700	1220	Ш393,7М-ЦГВ		170	0,15
Понт+меотис		1220	1640	-----------------		120	0,21
В сармат глины		1640	2120	----------------		110	0,20
В сармат песчан		2120	2670	Ш393, 7М-ЦВ		100	0,20
Ср. сармат		2670	2760	--------------------		55	0,40
Н. Сармат		2760	2840	---------------------		40	0,71
Карган		2840	3100	--------------------		20	0,79
Чокрак песчан		3100	3300	---------------------		15	0,72
Чокрак глинистый		3300	3440	Ш295,3М-ГВ-2		42	0,41
В. майкоп		3440	4620	-----------------		50	0,52
Н майкоп		4620	5420	Ш215,9М-ГАУ		50	0,9
Фораминиферы		5420	5430	-------------------		69	0,85
-------------------		5430	5520	Ш190,5СЗ-ГАУ		35	0,72
В мел		5520	5770	139,7СЗ-АУ		35	1,0
Нижний мел		5770	5800	------------------		32	1,1

 

Для практических расчетов следует использовать более простую форму, (например, формулу (2.8) или (2.9)).

В качестве управляемых  параметров используют осевую нагрузку на долото G, частоту его вращения n, подачу насосов Q_н. Для определения оптимальных значений G, n и Q_н используют два подхода:

– экспериментально-статистический, основанный на сборе и обработке информации о результатах отработки долот в сходных горно-геологических условиях;

– аналитико-статистический, использующий математические модели процесса углубления, коэффициенты которых определяются на основе обработки статистических данных.

Реализация первого подхода  требует специальной организованной системы сбора и обработки  промысловой информации. Применение такого подхода требует отбора информации по большому числу количественных признаков, характеризующих условия отработки. Это приводит к тому, что для квалифицированной обработки большого объема информации не возможно обойтись без ЭВМ. При ручном способе реализации этого подхода количество анализируемых признаков резко сокращаются и как следствие, падает надежность полученных выводов. Главный недостаток такого подхода, при любом способе реализации, это получение вывода о том, что эта комбинация управляемых параметров лучшая из числа тех, что применялись.

Безусловно, что второе подход лишен этого недостатка, но при условии, что математическая модель процесса углубления адекватна реальным условиям. По современным представлениям более целесообразно нормативное значение режимно-технологических параметров, а поиск оптимальных управляющих воздействий осуществлять в оперативном режиме на буровой .

Исходя из этого, бывшим институтам «СевКавНИПИнефть» для обработки  долот на площадях, разбуриваемых  бывшим ПО «Грознефть» при выборе осевой нагрузки на долото рекомендовано  исходить из удельной нагрузки (600…7500 кН/м, при выборе подачи – из удельной подачи (0,42…0,45) м³/с*м². При бурении в малоабразивных породах рекомендуются частоты вращения:

• для долот с опорой В – n = 120….143  об/мин;
• для долот с опорой типов ГАУ, ГНУ – n = 60…90 об/мин.

При бурении в абразивных породах рекомендуется повышать осевую нагрузку, но не более 0,85 от предельной для данного долота по паспорту и снижать частоту вращения до 40…60 об/мин.

В таблице 2.20 представлены рекомендации о параметрах режима бурения по интервалам разреза скважин.

Таблица 2.20

Рекомендуемые параметры  режима бурения по интервалам разреза