Инженерно-геологические условия бурения

   Мероприятия по  ликвидации последствий осыпей  и обвалов (проработка, промывка  и т.д.) :

1)Проработка в интервале  со скоростью 199-120 м/ч;

2)Обработка бурового раствора химреагентами.

Таблица 9 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфичес-кого подразделения	Интервал, м.		Виды проявляем-ого  флюида	Условия возникновения	Характеристика проявлений в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т.д
	ОТ(верх)	ДО(низ)
P3/2 - P3/1	100	330	Вода	Недолив жидкости в скважину во время подъема инструмента, во время простоев, несоблюдение параметров бурового раствора	Увеличение водоотдачи
K2 – K1	980	1720
K1(AC4-8)	1830	1884	Газ + вода		Газирование
К1(AC4-8)	1884	1900	Нефть + газ + вода		Пленка нефти газирование

 

Таблица 10 – Прихватоопасные  заны

Индекс стратиграфичес-кого подразделения	Интервал, м.		Виды прихвата (от перепада давления, заклинива-ния и т.д.)	Наличие ограничений на время оставления инструмента без движения или  промывки	Условия возникновения
	ОТ	ДО
Q – P2	0	660	Сальни-кообразование, заклинка	Да	Отклонения от параметров бурового раствора
P2 – K1	660	1900

 

Таблица 11 - Прочие возникновения  осложнений

Индекс стратиграфичес-кого подразделения	Интервал, м.		Вид осложнения	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
	ОТ	ДО
К2 – К1	1750	1900	Сужение ствола скважины	Нарушение режима промывки, набухание  глин

 

          2. Применяемые циркулирующие рабочие агенты

Для промывки скважины принимаем  в качестве рабочего агента  глинистый  буровой раствор, так как он является наиболее дешевым и технологичным. Согласно правилам плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий   бурения   должна   определяться   из   расчета  создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

- 10% для скважин глубиной  до 1200 м, но не более 15 кгс/см² (1,5 МПа);

- 5% для скважин глубиной  от 1200 м до проектной глубины,  но не более 25 - 30 кгс/см² (2,5 - 3,0 МПа).

С    учетом    данных    ограничений    потребная    плотность    раствора определяется по формуле:

,

где Р_пл- пластовое (поровое) давление, Па; L_к— глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления от устья скважины, м; К_р -коэффициент репрессии для указанных выше глубин, он равен соответственно: К_р = 1,1 и К_р = 1,05. Р - превышение забойного давления над пластовым, для тех же глубин соответственно равно 1,5 и 2,5 — 3,0 МПа.

 

Плотность   бурового   раствора   при   бурении   под   эксплуатационную колонну  будет равна :

            

;

.

   Следовательно принимаем  значение плотности p = 1080 КГ/ .

 

  3. Выбор и обоснование  типа и серии трехшарошечных  долот 

  Рациональным     типом    долота    данного    размера    для     каждых  конкретных геолого-технических  условий бурения является такой  тип, который     при     бурении     в     рассматриваемых    условиях    обеспечивает минимальную  величину эксплуатационных затрат  на 1 м проходки.

  Для бурения под  эксплуатационную колонну диаметром  168,3 мм необходимо долото, диаметр которого можно определить по формуле:

 

  где d_м - диаметр муфты эксплуатационной колонны, d_м = 188 мм [2]; -минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины, мм. Значения берутся в зависимости от диаметра обсадных труб:

для труб диаметром 168,3 мм, =25 мм.

d_д= 188 + 25= 213 мм.

  Правила допускают  отклонение от рекомендуемой  величины  . Исходя из практики бурения, выбираем долото диаметром 215,9 мм, обеспечивающее беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины, качественное ее цементирование и предотвратит возможные осложнения.

    Тип долота  должен соответствовать определенным  свойствам горных пород, которые  разбуриваются. Под свойствами  горных пород в первую очередь  понимается их твердость и  абразивность.

Для выбора типа и серии  долота необходимо определить среднюю  категорюю твердости   Т :

где   T_i   - категория твердости пород i-й разновидности; — мощность i-ro прослоя горной породы, м; М - мощность выделенной пачки, м.

В соответствии с табл. 8 определяем категории твердости отдельных  пропластков пород.

 

Таблица 12 - Классификация горных пород (по Л. А. Шрейнеру)

Породы	Мягкие				Средней твердости				Твердые
Категория твердости	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Твердость по штампу Рш.МПа	<100	100 250	250 500	500 l000	1000 1500	1500 2000	2000 3000	3000 4000	4000 6000	5000 6000	6000 7000	>7000

 

Для перехода от величин  твёрдости, измеренных в МПа, к величинам, к величинам, измеренных категориях, предложена формула:

                                  

Где - твёрдость горной породы в категориях; - твердость горной породы в МПа.

Породы в интервале 330-770 имеют твердость 150 кгс/ ,в интервале 770 – 940 твердость = 200 кгс/, в интервале 940 – 980 твердость = 250 кгс/, в интервале 980 – 1720 твердость = 400 кгс/ и в интервале 1720 – 1900 твердость = 450 кгс/ .

Определим категории твердости  для каждого из интервалов:

=0,164 = 1,8;

=0,164 = 2,1;

=0,164 = 2,3;

=0,164 = 2,9;

        =0,164 = 3;

   Определим среднее арифметическое значение твердости:

=  = 2.5 .

 

Таблица 13 – Характеристики областей применения шарошечных долот.

Тип долота			Тип долота
М	2.4	4.4	МЗ	3.2	4.9
МС	3.0	5.5	МСЗ	4.5	7.7
С	3.7	6.2	СЗ	4.2	7.6
СТ	4.5	7.7	ТЗ,ТКЗ	6.2	9.3
Т	5.6	7.9	К	7.3	10.2

 

-среднее арифметическое значение твердости, -  её верхняя граница для заданного интервала бурения.

В соответствии с физико-механическими  свойствами горных пород для бурения  под эксплуатационную колонну выбираем тип долота МЗ.

Учитывая тип долота и  применяемый роторный способ бурения, выбираю долото - 215,9 М3-ГН.

               4. Выбор параметров режима бурения

Эффективность разрушения горной породы долотом зависит от многих факторов:

- осевой нагрузки на долото, частоты его вращения;

- конструкции долота;

- свойств породы;

- соотношения давления промывочной жидкости на забой скважины и порового давления в слоях породы, прилегающих к забою;

- состава и свойств промывочной жидкости и ряда других.

Совокупность факторов, влияющих на эффективность разрушения породы и интенсивность износа долот и которыми можно оперативно управлять в период работы долота на забое, принято называть режимом бурения, а сами факторы - параметрами режима. К параметрам режима бурения относятся:

- осевая нагрузка на долото G, кН;

- частота его вращения n, об/мин;

- секундный расход Q промывочной жидкости;

- а также гидравлическая мощность струй N_c, вытекающих из долотных насадок.

Сочетание этих параметров, обеспечивающих получение наилучших показателей работы долота, называется оптимальным режимом бурения.

Осевую нагрузку на долото можно определить по удельной нагрузке Р_уд(кн/м):

                                        G =

где – диаметр долота, м. В табл.14 приведены рекомендуемые     режимы эксплуатации трехшарошечных долот.

Таблица 14 - Режимы эксплуатации долот

Серия долота	Частота вращения, об/мин	Удельная нагрузка на долото, кН/м	Способ бурения
ГАУ	35-70	600-800	Роторный
ГНУ	40-250	600-1000	Роторный, забойными двигателями (винтовыми турбобурами и электробурами с редукторными вставками)
ГН	60-450	700-1200	Роторный, всеми типами забойных двигателей
ГН, ГЦ	60-450	600-1000	То же

 

G = 700 0,2159= 150 кН.                                      

Для долот диаметром от 190,5 до 295,3 мм частота вращения не должна быть выше величины, которую можно  оценить из соотношения:

                                      n=882,9 D_д/G,

где D_д- диаметр долота, см.                                                                                 

n = 882,9 21,59/150 =127 об/мин.

Для выбранного долота 215,9 М3-ГН рекомендуемая частота вращения в пределе 60-450 об/мин. Окончательно выбираю значение частоты вращения 127 об/мин.

   

                  5. Проектировочный расчет бурильной колонны

Исходные данные:

Вид операции – бурение

Интервал – 400-1900 м.

К началу операции спущена  вторая промежуточная колонна диаметром 245 мм.

Бурение ведётся под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм.

Способ бурения – роторный.

Диаметр долота – 215.9 мм.

Нагрузка на долото – 150 кН (15290.5 кгс).

Плотность раствора – 1,08 г/.

Условия бурения – нормальные.

Скважина – вертикальная.

    Производим проектировочный  расчет колонны бурильных труб. Для начала необходимо определить  типы утяжеленных бурильных труб  и длины ступеней УБТ.

Компоновка УБТ должна обеспечить заданную нагрузку на долото и необходимую жесткость при  изгибе.

При _д = 215,9 м,  диаметр основной ступени =178мм. Внутренний диаметр этих труб  = 80 мм, вес одного метра q_m = 155,9 кгс. Эти трубы должны удовлетворять требованию минимальной жесткости, т.е. жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение, т.е.(EI)₀₁>(EI)

_,

где , - наружный и внутренний диаметры 1-ой (основной) ступени УБТ; D_0K, - наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны.

 

1.22 > 0,81 — условие выполняется.

Диаметр нижней секции бурильной  колонны необходимо принять равным 127 мм.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к  бурильным трубам компоновка УБТ  выполняется ступенчатой. Количество ступеней (промежуточных секций), должно быть таким, чтобы при переходе к  бурильным трубам и переходах  между ступенями выполнялись  условия: