Объектом работы являются эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

 

Таблица 2.2 Программа на проводку наклонно направленной скважины

Интервал, м			Зенитный угол, град		Отклонение, м		Удлинение ствола, м		Глубина по стволу, м
от	до	длина	нач.	конеч.	на интерв.	всего	на интерв.	всего
0 100 286 2278 2510	100 286 2278 2510 2760	100 186 1992 232 250	0 0 27,75 27,75 0	0 27,75 27,75 0 0	0 46 1046 57 0	0 46 1092 1149 1149	0 7 258 10 0	0 7 265 275 275	100 294 2543 2785 3035

 

При проведении скважины интенсивность пространственного искривления не должна превышать 1,5 град/10 метров.

 

2.3 Разработка режимов бурения

 

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

В основу выбора типов долот положены физико-механические свойства горных пород (твердость, абразивность, пластичность и др.).

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

Руководствуясь опытом бурения скважин в аналогичных геологических условиях на площадях Западной Сибири рационально применение трехшарошечных долот.

При бурении под кондуктор в интервале 0 - 650 м геологический разрез представлен глинами, песками, супесями с твердостью по штампу 100 МПа (см. табл.1.3), категорией пород по промысловой классификации М, абразивностью IV - X категории.

Исходя из того, что бурение турбобуром характеризуется высокими частотами вращения породоразрушающего инструмента, для бурения под кондуктор выбираем высокооборотное долото с типом опор "В" - опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 295,3 мм. Исходя из многолетнего опыта работ на данном месторождении для бурения под кондуктор применяем долото III 295,3 СЗ-ГВ.

На интервале 650 - 2510 м геологический разрез представлен глинами, песками, супесями, песчаниками, аргиллитами с твердостью по штампу 100 - 200 МПа, категорией пород по промысловой классификации М, МС и абразивностью IV - X категории. Выбирается высокооборотное долото с типом опор "В" - опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 215,9 мм. Для бурения под эксплуатационную колонну применяем долота III 215,9 МЗ-ГВ в верхней части интервала и III 215,9 С-ГВ в нижней части.

На интервале 2510 - 3105 м геологический разрез представлен песчаниками, аргиллитами, алевролитами с твердостью по штампу 200 - 500 МПа, категорией пород по промысловой классификации МС, С и абразивностью VI - X категории. Опыт работ на данном месторождении в последние годы показал высокую эффективность применения на этом интервале долот с маслонаполненными опорами 8 ½ MF - 15 производства фирмы "Смитт".

Применяемые долота по интервалам бурения представлены в табл.2.3

 

Таблица 2.3 Типоразмеры долот по интервалам бурения

Интервал, метр	Типоразмер долота
0 - 650 650 - 2550 2550 - 3105	III 295,3 СЗ-ГВ III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ 8 ½ MF - 15

 

2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото

При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы:

Статистический анализ отработки долот в аналогичных геолого-технических условий.

Аналитический расчет на основе качественных показателей физико-механических свойств горной породы и характеристик шарошечных долот, применение базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения.

Наиболее точным считается статистический метод расчета осевой нагрузки, после расчета полученное значение сравнивается с допустимой нагрузкой по паспорту долота и принимается нагрузка в пределах вычисленных величин.

Осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле:

 

GOC =gO · Д Д кН, (2.19)

 

где gO - удельная нагрузка на 1 м диаметра долота для бурения в породах данной категории, кН/метр.

Для данного района работ ЗапСибНИИ рекомендует применять следующие удельные нагрузки [4]:

для пород категории М: gO <200 кН/м;

для пород категории МС: gO <200 - 400 кН/м;

для пород категории С: gO <400 - 800 кН/м.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 м gO=200 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М. Тогда по формуле (2.19):

 

GOC =200·0,295=59,06 кН.

 

Расчетное значение осевой нагрузки не должно превышать 80% от допустимой по паспорту долота:

 

GOC<0,8· GДOП кН, (2.20)

 

где GДOП - допустимая нагрузка на долото по паспорту, кН.

Для долота III 295,3 СЗ-ГВ GДOП=400кН, тогда по формуле (2.20):

GOC<0,8· 400=320 кН.

 

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что на интервале кондуктора осевая нагрузка составит 60 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -1400 м gO=300 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС. Тогда по формуле (2.19):

 

GOC =300·0,2159=70 кН.

 

Для долота III 215,9 МЗ-ГВ GДOП=250кН, тогда по формуле (2.20):

 

GOC<0,8· 250=200 кН.

 

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 650 -1400 метров составит 70 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1400 - 2550 м gO=400 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС. Тогда по формуле (2.19):

 

GOC =400·0,2159=86,36 кН.

 

Для долота III 215,9 С-ГВ GДOП=250кН, по формуле (2.20):

 

GOC<0,8· 250<200 кН.

 

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 1400 - 2550 м составит 90 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м gO=800 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС. Тогда по формуле (2.19):

 

GOC =800·0,2159=172,72 кН.

 

Для долота 8 ½ MF-15 GДOП=319кН, тогда по формуле (2.20):

 

GOC<0,8· 319<255,2 кН.

 

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 2550 - 3105 м составит 180 кН.

Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения представлены в табл.2.4

 

Таблица 2.4 Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения

Интервал, метр	Осевая нагрузка, кН
0 - 650 650 - 1400 1400 - 2550 2550 - 3105	60 70 90 180

 

2.3.3 Расчет частоты вращения долота

Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные частоты вращения долот, при которых разрушение горных пород максимально.

Оптимальные частоты вращения долот находятся в диапазонах:

для долот типа М 250 - 400 об/мин;

для долот типа МС 150 - 300 об/мин;

для долот типа С 100 - 200 об/мин.

Превышение оптимальных частот вращения вызывает снижение механической скорости бурения и, как следствие, быструю поломку долота.

Расчет частоты оборотов ведется по 3 методам:

Статистический метод (по предельной окружной скорости).

Технологический метод (по износу опор долота).

Аналитический метод (по времени контакта зубьев долота с породой).

Расчет оптимальной частоты вращения долот статистическим методом производится по формуле:

 

n= (60·Vлин) / (π·ДД) об/мин, (2.21)

 

где n - частота оборотов долота, об/мин;

Vлин - рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с;

Для пород:

типа М и МЗ Vлин =3,4…2,8 м/с;

типа МС и МСЗ Vлин =2,8…1,8 м/с;

типа С и СЗ Vлин =1,8…1,3 м/с.

для пород категории С: gO <400 - 800 кН/метр.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 метров Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.21):

 

n= (60·3,4) / (3,14·0,2953) =220 об/мин.

 

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -1400 м Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС, по формуле (2.21):

 

n= (60·3,4) / (3,14·0,2159) =300 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1400 - 2550 м Vлин =2,8, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС, по формуле (2.21):

 

n= (60·2,8) / (3,14·0,2159) =250 об/мин.

 

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м Vлин =1,3, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.21):

 

n= (60·1,3) / (3,14·0,2159) =115 об/мин.

 

Расчет оптимальной частоты вращения долот технологическим методом по износу опор долот производится по формуле:

 

n=То/ (0,02· (α+2)) об/мин, (2.22)

 

где α - коэффициент, характеризующий свойства горных пород (для М=0,7…0,9; для С=0,5…0,7);

То - константа, характеризующая стойкость опор долота, которая определяется по формуле:

То=0,0935·Дд. (2.23)

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 м α=0,9, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.22):

 

n=0,0935·295,3/ (0,02· (0,7+2)) =521 об/мин.

 

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -2550 м, α=0,7, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС по формуле (2.22):

 

n=0,0935·215,9/ (0,02· (0,7+2)) =380 об/мин.

 

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м α=0,5, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.22):

 

n=0,0935·215,9/ (0,02· (0,5+2)) =404 об/мин.

 

Расчет оптимальной частоты вращения долот аналитическим метод по времени контакта зубьев долота с породой производится по формуле:

n=39/ (τК·Z) об/мин, (2.24)

где Z - количество зубьев на периферийном венце шарошки;

τК - минимальная продолжительность контакта зуба с породой, зависящая от категории горной породы:

для упругопластичных пород τК = 6·10-3 сек;

для пластичных пород τК =3… 6·10-3 сек;

для упругохрупких пород τК = 6…8·10-3 сек.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 м τК = 6·10-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 295,3 СЗ-ГВ Z=22, тогда по форм. (2.24):

n=39/ (6·10-3 ·22) =295 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -3105 м τК = 6·10-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ,8 ½ MF - 15 Z=22, тогда по формуле (2.24):

n=39/ (6·10-3 ·24) =270 об/мин.

Полученные значения частот вращения представлены в табл.2.5

 

Таблица 2.5 Оптимальная частота вращения долот на интервалах бурения

Интервал, м	Частот вращения, об/мин
0 - 650 650 - 1400 1400 - 2550 2550 - 3105	220 300 160 115

 

2.3.4 Обоснование и выбор очистного агента

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них - обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.

Исходя из опыта бурения в Западной Сибири, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор. Параметры, необходимые для качественного бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, этим раствором выдерживаются. Соотношение цены и качества приемлемо. Для приготовления бурового раствора используются: глина бентонитовая марки ПБМА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов. В качестве химреагентов используют:; КМЦ марки Габроил HV - высоковязкая полианионная целлюлоза, применяется для снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора; сайпан - относится к классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку, эффективно уменьшающую фильтрацию раствора; нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) - фосфоновый комплексон, применяется как разжижитель пресных неингибированных растворов; кальцинированная сода (карбонат натрия), применяется для связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также применяется также как химический диспергатор глин и для регулирования рН бурового раствора; ФК - 2000 состоит из анионных, неионогенных поверхностно-активных веществ и полезных добавок, применяется как профилактическая антиприхватная смазочная добавка; ПКД - 515 - гармоничная сочетающуюся композиция неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.

Согласно "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности" действующим с 1998 года давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10 - 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2500 м на 7 - 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 - 2850 м на 7 - 4%, но не более 3,5 МПа (по вертикали). Пластовое давление рассчитывается по формуле: