Объектом работы являются эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

 

Rеm= (4·q·Q) / (10·p· (dс+dв) ·h). (2.56)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,230+0,147) ·0,027) =4055

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,367+0,147) ·0,027) =12230.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,127) ·0,027) =14024.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,178) ·0,027) =3684.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,146) ·0,027) =3991.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

 

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0, 195) ·0,027) =3539.

 

В затрубном пространстве Rеm<Rекр, значит движение бурового раствора происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана:

 

Sкп= (p·tО· (dс-dн) 2+ (dс+dн)) / (4·h·Q). (2.57)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

Sкп= (3,14·20· (0,23-0,147) 2+ (0,23+0,147)) / (4·0,027·0,03) =50,34.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

Sкп= (3,14·20· (0,367-0,147) 2+ (0,367+0,147)) / (4·0,027·0,03) =482,2.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

Sкп= (3,14·20· (0,237-0,127) 2+ (0,237+0,127)) / (4·0,027·0,03) =85,4.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

Sкп= (3,14·20· (0,237-0,178) 2+ (0,237+0,178)) / (4·0,027·0,03) =25,8.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Sкп= (3,14·20· (0,237-0,146) 2+ (0,237+0,146)) / (4·0,027·0,03) =61,5.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Sкп= (3,14·20· (0,237-0, 195) 2+ (0,237+0, 195)) / (4·0,027·0,03) =14,8.

 

Определив значение Sкп, по Рис.6.7. [8, стр 72] определяется значение коэффициента bкп: для ЛБТ на интервале 0-650 м - 0,66; для ЛБТ на интервале 650-2778 м - 0,87; для ТБПВ - 0,74; для УБТ-146 - 0,7; для УБТ-178 - 0,58; для забойного двигателя - 0,45.

Вычисляются потери давления в затрубном пространстве по формуле:

 

DРкп= (4·tО·l) / (bкп· (dс-dн)) МПа. (2.58)

 

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

 

DРкп= (4·20·650) / (0,66· (0,230-0,147)) =0,95.

 

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

 

DРкп= (4·20·2128) / (0,87· (0,367-0,147)) =0,89.

 

В затрубном пространстве за ТБПВ:

 

DРкп= (4·20·250) / (0,74· (0,237-0,127)) =0,25.

 

В затрубном пространстве за УБТ-178:

 

DРкп= (4·20·62) / (0,58· (0,237-0,178)) =0,14.

 

В затрубном пространстве за УБТ-146:

 

DРкп= (4·20·2128) / (0,7· (0,237-0,146)) =0,01.

 

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

 

DРкп= (4·20·2128) / (0,45· (0,237-0, 195)) =0,03.

 

Суммарные потери давления в затрубном пространстве составит:

 

åDРкп=0,95+0,89+0,25+0,14+0,01+0,03 =2,27 МПа.

 

Вычисляются потери давления от замков в затрубном пространстве по формуле:

 

DРзс=l/lm·0,1· ( (dc2-dн2) / (dc2-dн2) - 1) 2 ·q ·Vкп2 МПа, (2.59)

 

где

lm - средняя длина трубы;

Vкп - минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, в интервале ТБПВ определяется по формуле:

 

Vкп= (4·Q) / (p · (dc2-dн2)) м/с. (2.60)

Vкп= (4·0,03) / (3,14 · (0,2372-0,1272)) =0,95 м/с.

 

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

 

DРзс=650/12·0,1· ( (0,2302-0,1472) / (0,2302-0,1722) - 1) 2 ·1,08·104 ·0,952=0,005 МПа.

 

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

 

DРзс=2128/12·0,1· ( (0,3672-0,1472) / (0,3672-0,1722) - 1) 2 ·1,08·104 ·0,952=0,001 МПа.

 

В затрубном пространстве за ТБПВ:

 

DРзс=650/12·0,1· ( (0,2372-0,1272) / (0,2372-0,1702) - 1) 2 ·1,08·104 ·0,952=0,004 МПа.

 

Суммарные потери давления в затрубном пространстве от замков составит:

 

åDРзс=0,005+0,001+0,004 =0,01 МПа.

 

Определяется перепад давления в забойном двигателе по формуле:

 

DРзд= (DРтн·q·Q2) / (qС·Qтн2) МПа. (2.61)

DРзд= (4,7·1,08·104 ·0,032) / (1·104 ·0,032) =5,08 МПа.

 

Определяется вспомогательный параметр j:

 

j= Q/ (p/4· Vмех ·dc2+Q). (2.62)

j= 0,03/ (3,14/4· 0,005 ·0,2372+0,03) =0,993.

 

Определяется перепад давления, связанный с выносом шлама по формуле:

 

DР= (1 - j) · (qШ - q) ·g·L МПа (2.63)

DРг= (1 - 0,95) · (2,4·104 - 1,08·104) ·9,81·2830=1,8 МПа.

 

Определяется сумма потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением долота:

 

DР-DРд=2,92+1,85+2,27+0,01+5,08=12,13.

 

Рассчитывается резерв давления на долоте по формуле:

 

DРр=b·Рн - (DР-DРд) МПа. (2.64)

DРр =0,8·23,0 - 12,13=6,27 МПа.

 

Определяется возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле:

 

Vд= m· (0,2· DРр/q) 0, 5 м/с, (6.65)

 

где m - коэффициент расхода (m=0,95 [8]).

 

Vд= 0,95· (0,2· 6,67·106/1,08·104) 0, 5 =105 м/с.

 

Так как Vд>80 м/с и перепад давления на долоте меньше критического (Ркр=12 МПа), то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот. Принимая Vд=80 м/с, вычисляется перепад давления в долоте по формуле:

 

DРд= (q·Vд2) / (20·m2) МПа. (2.66)

DРд= (1,08·104 ·802) / (20·0,952) =3,83 МПа.

 

Определяется расчетное рабочее давление в насосе как Р = 3,83 + 12,13 = 15,96 МПа.

Определяется по графику [8, Рис.6.28] утечки промывочной жидкости через уплотнение вала забойного двигателя Qу=0,0005.

Определяется площадь промывочных отверстий по формуле:

 

Ф= (Q - Qу) / Vд м2. (2.67)

Ф= (0,030 - 0,0005) / 80=0,000368 м2.

 

Применяются три насадки с внутренним диаметром 12 мм.

Таким образом, из вышеприведенных расчетов видно, что суммарные потери давления в трубном и затрубном пространствах меньше давления развиваемого буровым насосом типа УНБТ-950 при диаметре цилиндровых втулок 160 мм, следовательно технологический режим промывки скважины выбран верно.

 

2.7 Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов

 

Одним из важных моментов в процессе строительства скважины является обоснование и соблюдение правильной технологии первичного вскрытия продуктивного пласта. Сюда входит правильный выбор промывочной жидкости, на которой вскрывается пласт, обоснование параметров промывочной жидкости, способ бурения и выбор компоновки низа бурильной колонны. Все перечисленные факторы должны обеспечить наименьшее негативное воздействие на продуктивный горизонт.

Исходя из опыта бурения на Игольско-Таловом месторождении, для вскрытия продуктивного пласта используется полимерглинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта.

При обосновании параметров промывочной жидкости для первичного вскрытия продуктивного пласта целесообразно руководствоваться следующими положениями:

Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости необходимо выбирать так, чтобы превышение гидростатического давления над пластовым в скважине было минимально допустимым. Для конкретных условий это превышение составляет 4 - 7% [3].

Проницаемость приствольной зоны пласта очень сильно уменьшается при проникновении в неё большого количества твёрдой фазы бурового раствора. Поэтому желательно, чтобы твердая фаза состояла из материалов, которые могут раствориться в соляной или других кислотах, обычно применяемых для стимуляции притока из пласта. Допустимая концентрация твердой фазы не более 1%.

Поскольку проникающая в пласт дисперсионная среда может способствовать значительному уменьшению проницаемости, показатель фильтрации промывочной жидкости должен быть минимальным, принимаем его 4 - 6 см3/30минут.

Промывочная жидкость должна иметь невысокие значения СНС, чтобы свести к минимуму гидродинамическое давление при восстановлении циркуляции и может обеспечить при освоении скважины извлечение промывочной жидкости, проникшей в приствольную зону. СНС1/10 принимаем 10/20 дПа. Условная вязкость принимается равную 25 сек.

Водоотдачу снижают путем химической обработки бурового раствора химреагентом сайпан. Вязкость повышают обработкой раствора химреагентом габроил. Содержание твердой фазы в растворе регулируется качественной очисткой бурового раствора, применением четырехступенчатой системы очистки.

Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта представлены в таблице 2.12.

 

Таблица 2.12 Параметры раствора при вскрытии продуктивного горизонта

Удельный вес, Н/м3	Условная вязкость, сек	Показатель фильтрации, см3/30 мин	Содержание песка,%	СНС1/10,дПа	рН
1,08×104	25	4 - 6	1	10/20	7-8

 

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества - ПАВ (ПКД 515 или сульфанол) в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии. Добавки ПАВ к промывочной жидкости позволят:

ускорить процесс разрушения горных пород на забое;

снизить силы трения между стенками скважины и бурильными трубами;

повысить износостойкость породоразрушающего инструмента.

На качественное вскрытие пласта влияет скорость бурения. Чем быстрее проходится продуктивный горизонт, тем меньше оказывается воздействие на него. При вскрытии продуктивного горизонта нужно увеличить механическую скорость бурения, применение ПАВ, несомненно, приводит к увеличению скорости.

Для минимизации времени сообщения продуктивного пласта с промывочной жидкостью, пласт вскрываем одним долблением, используя винтовой забойный двигатель с долотом имеющим маслонаполненные опоры. Применение малолитражного винтового забойного двигателя при вскрытии дает меньшее негативное воздействие на продуктивный горизонт, а применение долота с маслонаполненными опорами, имеющим большую проходку, позволяет вскрыть пласт одним долблением. Компоновка включает в себя: долото 8 ½ MF-15 диаметром 0,2159 м, калибратор 9К 215,9 МС, винтовой забойный двигатель Д 2 - 195.

 

2.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот

 

Под показателем отработки долот, в настоящее время, обычно подразумевают данные, позволяющие оценить результаты его эксплуатации, в данных условиях, эффективность бурения. К показателям отработки породоразрушающего инструмента относят [9]:

Проходка на долото.

Продолжительность (срок службы) работы.

Механическая скорость бурения.

Стоимость бурения единицы длины ствола скважины.

Проходка на долото - позволяет судить об объемах полезной работы, выполненным конкретным буровым инструментом в линейных единицах - данные пробуренного ствола скважины. Для трехшарошечных и лопастных долот этот показатель, как правило, совпадает с проходкой на рейс, так как они в большинстве случаев выходят из строя в течении первого же рейса. Низкие значения проходки на долото приходятся на высокооборотный турбинный способ бурения в очень крепких формациях, а высокие - на низкооборотный - роторный способ при разбуривание относительно мягких пород. Максимальную проходку на долото можно получить при полном износе долота, то есть при длительной его работе на забое. [9]

Продолжительность работы инструмента - дополняет первый. Он характеризует работу инструмента уже не со стороны её объема, а со стороны её длительности. По оценке работы вспомогательно-технологического инструмента это весьма важно и указанный показатель приобретает функцию основного.

Увеличение длительности работы инструмента может привести не только к полезным результатам, которые особенно ощутимы в глубоком бурении, где прирост рассматриваемого показателя по отношению к продолжительности спускоподъемных, подготовительно-заключительных и иных работ особенно ценен, но и отрицателен.

Отрицательные результаты могут быть выражены чрезмерным износом инструмента (вплоть до аварии или необходимости перебуривания ствола из-за уменьшения диаметра). Работа долота может прерваться при возникновении критической ситуации, определяемой бурильщиком, которая наступает под действием одного, реже нескольких обстоятельств следующего характера:

а) Экономического (обычно вследствие изменения свойств пород бурение которых данным долотом оказывается экономически не выгодным).

б) Физического (предельно допустимое изнашивание долот по вооружению, его диаметру, опоре шарошки или сочетанием того и другого).

в) Технологического (необходимость срочной замены забойного двигателя, элементов бурильной колонны, аварии).

г) Геолого-технологического (достижение глубины, на которой необходимо переходить на долото другого диаметра, отбирать керн, проводить каротаж, цементировочные работы).

Механическая скорость - является производной от проходки на долото по времени и поэтому неразрывно связана с первыми двумя показателями. Она характеризует интенсивность процесса бурения. Максимальная механическая скорость может быть достигнута сокращением времени пребывания долота на забое. Поэтому об оптимальном времени пребывания долота на забое судят не по проходке за рейс и не по механической скорости, а по рейсовой скорости проходки. Средняя механическая скорость равна:

 

VM=h/t м/час, (2.68)

 

где h - прохода на долото, м;

t - время бурения интервала, час.

Стоимость проходки единицы длины скважины обычно выражается стоимостью 1 метра бурения.

Минимизация стоимости единицы проходки ствола скважины главное и непременное требование, которому должны удовлетворять выбор оптимальных значений параметров инструмента.

Из всех перечисленных параметров наиболее подходящим является рейсовая скорость бурения, максимально учитывающая все факторы, поэтому в качестве основного критерия отработки долот выбирается этот показатель [9].

Чтобы рассчитать максимальную рейсовую скорость на ведущей трубе ставят метку и по ней определяют количество пробуренных метров за определённый промежуток времени (обычно 5 минут). Рейсовую скорость находят, подставив данные значения в формулу:

 

VP= НВ / ΣТБ +ТСПО м/час, (2.69)

 

где НВ - проходка за отрезок времени, м;

ТБ - время бурения, час;

ТСПО - время СПО, час.

Через определенный равный предыдущему интервал времени, заново рассчитывают рейсовую скорость, учитывая, что НВ равно сумме пробуренных метров за два интервала, а ТБ равно времени, затрачиваемому на бурение этих интервалов. И так далее пока последующие расчетные значения не будут меньше предыдущего значения. Тогда поднимают инструмент и производят замену долота.