Можно выделить три основных принципа несовпадение, которые дают основание выделять различные группы пород.
1. растворимость в воде, способность вызывать коагуляцию глинистых суспензий;
2. способность сохранять прочность и устойчивость стенок скважины при контакте с водой, промывочной жидкостью.
3. способность образовывать с водой устойчивые тиксотропные дисперсные системы
С учетом этих признаков выделяем следующие технологические интервалы.
1. пески 0-10 м.
2. глины, алевролиты, песчаники 10-246 м.
3. доломиты, известняки, ангидриты, аргиллиты 246-1128 м.
4. песчаники, алевролиты, аргиллиты, известняки, доломиты 1128-1806 м.
При бурении пород первой группы основным требованием к промывочной жидкости является способность укреплять породы на стенках скважины. Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для создания на стенках скважины прочной фильтрационной корки, укрепляющей ствол. Промывочная жидкость должна обладать хорошими тиксотропными свойствами, необходимыми для создания в кавернах «тиксотропной рубашки», задерживающей осыпание рыхлой породы.
Основными требованиями при бурении пород второй группы являются:
- обеспечение устойчивости стенок скважины в глинистых породах;
- предотвращение в интервалах проницаемых песчаных пород затяжек и прихватов бурильной колонны, обусловленных действием дифференциального давления;
Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркооброзующие свойства для предотвращения образования толстой корки в интервалах проницаемых пород. Она должна быть лишена явно выраженной способности разупрочнять глинистые породы.
При бурении пород третей группы требования к промывочной жидкости невелики и основным является обеспечение высоких показателей роботы долот.
Но при бурении ангидритов основное требование – предотвращение затяжек и прихватов бурильной колонны, вызванных действием дифференциального давления, а при бурении в аргелитах основное требование – обеспечение устойчивости стенок скважины, для чего промывочная жидкость не должна оказывать разупрочняющего действия на породу.
При бурении пород четвертой группы приводятся такие же требования, как и к промывочной жидкости второй и третьей групп.
Обоснование выбора типа промывочной жидкости для различных интервалов разреза
Для каждой группы горных пород, выделенных по литологическому составу, характерны определенные основные требования к буровому раствору. Анализ факторов, влияющих на выбор бурового раствора, целесообразно привести в виде таблицы.
Таблица 8.1
| Факторы, влияющие на выбор бурового раствора | Характеристика фактора | Типы буровых растворов, применение которых невозможно или нецелесообразно | Типы буровых растворов которые можно применять |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Устойчивость пород | неустойчивы | Исключается применение газообразных агентов, воды, рассолов из-за неспособности к коркообразованию и склонности к размыву стенок скважины | Невозможно применение глинистых растворов, безглинистых полимерных растворов, асбогуматов, торфогуматов, гидрогелей, РУО, ОЭР |
| Растворимость пород в воде | нерастворимы | Исключается необходимость применения насыщенных солевых растворов, гидрогелей | Возможно применение растворов на пресной воде |
| Способность пород образовывать устойчивые водные дисперсионные системы | Не способны | Исключается возможность получения бурового раствора самозамесом при бурении | Необходимо приготовление бурового раствора и спецматериалов |
| Причины неустойчивости пород | Плохая цементированность пород | Исключается необходимость применения ингибирующих растворов | Возможно применение пресных, слабоминерализованных промывочных жидкостей |
| Пластовое давлениеДавление поглощения | Ка=1,00Кп=1,20 | Исключается возможность применения растворов с конденсированной твердой фазой, шламовых суспензий (ρо>1.2) | Возможно и необходимо применение буровых растворов невысокой плотности |
| Температура горных пород | <20 C | Забойная температура не накладывает ограничений на применение буровых растворов и реагентов | Возможно применение любых типов буровых растворов и химических реагентов |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Наличие в разрезе продуктивных пород | присутствуют | К буровым растворам предъявляются требования минимальной загрязненности пласта | Возможно применение РУО |
| Наличие в разрезе пластов с пресной водой | Имеются пласты с водой, пригодной для бытовых нужд | Исключается применение минерализованных растворов, гидрогелей, РУО, растворов содержащих токсичные компоненты | Возможно применение любых систем на основе капельных жидкостей |
| Характеристика воды для приготовления раствора | пресная | Дополнительные требования и ограничения отсутствуют | Возможно применение любых буровых растворов на пресной воде |
| Способ бурения | турбинный | Исключается применение газообразных циркуляционных агентов и сильно утяжеленных растворов | Возможно применение любых систем на основе капельных жидкостей |
| Наличие стандартных материалов для промывочной жидкости | Ассортимент полимерных реагентов ограничен(КМУ, гипан) | Исключается возможность применения безглинистых растворов, в состав которых входят специальные примеси – полимерные реагенты | Возможно применение глинистого раствора из высококачественного бентонита |
Анализируя выше изложенные факты примем следующие растворы для следующих интервалов:
Для интервала 0-1744 используем техническую воду;
Для интервала 1730-1761 используем глинистый раствор;
Для интервала 1761-1806 используем полимер-глинистый раствор;
9. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СПОСОБОВ БУРЕНИЯ ПО ИНТЕРВАЛАМ ГЛУБИН, РАЗРАБОТКА РЕЖИМА БУРЕНИЯ ПРОЕКТНОЙ СКВАЖИНЫ И ВЫБОРА ГАММЫ ДОЛОТ
9.1 Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости
На координатной плоскости « глубина скважины – время бурения» наносим согласно исходным данным результата отработки долот в каждом рейсе. Излом линейной зависимости hy=hg*(tб) в скважине на глубине соответствует границе между двумя пачками пород с различной буримостью.
С учетом промысловых данных, а также в зависимости от способа бурения можно выделить следующие основные интервалы режимных пачек.
Таблица 9.1
| Интервал буримости, м. | Рекомендуемые параметры промывочной жидкости | |
| p,кг/м | Q, м/с | |
| 0 – 358351 – 420420 – 538538 – 626626 – 830830 – 940940 – 11211121 – 14151415 – 15951595 – 16661666 – 17021702 – 17201720 - 1806 | 1020102010201020102010201020102010201020102010901090 | 0,0280,0320,0320,0320,0320,0320,030,030,030,030,030,030,015 |
Определим значения средних за рейс механических скоростей:
В скважине № 1 Umi=hgi/ti
Um1=75/43=1.26м/ч; Um2=1.51 м/ч; Um3=1.43 м/ч; Um4=1.4 м/ч; Um5=0.38 м/ч; Um6=0.36 м/ч; Um7=0.38 м/ч; Um8=0.32 м/ч; Um9=0.34 м/ч.
В скважине № 2
Um1=70/52=1.53 м/ч; Um2=1.44 м/ч; Um3=1.38 м/ч; Um4=1.32 м/ч; Um5=0.36 м/ч; Um6=0.43 м/ч; Um7=0.37 м/ч; Um8=0.34 м/ч; Um9=0.34м/ч.
Для первого ряда скоростей в скважине №1
Для 1-го рейса
y1=(9-1)/(9(9-1)-1)*((9-1)*1.52-1(1.26+1.51+1.43+0.38+0.36+0.38+0.32+0.34))/2.5249=1.698
Для 2-го рейса
y2=(9-1)/(9(9-1)-1)*((9-2)*(1.52+1.24)-2(1.53+1.44+0.36+0.43+0.37+0.34+0.34))/2.5262=2.474
Для остальных рейсов значение функции «у» вычисляется аналогично
y3=4.7; y4=8.3; y5=4.7; y6=2.91; y7=1.85; y8=0.53.
Для 2-ог ряда скоростей в скважине №2
y1=1.27; y2=3.145; y3=4.18; y4=7.158; y5=4.567; y6=2.343; y7=1.364; y8=1.669.
Максимальное значение функция «у» для ряда скоростей по скважине №1 и №2 имеет при к=4.
9.2 Выбор оптимального режима бурения
Рассмотрим задачу для второго интервала пород буримости 1534-1806 м., пробуренного в скважине №1 и №2 пятью долотами одинакового размера при нагрузке на долото Рд=180 кН и частоте вращения nk=60 об/мин. В скважине №1 отработаны долота марки 215,9 С3-ГАУ, а скважина №2 долотами марки 215,9 МС3-ГАУ. Определим среднеарифметические значения проходки на долото hд, стойкости долота tб и механической скорости проходки Uм.
Скважина №1
Hд = (43+52+47+56+49)/5 = 49
Tб = (126+147+127+139+163)/5 = 140.4
Uм = 49/140,4 = 0.34
Найдем адаптационные коэффициенты
K = Um/(hд*Pд) = 0,34(49*(180*10) ) = 8.937*10
А = t*h*P = 140,4*49*(180*10) = 6.4*10
Скважина №2
Hд = (52+46+52+54+46)/5 = 50.1
Tб = (128+190+163+90+185)/5 = 150.2
Uм = 50,1/150,2 = 0.32
K = Um/(hд*Pд) = 0,32/(50,1*(180*10) )=8.9*10
А = t*h*P = 150,2*50*(180*10) = 6.1*10
Устанавливаем предельные наибольшие эффективные значения нагрузки и частоты с учетом паспортных данных.
Рд = 0,9*Рд max =0.9*220*10 = 200 kH
nд = (40-80)/((220-130)*(200-130)+80) = 49 об/мин
Примем следующие значения постоянных Св = 125 р/ч; tсп = 29,1 ч;
Сд = 68400( 215,9 С3 ГАУ); tв=0,9 ч.
Рассчитаем величины В, Д, М и С.
Скважина №1
В = Св/к = 125/(8,926*10) = 14*10;
Д = Св*(tсп+t в)/(К*Р) = 125*(79.1+0.9)/(8.926*10*5.9*10) = 712;
М = Сд/(К*Р) = 684/(8.926*10*5.9*10) = 129,9.
При наиболее эффективных параметрах режима бурения Рд = 180 кН и
n = 49 об/мин минимальная стоимость одного метра будет:
С = В/(hд*Pд)+(Д+М)/(hд*Pд)=14*10/(49*(180*10))+(712+129,9)/ (49*(200*10))= 27978 руб/м.
Скважина №2
В = 125/(8,6*10) = 14,53*10;
Д = 125*(29,1+0,5)/(8,6*10*5,8*10) = 751;
М = 684/(8,6*10*5,8*10) = 137,13;
С = 14,53*10/(43*(200*10))+(751+137,13)/(49*(180*10))= 29252 руб/м.
Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долота 215,9 МС3 ГАУ больше, чем долотом 215,9 С3 ГАУ, то последнее рекомендуется для бурения в интервале 1557-1806 м.
Аналогичным образом производится выбор оптимального долота для первого интервала 1245-1557 м.
Найдем прогнозируемые показатели отработки долот 215,9 С3 ГАУ и
215,6 МС3 ГАУ: