2.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам бурения

Промывка скважин при существующих в настоящих время способах бурения является технологически необходимой. Целевое назначение используемых для промывки буровых растворов заключается в очистке забоя и ствола скважины от шлама, охлаждение породоразрушающего инструмента. Наряду с этими общими функциями буровые растворы могут выполнять и ряд специфических функций, например, передавать энергию гидравлическим забойным двигателям, создавать противодавление на проявляющие и неустойчивые пласты, снижать приёмистость проницаемых пород, удерживать ш лам в стволе во взвешенном состоянии, оказывать физико-химическое воздействие на горную породу забоя для улучшения буримости, смазывать опоры турбобуров, долот и т.д.

Бурение под направление 0-150 м.

Как правило при бурении интервала под направление осложнений не представляет, главное обеспечить непрерывность и высокую скорость бурения в интервале.

Бурение под кондуктор 150-620

Возможные осложнения:

-потеря устойчивости горных пород в зоне ММП;

-интенсивная наработка бурового раствора в интервале залегания активных молодых Люлинворских и Ганькинских глин;

-опасность осыпей и обвалов потенциально неустойчивых и слабосвязных горных пород в стенках скважины;

-активное поступление выбуренной породы (песка и глины) в буровой

раствор.

Учитывая сказанное необходимо применять промывочную жидкость с высокими коркообразующими свойствами. При бурении данного интервала, раствор загрязняется большим количеством выбуренной породы и после бурения должен быть заменен. Целесообразно применить буровой промывочный раствор не высокой стоимости.

Бурение под эксплуатационную колонну 620-2823 м.

Возможные осложнения:

-наличие по разрезу высокопроницаемых слабосцементированных песчаников, при бурении которых наблюдаются высокие механические скорости, сопровождающееся скоплением шлама в кольцевом пространстве, опасность возникновения дифференциального прихвата из-за роста репрессий;

-наличие в разрезе неустойчивой глинистой покрышки продуктивного пласта НХ 3-4 в интервале 2650-2750 м (по вертикали), теряющей свою устойчивость спустя 2-3 недели после вскрытия вследствие процессов набухания глин в пресном буровом растворе;

-возможно усиление осыпания аргиллитов при росте зенитного угла при бурении скважины в зон субгоризонтального ствола;

-опасность механических прихватов инструмента из-за сползания шлама при углах более 30⁰.

Учитывая сказанное, применяем хлоркалиевый ингибированный раствор.

При более высокой, по сравнению со стандартными глинистыми растворами, стоимости и сложности раствора, он обеспечивает ряд существенных преимуществ:

-высокие ингибирующие способности позволяют свести к минимуму наработку раствора за счет естественной (выбуренной) твердой фазы, что снижает объемы лишнего раствора и облегчает регулирование его свойств, снижает диспергирование выбуренного шлама и минимизирует нагрузку на блок флокуляции при регенерации загрязненного раствора;

-устраняет проблемы, связанные с гидратацией, набуханием и «оплыванием» активных, мягких глинистых пород, стабилизирует неустойчивые диспергирующиеся и осыпающиеся аргиллиты;

-низкое содержание твердой фазы и ингибирующий характер раствора позволяют достичь высокой стабильности реологических свойств раствора;

-более удачный реологический профиль позволяет снизить потери давления в скважине;

-практически полностью устраняет проблемы, связанные с сальникообразованием, залипанием сеток вибросит, потерям раствора на ситах;

-высокая концентрация полимеров, низкий коэффициент трения и тонкая плотная фильтрационная корка позволяют существенно снизить вероятность дифференциальных прихватов;

-ингибирующий характер раствора, низкие значения фильтрации обеспечивают небольшой радиус проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт, предохраняют глинистый цемент коллектора от набухания, диспергирования и разрушения, что позволяет сохранить, практически полностью, природную его проницаемость.

Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения.

Плотность рассчитываем по формуле:

, (2.23)

где к – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым (к=1,1-1,15 при H<1200м; к=1,05-1,1 при H=1200-2500м; к=1,04-1,07 при H>2500м),

H – глубина залегания кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления, м.

Для бурения под кондуктор

.

Для бурения под эксплуатационную колонну

.

Статическое напряжение сдвига (в целях обеспечения необходимой удерживающей способности) должна быть в пределах 1,6…2,6 дПа.

Для уменьшения абразивного изнашивания инструмента и оборудования, содержание «песка» должно быть не более 1-2%.

Рекомендуемые параметры бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Параметры бурового раствора

Наименование колонны			УВ, с	ПФ, см3/30мин		СНС1/10, Па		Толщина корки,мм		Содерж.ание песка,%
Направление	1160		до 56	<9,3		20/30		1-2		3
Кондуктор	1160		33-50	<9,3		30/50		1-2		2
Эксплуатационная колонна	1120	23-37			<8		30/50		0,5		<1

Потребность бурового раствора, необходимого для бурения скважины, определяем по формуле:

V=Vп+Vб+a*Vс, (2.24)

где V_П – объем приемных емкостей, буровых насосов и желобов, V_П=50 м³;

a – коэффициент запаса бурового раствора, a=1,5;

V_С – объем скважины в конце интервала бурения;

V_Б – объем бурового раствора, расходуемого в процессе бурения интервала при поглощениях, очистке от шлама и т. д.

Интервал 0-620м : Vc=45,9 м³, n_i=0,0684, V_Б=46,5 м³, V=139,5м³.

Интервал 620-2823м: Vc=116,6 м³, n_i=0,0364, V_Б=115,3 м³, V=290,5 м³.

Вводимые химические реагенты представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Вводимые химреагенты

Интервал, м			Наименование реагентов и материалов		Норма расхода реагента, кг/м3
от (верх)	до (низ)
0	150	BENTONITE(Бентонит/структурообразователь)		30,00
		SODA ASH(Кальцинированная сода/ модификатор бентонита)		1,00
		CAUSTIC SODA(Каустическая сода)		0,90
		BEN-EX(Полиакрилат/ структорообразователь)		0,10
150	620	BENTONITE		10,0
		SODA ASH		1.00
		CAUSTIC SODA(Каустическая сода)		0,90
		СМС (Т) LV(Карбоксиметил целлюлоза низковязкая/контроль водоотдачи)		1,00
		BEN-EX		0.10
		CMC (T) HV(Карбоксиметил целлюлоза вязкая/контроль реологии и водоотдачи)		0.70
		Рenta 465(Пеногаситель)		0.10
		SAPP(Регулятор Ca++ осаждение цемента, дефлокулянт)		2.00
620	2823	DUO-VIS NS(Биополимер/контроль реологии)		3.00
		HIBTROL ULV(Эфир целлюлозы/ инкапсуляция глин)		2.20
		POLYPAC ELV(ПАЦ низковязкая/понизитель водоотдачи)		4.00
		POLYPAC R(ПАЦ вязкая/понизитель водоотдачи)		4.00
		CMC (T) LV(Карбоксиметилцеллюлоза низковязкая/понизитель водоотдачи)		1.30
		KCI(Хлористый калий/ингибитор гидратации глин)		70.00
		SODA ASH()Кальцинированная сода/ модификатор бентонита		0.20
		CAUSTIC SODA(Каустическая сода)		2.00
		Thermpac UL(Модифицированная полианионная целлюлоза/понизитель водоотдачи)		1.50
		SAPP(Регулятор Ca++ осаждение цемента, дефлокулянт)		2.00
		СaCO3 Fine MK 07-96 MI(Карбонат кальция мелкого помола/кольматант, утяжелитель)		35.00
		CaCO3 Medium MK 160 MI(Карбонат кальция/ кольматант, утяжелитель)		35.00
		Penta 465(Пеногаситель)		0.20
		M-I CIDE(Бактерицид)		0.30
		DRIL-FREE(Смазочная добавка)		6.00
		DRIL-KLEEN II(Предотвращение сальникообразования)		0.10
		LIME(Известь/устранение СО2 загрязнения)		1.50
		CITRIC ACID(Лимонная кислота/регулятор рН, осаждение Fe+++)		0.10

2.4 Выбор способа бурения

Бурение вертикального участка под направление будет осуществляться роторным способом . При бурении кондуктора необходимо набрать зенитный угол. Применение роторно-управляемых компоновок нецелесообразно поэтому, бурение интервала под кондуктор будет вестись при помощи забойного двигателя. Создание крутящего момента долоте при бурении эксплуатационной колонны будет осуществляться забойным двигателем. Бурение участка стабилизации будет осуществляться как с использованием турбобура, так и с использованием ротора.

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

Расчет будем вести по методике приведенной в [3]. В состав бурильной колонны входят УБТ, СБТ и ЛБТ, долото и при необходимости различные расширители, центраторы, калибраторы и стабилизаторы.

Диаметр УБТ выбираем исходя из условия обеспечения необходимой жесткости труб

(2.25)

.

Необходимая длина УБТ при бурении забойными двигателями рассчитывается следующим образом

(2.26)

где – коэффициент запаса нагрузки на долото, [14];

– нагрузка на долото;

вес забойного двигателя;

– часть нагрузки, создаваемая СБТ, расположенных над УБТ;

Ө - зенитный угол.

–коффициент снижения массы тела в жидкости;

– модуль Юнга,Па;

– осевой момент инерции поперечного сечения трубы.

.

Согласно расчету примем длину УБТ , т.е. 3трубы по 12 м длиной.

Диаметр СБТ выбирается из условия , .

Длина СБТ обычно выбирается не более 250..700м, поэтому выбираем СБТ длиной 700 м.

Наиболее перспективны трубы ТБПК с привареными замками высадкой наружу, в связи с уменьшением количества резьбовых cоединений, а следовательно, увеличением прочности колонны. К другим преимуществам труб ТБПК относятся также равнопроходное сечение и минимальные гидравлические потери в бурильной колонне.

Диаметр ЛБТ выбирается из условия , отсюда .

Рекомендуемое расстояние между опорами для , .

Количество промежуточных опор определяем по формуле

. (2.27)

Принимаем .

Опора устанавливается на расстоянии 30 метров от долота, это необходимо для центрирования колонны относительно оси скважины чтобы не происходило ее самопроизвольное искривление.

2.6 Расчет бурильных колонн

Произведем расчет труб на прочность при подъеме с промывкой, при котором в сечении колонны возникают наибольшие напряжения. Для расчета растягивающих усилий в колонне труб при подъеме с промывкой применяется уравнение Сушона Л. Я. (2.28)

(2.28)

где Т_В - усилие на верхнем конце участка;

Т_Н - усилие на нижнем конце участка;

 - изменение зенитного угла на участке;

f - коэффициент сопротивления движению труб в скважине, f = 0,2;

q - вес погонного метра трубы;

- средний зенитный угол на участке.

Участок 1

=α_к+α_н/2=18,2+18,9/2=18,6⁰;

Участок 2

=(18,9+19,86)/2=19,38⁰;

Участок 3

=(19,86+20,19)/2=20⁰;

Участок 4

=(20,19+35,02)/2=27,6⁰;

Участок 5

=35,02⁰;

Участок 6

=35,02⁰;

Участок 7

=(35,02+0)/2=17,51⁰;

Участок 8

=0⁰;

Результаты расчета запишем в таблицу 2.6

Таблица 2.6 – результаты расчета растягивающих усилий

, град	,град/рад	, град	q,кг/м	l, м	β	Тв, кН
18,9	0,69/0,01	18,6	46,9	25,7	0,84	10,06
19,86	0,97/0,02	19,38	160	36	0,84	58,04
20,19	0,32/0,006	20	102,9	12	0,84	69,37
35,02	14,82/0,26	27,6	31,22	548,6	0,86	217,06
35,02	4,09/0,07	35,02	31,22	151,4	0,86	254,26
35,02	0/0	35,02	16,5	2268	0,56	446,14
0	35,02/0,61	17,51	16,5	278,1	0,43	524,16
0	0/0	0	16,5	150	0,43	534,59

Проводится проверка условия

,

где - максимальные суммарные напряжения в сечении бурильных труб.

, (2.29)

где , - растягивающие и изгибные напряжения;

- допустимое напряжение.

, (2.30)

где - предел текучести материала труб;

- нормативный коэффициент запаса прочности, .

Руководствуясь практикой на данной площади, выбираем ЛБТ из сплава Д16Т. _т=300 МПа– предел текучести сплава Д16Т.

Растягивающие напряжения

, (2.31)

где S - площадь сечения бурильной колонны.

, (2.32)

где , - наружный и внутренний диаметры бурильной колонны.

Изгибные напряжения в опасном сечении

, (2.33)

где - модуль Юнга для алюминия,

R - радиус искривления скважины.

; (2.34)

(2.35)

Наиболее опасными являются точки 6 и 7 . Рассчитаем в этих точках максимальные суммарные напряжения.

Пример расчета для сечения точки 6

Расчет для сечения точки 7

.

Компоновки для бурения скважины представлены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Компоновка низа бурильной колонны

Интервал, м				КНБК	Назначение
по вертикали		по стволу
от	до	от	до
0	150	0	150	III 393,7 СГВУ R-167; ротор.	Бурение вертикального участка под направление
150	620	150	680	БИТ 295,3 ВТ 419; Калибратор 8 КС 295,3СТ; Т12-РТ-240; КОБ 203 3-171; Телесистема СИБ-1.3; НУБТ 203.	Набор зенитного угла при бурении под кондуктор
620	1857,4	680	2268	БИТ-215,9 ВТ 613; ДР-178; КОБ 178 3-147; НУБТ-178.	Стабилизация зенитного угла под эксплуатационную колонну
1857,4	2823	2268	3318,4	БИТ 215,9 ВТ-613 ДР-178 Клапан обратный КОБ 178 3-147 НУБТ-178;	Падение зенитного угла при бурении под эксплутационную колонну

Проверяется условие прочности на участках повышенной напряженности.

Проверяется выполнение условий статической прочности БК в верхнем сечении для случая отрыва долота от забоя.

;

, (2.36)

где – результирующее напряжение;

– допускаемое напряжение;

– нормативный коэффициент запаса прочности;

– напряжение растяжения;

– максимальные изгибающие напряжения.

Вес первой колонны БТ

.

Определяется общая длина компоновки УБТ и КНБК

Длина колонны

.

Определяется угол приходящейся на верхнее сечение первой секции бурильных труб внутри интервала

(2.37)

Общий вес компоновки УБТ на воздухе

.

Определяется общий вес КНБК

_{Определяется усилие, обусловленное весом, силами сопротивления колонны и перепадом давления в забойном двигателе и долоте на участке}

где k – коэффициент, учитывающий влияние сил трения, или сопротивления движению бурового раствора и сил инерции. Устанавливается по данным замеров в конкретных условиях бурения. При проектировочных расчетах ориентировочно можно принимать к = 1,15;

– вес КНБК, Н (кг);

– перепад давления в забойном двигателе и долоте, МПа;

l_i – длина i-ой секции БТ, м;

– вес забойного двигателя, Н (кг);

– вес компоновки УБТ, Н (кгс);

– плотность металла УБТ, кг/м³ (г/см³).

;

(2.38)

(2.39)

Определяются напряжения изгиба

где – первая критическая нагрузка, соответствующая касанию бурильной трубы по середине между замками (или замком и протектором) стенки скважины, Н (кгс);

Е – модуль упругости материала трубы, МПа (кгс/мм²);

– осевой момент инерции сечения, см⁴;

– радиус кривизны профиля скважины, м;

– длина бурильной трубы между замками (или замком и протектором), м.

;

где – наружный диаметр бурильного замка, мм;

– наружный диаметр тела бурильной трубы, мм.

Поскольку , максимальный изгибающий момент определится:

; (2.40)

.

По расчётам получаем

;

,

где W_и – осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, см³.

;

.

Фактический запас прочности

.

Определяются наибольшие допустимые глубины спуска секций в клиновом захвате

Предусматривается четырехклиновый захват ПКР-560 с длиной клина 400мм и коэффициентом охвата с=0,9.

Определим допустимую глубину спуска для 1-ой секции БТ

; (2.41)

;

,

где – предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата, равном единице, Н (кгс).

_{Что значительно больше принятой длины этой секции}

Определим допустимую глубину спуска для 2-ой секции БТ

Что значительно больше принятой длины этой секции

Таким образом, вся бурильная колонна длиной 3318,4 м. может быть спущена с использованием клинового захвата ПКР-560.

Согласно проектировочного расчета получена следующая конструкция колонны бурильных труб представленная в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Конструкция колонны бурильных труб

Тип трубы	Размер, мм	Группа прочности	Длина секции, мм	Фактический коэффициент запаса прочности
НУБТ	178х44	-	36	-
ТБПК	127х9,19	Д	700	2,43
ЛБТ	147х11	Д-16Т	2606	2,71

2.7 Проектирование режима бурения

Проектирование режима бурения включает:

1 Разработку гидравлической программы проводки скважины.

2 Проектирование режима бурения на основе статистической обработки промысловых данных.

3 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей.

4 Окончательный выбор проектного режима бурения на основании обобщения результатов всех трех подразделов.

Завершается этот раздел прогнозной оценкой ожидаемых показателей бурения и сравнительной оценкой проектного режима с фактически реализуемыми в буровом предприятии.

2.7.1 Разработка гидравлической программы промывки(проводки) скважины

Гидравлическая программа проводки скважины представляет собой выбор расхода промывочной жидкости по интервалам бурения, выбор типа забойного двигателя, а также определение типа и количества насосов, обеспечивающих необходимый расход промывочной жидкости[1].

Выбор расхода промывочной жидкости

Выбор расхода промывочной жидкости производится с учётом рабочих характеристик забойных двигателей, так как система ''насос – турбобур – скважина'' представляет собой единое целое. Установление необходимого режима работы буровых насосов, выбор турбобуров по интервалам бурения производится с помощью НТС – номограммы, в случае турбинного бурения.

Расход промывочной жидкости выбирается из условий[1]:

1 Удаление шлама с забоя.

2 Вынос шлама на поверхность.

3 Обеспечение нормальной работы турбобура.

Расход промывочной жидкости, необходимый для очистки забоя находится из условия :

, (2.42)

где q – удельный расход жидкости, q=0,57- 0,65 м/с;

F_з – площадь забоя, м²;

, (2.43)

где k – коэффициент кавернозности.

Под кондуктор

;

.

Под эксплуатационную колонну

;

.

Расход жидкости, необходимый для подъёма шлама в кольцевом пространстве, определяется из условия:

, (2.44)

где F_кп – площадь кольцевого пространства, м²;

F_т – площадь поперечного сечения бурильных труб;

U_ос – скорость оседания частиц шлама, определяется по формуле Реттингера, м/с

, (2.45)

где плотность породы;

плотность жидкости в данном интервале, кг/м³;

– эквивалентный диаметр частиц шлама, м;

Под кондуктор

;

;

;

.

Под эксплуатационную колонну

;

;

;

.

Расход жидкости, необходимый для работы турбобура

, (2.46)

где – расход жидкости, применённый на стенде при p_с=1000 кг/м³;

– удельный момент на долоте, м;

– нагрузка на долото, кН;

– момент турбобура при расходе Q_с;

– коэффициент, учитывающий трение в осевой опоре турбобура;

– для турбобуров с резино-металической опорой.

Т12-РТ-240

.

Для бурения под эксплуатационную колонну мы выбрали забойный двигатель ДР-178, необходимый расход бурового расхода, для его нормальной работы 25 л/с. При таком расходе перепад давления равен 3,3 МПа.

Результаты расчётов занесём в таблицу 2.9.

Таблица 2.9 - Расход промывочной жидкости

Интервал, м
150-620	0,055	0,03	0,028	0,055
620 – 3318,4	0,028	0,012	0,025	0,028

Потери давления в циркуляционной системе складываются из потерь давления в каждой из её элементов. При течении жидкости в трубах и кольцевом пространстве потери давления определяются трением жидкости о стенки канала и зависят от режима течения, свойств жидкости и размеров канала, в частности, его длины.

Расчет потерь давления в долоте

; (2.47)

, (2.48)

где – коэф-т расхода промывочной жидкости через отверстия долота;

– площадь сечения промывочных отверстий долота для 3-х насадок.