книги из ГПНТБ / Элияшевский, И. В. Типовые задачи и расчеты в бурении учеб. пособие

Г л а в а IX

РЕЖИМ БУРЕНИЯ

ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ

В нашей стране наиболее распространен турбинный способ буре­ ния, затем роторный и сравнительно небольшую долю общей про­ ходки выполняют электробурами.

Турбинный способ бурения современными турбобурами нельзя применять, если в качестве циркулирующего агента используется воздух или газ, а также, если используются глинистые растворы, в которые введены различные ингредиенты — рисовая или подсолнеч­ ная шелуха, древесные опилки, кусочки кожи, цемент, жидкое стекло и др., так как эти ингредиенты забивают турбины турбобура. Обычно оказывается невозможным использовать современные турбо­ буры с глинистыми растворами плотностью 2 г/см3 и выше. В этих

случаях обычно применяют роторный способ. При бурении наклонно­ направленных скважин наиболее эффективным в настоящее время является турбинный способ. Хорошие результаты при проводке наклонно-направленных скважин может дать бурение электробу­ рами, которые могут применяться с забойными аппаратами для замера угла и азимута ствола в процессе бурения.

При больших забойных температурах циркулирующей буровой жидкости применение электробуров или дает очень низкие показа­ тели бурения, или их вообще нельзя применять. Большая темпера­ тура буровой жидкости и наличие в последней нефти или нефтепро­ дуктов отрицательно сказывается на долговечности гуммированных подшипников турбобуров и резиновой изоляции токоподводов элек­ тробуров. Однако применение шаровых опор в турбобуре исключает вредное влияние температуры и нефти в растворе.

При бурении электробурами нельзя применять колонковые до­ лота со съемной грунтоноской из-за токоподвода в бурильных трубах. Поэтому невыгодно использовать электробуры в тех случаях, когда требуется большой объем отбора керна.

Бывает выгодно комбинировать турбинный и роторный способы бурения, применяя в одних интервалах турбинное бурение, а в дру­ гих — роторное.

120

Иногда бурят турбинным способом с одновременным вращением бурильной колонны ротором. В результате этого ствол скважины получается вертикальным, улучшается очистка ствола и умень­ шается зависание бурильной колонны.

При прочих равных условиях для турбинного способа бурения нужна более мощная насосная установка с повышенным давлением нагнетания.

При турбинном бурении и бурении электробурами необходимы также соответствующие турбобуры и электробуры и базы для их ремонта. Кроме того, при бурении электробурами необходимо спе­ циальное оборудование и контрольно-измерительные приборы, спе­ циальные бурильные трубы, а также наличие на площади электро­ энергии. Электробуры Э250 предназначены для бурения скважин до глубины 2500 м, а Э215 и Э170 — до глубины 5000 м.

Таким образом, каждый способ бурения в определенных горно­ геологических условиях имеет явные преимущества; есть условия, в которых тот или иной способ совершенно непригоден; нередко можно применять несколько способов бурения и бывает трудно определить, какой из них лучше. Поэтому основным показателем для выбора способа бурения является минимальная себестоимость 1 м проходки

ПОНЯТИЕ О РЕЖИМАХ БУРЕНИЯ

Режимом бурения называется сочетание параметров, влияющих на показатели бурения, которые могут изменяться бурильщиком

спульта управления.

Кпараметрам режима бурения относятся: осевая нагрузка на долото G; скорость вращения долота п; объемный расход бурового агента Q (производительность насосов); качество бурового агента, подаваемого к забою. Для глинистого раствора — плотность угл р, вязкость Т, содержание песка П, статическое напряжение сдвига 0,

водоотдача В.

Каждому режиму бурения соответствуют определенные количе­ ственные и качественные показатели бурения. Под количествен­ ными показателями бурения понимают, во-первых, механическую скорость проходки ум, во-вторых, интенсивность износа породо­ разрушающего инструмента, которая определяет проходку на долото h в м. Под качественными показателями бурения понимают степень отклонения ствола скважины от заданного направления и процент­ ный вынос керна.

Наибольшее технико-экономическое значение имеют количест­ венные показатели бурения, так как степень отклонения ствола скважины от заданного направления в некоторых случаях может быть весьма значительной, а бурение в ряде случаев осуществляется сплошным забоем без подъема керна.

Из многочисленных терминов режима бурения (технологический,, рациональный, усиленный, скоростной, форсированный, оптималь­

Ш.

ный и др.) следует различать и считать правильными по своей тер­ минологии следующие три типа режима бурения.

Оптимальный (наивыгоднейший) режим бурения — гармониче­ ское сочетание параметров режима бурения, обеспечивающих мак­ симальную механическую скорость проходки и требуемые качест­ венные показатели при максимальной мощности, подводимой к до­ лоту, определяемой его прочностью. Техническая вооруженность буровой установки не накладывает ограничений на выбор параметров режима бурения.

Ограниченный режим бурения — сочетание параметров режима бурения, обеспечивающих максимальную механическую скорость проходки и требуемые качественные показатели при данной техни­ ческой вооруженности буровой установки, когда выбор параметров режима бурения ограничен. Например, недостаточная мощность двигателей, ограничение в создании большой осевой нагрузки вследствие недостаточной длины труб УБТ и малой прочности бу­ рильной колонны, недостаточная производительность буровых насо­ сов и др.

Специальный режим бурения —сочетание параметров режима бурения с целью решения специальных технологических задач, имеющих в виду лишь качественные показатели. Например, искус­ ственное искривление скважины в заданном направлении, выпрямле­ ние ствола скважины, отбор керна, оббуривание аварийного инстру­ мента и др. Количественные показатели бурения в этом случае имеют второстепенное значение.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЖИМА БУРЕНИЯ

При проектировании режима бурения следует придерживаться следующего порядка.

1. Предварительно тщательно изучают геологические условия (стратиграфию, тектонику), в которых предполагается вести буре­ ние, и физико-механические свойства пород (критическое напряже­ ние или твердость).

2.Далее выясняют, возможно ли искривление скважины, на каких глубинах и в каких породах.

3.Устанавливают давление в пластах с агрессивным флюидом. Выясняют горизонты, в которых возможны обвалы стенок сква­ жины, поглощения промывочной жидкости, прихваты колонн и др.

4.Определяют поинтервально необходимые качества промывоч­ ной жидкости.

5.После надлежащего изучения геологических материалов при­ ступают к выбору типа и модели долота для разбуривания отдель­

ных горизонтов, свит и пластов.

6. Применительно к выбранным долотам и в соответствии с гео­

логическими условиями бурения и профилем ствола скважины проек­ тируют в гармоническом сочетании параметры Q, G, п.

122

Соотношение между Q, G, п должно, безусловно, обеспечивать возможность выполнения планового задания по скорости проходки.

7. Для осуществления заданного режима выбирают соответ­ ствующий инструмент и буровое оборудование.

8. Во многих случаях соотношение между Q, G, п приходится

задавать применительно к имеющемуся оборудованию на буровой. Тогда соотношение между Q, G, п должно быть гармоническим и обеспечивать полное использование потенциальных возможностей буровой установки.

ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ НА МЕХАНИЧЕСКУЮ СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ

Влияние осевой нагрузки G. При увеличении нагрузки на долото механическая скорость проходки сначала интенсивно растет. Затем темп роста уменьшается, и скорость, дойдя до возможного макси­ мального значения, падает. Таким образом, существует критическое значение осевой нагрузки. 6?к , превышение которой не рационально.

При увеличении скорости вращения долота п или количества буровой жидкости Q механическая скорость увеличивается, причем значение GKp тоже увеличивается. Однако это положение относится к определенному диапазону значений п и Q.

Для предотвращения возможного повышения осевой нагрузки выше критической следует производить бурение при оптимальном значении осевой нагрузки Gon, т. е. нагрузке, обеспечивающей эффективное объемное разрушение горной породы. Эта нагрузка должна быть несколько меньше критической нагрузки.

Влияние скорости вращения долота п. При поверхностном разру­ шении породы механическая скорость проходки возрастает пропор­ ционально увеличению скорости вращения долота.

При объемном разрушении породы с увеличением скорости вра­ щения долота механическая скорость проходки также увеличивается, но до определенного максимального значения, после чего она умень­ шается. Таким образом, существует критическое значение скорости вращения долота пкр, превышение которого не рационально.

Влияние количества промывочной жидкости Q. При роторном способе бурения и электробурении механическая скорость проходки

сувеличением Q увеличивается, асимптотически стремясь к некото­ рому максимальному значению итах при данных значениях G u n .

При турбинном бурении Q оказывает влияние на механическую скорость проходки через посредство других параметров, связанных

сQ. Так, при увеличении Q обязательно пропорционально возра­ стает п, повышается G, что вызывает резкий рост механической ско­ рости проходки. Указанное косвенное влияние @ на vu значительнее, чем непосредственное. Именно поэтому при турбинном бурении механическая скорость возрастает с увеличением Q более резко, чем при роторном способе или при бурении электробурами. Однако

123

при турбинном способе бурения существует критическое значение QKp, превышение которого не рационально.

Влияние качества промывочного агента на механическую ско­ рость проходки описано в главе III.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТУРБИННОГО РЕЖИМА БУРЕНИЯ

Задача 81. Требуется разработать турбинный режим бурения для проводки скважины на глубину 3000 м при следующих усло­ виях:

*Бурение в интервале 150—1000 м.

**Бурение в интервале 1000—1500 м.

До глубины 1500 м предполагается бурить турбобуром Т12МЗБ-9"

сиспользованием бурильных труб типа ТБПВ диаметром 146 мм,

столщиной стенки 9 мм, а до проектной глубины — турбобуром ТС4А-65/ 8" с использованием бурильных труб типа ТБПВ диаметром 114 мм с толщиной стенки 8 мм. Проектируется до проектной глу­

бины применять утяжеленные бурильные трубы под кондуктор и промежуточную колонну диаметром 203 мм; под эксплуатацион­ ную колонну УБТ диаметром 146 мм; длина УБТ — 100 м, при этом применяется ведущая труба с диаметром проходного отверстия 85 мм.

Удельный вес глинистого раствора

Решение.

Определение количества промывочной жидкости и допустимой глубины бурения

Определим максимальную производительность буровых насосов при бурении с «нуля»

7,5Аг1„

- V ( Ар + А ) у гл. р

124

коэффициент потерь давления, не зависящий от глубины скважины; Угл. р — удельный вес глинистого раствора.

Для привода двух насосов У8-3 используется четыре двигателя B2-300A, мощность каждого из которых при п — 1200 об/мин соста­

iVr|Hможно подставить суммарную гидравлическую мощность насосной группы

вило, находится в пределах 0,9—0,97; при работе на глинистом растворе а = 0,75—0,85; цм — механический к. п. д. насоса, рав­ ный 0,81.

Следовательно, полный к. п. д. насоса

г)н = 0,98-0,85-0,81 = 0,675.

А р — можно найти по формуле

А— Рт

рУгл. pQl ’

тде pj — перепад давления в турбобуре в кгс/см2 при производи­

тельности насосов Q± в л/с.

Согласно данным табл. 39 приложения, для турбобура Т12МЗБ-9" р'т= 77,0 кгс/см2; Q1 = 55 л/с; угл — удельный вес глинистого раствора при бурении в интервале 0—150 м.

Тогда

П р и м е ч а н и е . Для некоторых типоразмеров турбобуров значения Ар приведены в табл. 22 приложения.

Коэффициент А определяется так

А = Пм -}- П уБ т/у “Ь Яд “Ь Яп^т,

где аы — коэффициент потерь давления в манифольде. Если при­ меняется ведущая труба с диаметром проходного отверстия 85 мм, то аи = 340-10'8, если диаметр проходного отверстия равен 100 мм, то ам = 300-10“ 5; аувт — коэффициент потерь давления в утяже­ ленных бурильных трубах. Согласно данным табл. 19 приложения, для УБТ диаметром 203 мм аУвт = 2,24-10”5; ая — коэффициент

125

потерь давления в промывочных отверстиях долота. ал можно опре­ делить по формуле

а - М

“л — F2, >

где F — суммарное сечение промывочных отверстий долота в см2. Согласно данным табл. 3 приложения, для долота диаметром 346 мм

F = 21 см2.

Тогда

Согласно данным табл. 20 приложения, ап т = 170 •10~5. Подставив значения этих компонентов в вышеприведенную формулу, получим

А = (340 + 2,24 •100 + 272 +170) W 8= 1006 •ЮЛ

Подставив данные в исходную формулу, определим @тах

7,5 • 1040 • 0,675

=52 л/с.

(2116+ 1006) 10~5 • 1,2

Согласно характеристике насоса У8-3 (см. табл. 42 приложения), производительность в 51,6 л/с можно получить, если на двух насо­ сах будут поставлены цилиндровые втулки диаметром 185 мм при числе двойных ходов поршня в минуту 40 и коэффициенте подачи а = 0,85 (производительность одного насоса при этом составляет 25,8 л/с). Допускаемое давление на насосах 75 кгс/см2. Находим допустимую глубину бурения LAon при заданной производительности насосов Q = 51,6 л/с по формуле

т._7,51Ут)н — ( А р - ) - А ) Угл.р(?3

стенки трубы, вида и количества буровой жидкости, прокачиваемой через бурильные трубы, даны в табл. 17 приложения. Для нашего примера атр = 520-10"8; а3 — коэффициент потерь давления в зам­ ковом соединении. Значения а3 даны в табл. 18 приложения. Если для бурения применяются бурильные трубы с равнопроходным кана­ лом, то а3 — 0. В нашем случае а3 = 0, так как трубы типа ТБПВ; I — длина одной бурильной трубы. Для расчетов принимается I = = 10 м; ак п — коэффициент потерь давления в кольцевом простран­

126

стве. Значения его в зависимости от диаметра бурильных труб, до­ лота, вида и количества буровой жидкости даны в табл. 16 прило­ жения. Для нашего примера ак п = 14,0-10“8.

Следовательно,

В = (520 + 0 + 14,0) 10-8= 534 • 10~8.

Тогда

Принимая L = 150 м, так как далее меняется удельный вес глинистого раствора на 1,3 гс/см3 и диаметр долота. Для новых

где атр = 520-10“8 (согласно данным табл. 17 приложения); а3 = 0 (трубы беззамковые); ак п = 85-10-8 (согласно данным табл. 16 приложения).

Тогда

В = (520 + 85) 10-8= 605 • 1Q-8.

Следовательно,

Определим минимальное значение производительности насосов для выноса частиц выбуренной породы на поверхность

(?min = 0,785 • 103{D \ —D2) ymin.

127

Значения букв, входящих в формулу, приведены в задаче 21. В на­ шем примере D r = 269 мм; D = 146 мм. Принимая nmin = 1,1 м/с, получаем

<?min = 0,785 • W3(0,2692 —0Д 462) 1,1 = 43,4 л/с.

Следовательно, фактическая производительность Q должна быть

С?тах

Согласно характеристике насоса У8-3 (см. табл. 42 приложения), производительность в 48,2 л/с можно получить, если на двух насосах будут поставлены цилиндровые втулки диаметром 170 мм при числе двойных ходов поршня в минуту 45, коэффициенте подачи насоса а = 0,85 (производительность одного насоса при этом составляет 24,1 л/с). Допускаемое давление на насосах равно 90 кгс/см2.

Определим допустимую глубину бурения при производитель­ ности насосов 48,2 л/с по формуле

Для увеличения допустимой глубины бурения поставим на двух насосах втулки диаметром 150 мм. Тогда производительность одного насоса при коэффициенте подачи 0,85 и числе двойных ходов поршня в минуту 55 составляет 22,4 л/с (см. табл. 42 приложения), а про­ изводительность двух насосов 44,8 л/с. Допускаемое давление 110 кгс/см2.

Принимаем L = 1500 м, так как далее меняются долото, тип турбо­ бура, бурильные трубы и удельный вес глинистого раствора. Для данных условий, согласно данным табл. 16, 17, 19, 20, 39 прило­ жения и формулам, находим для турбобура ТС4А-6Б/ 8"

128

Здесь F — суммарное сечение промывочных отверстий долота диа­ метром 190 мм (см. табл. 3 приложения); ап т = 560• 10~Б; ятр = = 1820-10-*; ак п = 600-10“8.

Тогда

А = а м+ яунт^у + а п + а п . т-

А = (340 + 8,0 • 100 +1200 + 560) Ю' 6= 2900. 10~6,

В = атр -}- &3+ ctK' п, и3 0,

В = (1820 + 0 + 600) 10-8= 2420 • 10'8.

Приняв L = 1500 м, при у™. р = 1,5 гс/см3 найдем производи­

тельность насосов на глубине 1500 м

7,5#%

Cm ax^jA {Ар+ А + BL) угл. р

Минимальное значение производительности насосов для выноса частиц выбуренной породы на поверхность равно

Согласно характеристике насоса У8-3 (смтабл. 42 приложения), производительность 26,6 л/с можно получить, если на двух насосах будут поставлены цилиндровые втулки диаметром 130 мм при числе двойных ходов поршня в минуту 45 и коэффициенте подачи а = = 0,85. Допускаемое давление на насосах 150 кгс/см2.

Находим допустимую глубину бурения ЬА0П при заданной про­

- Для увеличения допустимой глубины бурения примем тот же диаметр втулок 130 мм, а — 0,85, число двойных ходов поршня в минуту 40. Тогда производительность двух насосов У8-3 равна

23,6 л/с.