Список літератури

1. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. М.: -Недра, 1985.-Т.2.-217с.

2. Вовчанівський І.Ф. Породоруйнуючий інструмент на основі сплава "Славутич" для буріння глибоких свердловин. -К.: Наук.думка, 1985.-217 с.

3. Иогансен К.В. Спутник буровика. Справочник. - 3-е изд.-М.: Недра, 1991.-303 с.

4. Масленников И.К., Матвеев Г.И. Инструмент для бурения скважин.-М.: Недра, 1991 .-430 с.

5. Муравьев В.М. Спутник нефтяника. - М.: Недра, 1977. - 170 с.

6. Рабиа X. Технология бурения нефтяных скважин: Пер. с англ. - М.: Недра, 1989. -413с.

7. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. Справоч­ник. - М.: Недра, 1986. - 325 с.

8. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1988.-360 с.

9. Справочник инженера по бурению: В 2 т. Под ред. В.И.Мищевича, Н.А.Сидорова. -М.: Недра, 1973. — 893с.

10. Справочник по механических и абразивных свойствах горных пород нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1984. - 290 с.

11. Трубы нефтяного сортамента. Справочник. Под ред. А.Е.Сарояна. - М.: Недра, 1987.-488с.

Глава 5 Режими буріння

5.1. Параметри режимів буріння

До параметрів режимів буріння відносяться осьове навантаження на долото, швидкість обертання долота, масовий розхід ПР, якість ПР (густина, в'язкість, водовіддача, статичне напруження при зсуві). '

Залежно від геологічних умов, глибини буріння і технічного оснащення бурових ство­рюють швидкісні, оптимальні та спеціальні режими. Швидкісний режим забезпечує високу механічну швидкість буріння, оптимальний - найбільш високі кількісні і якісні його показ­ники, а спеціальний режим створюється при відборі керну, бурінні похилонапрямлених свердловин і в зонах ускладнень [5].

Підхід до вибору параметрів буріння залежить в основному від способу буріння. При турбінному бурінні зі зміною одного параметра автоматично змінюється інший. При роторному бурінні відсутній чітко виражений взаємозв'язок параметрів режиму. Розхід ПР вибирається з розрахунку достатньої очистки вибою, що характеризується швидкістю течії рідини в затрубному просторі. Цю швидкість доцільно підтримувати в таких межах, м/с:

160

Швидкість течи Буріння Діаметр долота,

рідини мм

0.5 —0,6 Під кондуктор 426

0,7—0,9 Під проміжні колони 295,3:393,7

1.2—1,4 Під експлуатаційну 161; 190,5; 215,9

колону

Незалежно від способу буріння осьове навантаження на долото

(5Л>

де а — коефіцієнт, який враховує вплив вибійних факторів на твердість породи; Р_ш — твердість породи, МПа; F_K — контактна площа долота, мм².

Значення а приймається 0,7—0,8 для пористих порід (пісковики, тріщинні вапняки, алеврити) і 1,0—1,2 — для суцільних сильно метаморфізованих і хемогенних порід. Зна­чення контактної площі для лопатевих і шарошкових доліт зведені її табл.5.1. Для алмазних доліт такі дані наведені нижче:

Тип алмазного Контактна Тип алмазного Контактна

долота площа, мм² долота площа, мм²

ДР 163,5 СТ1 165 ДК 214,3 С6 215

ДР 188,9 СТ1 190 ДК242.1С6 240

ДР 214,3 СТ1 215 ДК 267,5 С6 265

ДР 188,9 СТ2 210 ДК 292,9 С6 300

ДР 214,3 СТ2 235 ДУС 188,9 СЗ 150

ДР 188,9ТІ 200 ДУС 214.3 СЗ 180

ДР214.3Т1 225 ДІ188.9С7 210

Аі 188,9 С2 220 ДІ 214,3 С7 235

Аі 214,3 С2 255 ДП 188,9 С 160

ДК 138,1 С6 140 ДП 214.3 С 185

ДК 157,1 С6 160 ДЛ 267,5 С 240

ДК 188,9 С6 190

При відсутності даних про механічні властивості порід оптимальне навантаження на до­лото знаходиться експериментальним шляхом. Для цього на початку буріння протягом 20— 30 хв будується графік зміни механічної швидкості при ступеневому збільшенні осьового навантаження G (рис.5.1). За максимальним значенням швидкості визначається опти­мальне значення навантаження Взаємозв'язок між параметрами G і п при роторному бурінні зображений на рис.5.2. Для шарошкових доліт характерна обернена нелінійна за

Рис.5.1. Графік залежності механічної Рис.5.2. Графіки залежності між пара-

швидкості долота від осьового наванта- метрами n, G при роторному бурінні

ження м'яких (1), твердих (2) і міцних (3) порід

161

лежність між часом роботи долота Т_б і іншими параметрами буріння, яка графічно показана на рис.5.3.

Таблиця 5.1

Тип долота	Контактна площа долота, мм2, діаметром, мм
	188,9	190,5	214,3	215,9	242,1	267,5	269,9	292,9	295,3	318,0	391,7
Лопатеві долота
ЗЛГ	245	-	269	_	295	315	_	350	_	385	450
ДСГЗЛГ	-	-	-	_	265	290	-	315	_	350	425
РДГ	-	-	-	-	-	-	-	290	-	310	_
плд	180	-	205	-	235	250	-	275	_	285	360
ІСМ	162	-	190	-	215	230	-	260	-	280	350
Шарошкові долота
М	-	169	_	195	_	_	245	_	270	_	_
МЗ	-	-	-	202	.	-	-	_	_	_	_
МСЗ	-	162	-	-	_	_	.	_	255	_	_
С	-	221	-	250	_	_	280	_	330	.	_
МС	-	179	-	220	_	_	.	_	305	_	_
СЗ	-	180	-	-	-	-	210	_	217	-	-
Т	-	210	-	233	-	-	305	-	352	-	.
ТЗ	-	150	-	-	_	-	220	_	241	-	_
К	-	125	-	153	_	-	-	-	190	-	-

Математично залежність І описується виразом

де В — емпіричний коефіцієнт, який залежить від конструкції опор доліт і якості ПР, В -(42...260)·10⁵; — показник степеня, який залежить від абразивності порід, = 1,52...2,35.