Расчёт необходимого расхода бурового раствора

 

Расход промывочной жидкости должен обеспечить:

- эффективную очистку забоя скважины от шлама;

- транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины;

- устойчивую работу забойного двигателя;

- предотвращение гидроразрыва горных пород;

- обеспечение гидромониторного эффекта;

- предотвращение размыва стенки скважины и т.д.

Расчет расхода промывочной жидкости для эффективной очистки забоя скважины осуществляется по формуле:

Q₁=К· S_ЗАБ,                                         (16)

где К – коэффициент удельного расхода жидкости на 1 м² забоя;

S_ЗАБ – площадь забоя м², определяется по формуле:

S_ЗАБ =0,785·D_Д²                                         (17)

Удельный расход раствора принимается в пределах от 0,3 до 0,65 м³/с. Большие значения берутся для мягких пород, так как в этом случае увеличивается объем шлама, образующегося в единицу времени.

Расход раствора Q₂ при котором обеспечивается вынос шлама на поверхность определяется по формуле:

                        (18)

где V_кр – критическая скорость проскальзывания шлама относительно раствора, м/с;

V_М – механическая скорость бурения, м/с;

ρ_п – плотность разбуриваемой породы, г/см³;

ρ_р – плотность бурового раствора, г/см³;

ρ_см – плотность раствора со шламом, г/см³;

S_max– максимальная площадь кольцевого пространства, м².

                                (19)

где d_бт – минимальный диаметр бурильных труб запроектированной компоновки, м.

,                                      (20)

где К_К – коэффициент каверзности.

Критическая скорость проскальзывания V_кр=0,1-0,15 м/с, большее значение берется для более крупного шлама, то есть в мягких породах.Разность ρ_см- ρ_р=0,02 г/см³.

Механическая скорость бурения определяется нормативно, исходя из прочности пород. Для условий Западной Сибири ориентировочно можно принять следующие значения механической скорости бурения: в интервале до 600 м - V_мех= 30-40 м/час; в интервале 600-1600 м - V_мех= 25-30 м/час; в интервале 1600-2400 м - V_мех= 15-20 м/час; при больших глубинах - V_мех= 10-15 м/час.

Максимальный расход раствора Q₃, при котором не происходит размыв стенок скважины, может быть определен по формуле:

                                  (21)

где V_{кп max}– максимально допустимая скорость течения жидкости в кольцевом пространстве,м/с, для условий Западной Сибири в интервале до 1000 мV_{кп max}=1,3 м/с, а в нижележащих интервалах V_{кп max} = 1,5 м/с;

S_min– минимальная площадь кольцевого пространства, м².

Эта площадь рассчитывается в интервале нахождения забойного двигателя или основной ступени УБТ. Диаметр скважины принимается с учетом коэффициента каверзности.

Тогда:

               (22)

Для интервала бурения под направление и кондуктор принимается V _{кп max}=1,3 м/с, для ЭК и хвостовика - V _{кп max} = 1,5 м/с.

Расчет минимального расхода бурового раствора Q₄ из условия предотвращения прихватов ведется по формуле:

                                     (23)

где V_{кп min} – минимально допустимая скорость восходящего потока, м/с, в расчетах принимается - 0,5 м/с. Значение S_maxберется из расчетов Q₂.

Минимальный расход раствора Q₅ , исходя из условия создания необходимой скорости истечения из насадок долота, ведется по формуле:

                            (24)

где n – число насадок;

d_нmax – максимальный внутренний диаметр насадки, м.

Расход раствора Q ₆, исходя из устойчивой работы гидравлического двигателя, определяется его технической характеристикой.

По результатам расчетов определяется область допустимого расхода бурового раствора, которая должна быть меньше Q ₃, но больше большего из значений Q ₁, Q ₂ , Q _{4 ,}Q ₅ и Q ₆, или равно ему. Следует, что желательным условием является нахождение плотности жидкости в рекомендуемом интервале расхода забойного двигателя.

В Приложении 9 приводится пример оформления результатов проектирования расхода бурового раствора по интервалам бурения. После этого производится выбор и обоснование областей допустимого расхода бурового раствора и окончательный выбор значений расхода по интервалам бурения (пример представлен в Приложении 10).

Приложение 1

Пример оформления выбора способа бурения по интервалам

 

Выбор способа бурения по интервалам производился с учетом опыта уже пробуренных на месторождении скважин, а также с учетом исходных горно-геологических и технологических условий бурения. Запроектированные способы бурения приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Способы бурения по интервалам скважины

Интервал, м	Обсадная колонна	Способ бурения
0-300	Направление	Роторный
300-1100	Кондуктор	С применением ГЗД (турбобур)
1100-2950	Эксплуатационная колонна	С применением ГЗД (винтовой забойный двигатель)

Приложение 2.1

Номенклатура долот PDC ООО «НПП «Буринтех»

Приложение 2.2

Опции долот PDC ООО «НПП «Буринтех»

Приложение 2.3

Опции долот PDC ООО «НПП «Буринтех»

 

 

Приложение 2.4

Области применения долот PDC ООО «НПП «Буринтех»

Приложение 2.5

Номенклатура долот PDC ООО «Волгабурмаш»

Приложение 2.6

Номенклатура долот PDC фирмы Varel

 

Приложение 2.7

Номенклатура долот PDC фирмы Varel

Приложение 2.8

Номенклатура алмазных долот ООО «НПП «Буринтех»

Приложение 2.9

Номенклатура алмазных долот ООО «НПП «Буринтех»

Приложение 3

Пример оформления выборки долот для строительства проектируемой скважины

Интервал		0-300	300-1100	1100-2850
Шифр долота
Тип долота
Диаметр долота, мм
Тип горных пород
Присоединительная резьба	ГОСТ
	API
Длина, м
Масса, кг
G, тс	Рекомендуемая
	Предельная
n, об/мин	Рекомендуемая
	Предельная

Для бурения интервала под направление проектируется шарошечное долото диаметром 393,7 мм, которое обеспечит максимальную механическую скорость бурения. Выбор долота обусловлен тем, что интервал сложен мягкими и рыхлыми горными, а проектирование долота типа PDC для заданного диаметра скважины не рентабельно.

Приложение 4

Пример оформления раздела по проектированию осевой нагрузки по интервалам бурения

Интервал	0-300	300-1100	1100-2850
Исходные данные
α
Pш, кг/см2
Dд, см
η
δ, см
q, кН/мм
Gпред, кН
Результаты проектирования
G1, кН
G2, кН
G3, кН
Gпроект, кН

 

Для интервала бурения под направление проектируется осевая нагрузка равная 10 тоннам, которая близка к предельной нагрузке на запроектированное долото. Ее выбор обусловлен опытом строительства скважин на данном месторождении. Для остальных интервалов бурения выбираются нагрузки согласно известно методике.

 

Приложение 5

Пример оформления раздела по проектированию частоты вращения породоразрушающего инструмента по интервалам бурения

Интервал		0-300	300-1100	1100-2850
Исходные данные
Vл, м/с
Dд	м
	мм
τ, мс
z
α
Результаты проектирования
n1, об/мин
n2, об/мин
n3, об/мин
nпроект, об/мин

Для всех интервалов бурения проектируются частоты вращения породоразрушающего инструмента согласно известной методике, обеспечивающие требуемую линейную скорость на периферии долота и  эффективность процесса разрушения горных пород. В интервале бурения под эксплуатационную колонну (1900-2340 м) запроектировано меньшее значение частоты вращения по сравнению с расчетным. Это обусловлено задачей сохранения опор долота, поскольку в обозначенном интервале преобладают средние горные породы с включениями из твердых пород и они могут стать причиной повышенных вибрационных нагрузок на инструмент.

Приложение 6

Пример оформления раздела по проектированию частоты параметров забойного двигателя по интервалам бурения

Интервал		0-300	300-1100	1100-2850
Исходные данные
Dд	м
	мм
Gос, кН
Q, Н*м/кН
Результаты проектирования
Dзд, мм
Mр, Н*м
Mо, Н*м
Mуд, Н*м/кН

Приложение 7

Пример обоснования выбора забойных двигателей по интервалам бурения

Для интервала бурения 300-1100 метров (интервал бурения под кондуктор) выбирается турбобур 3ТСШ1-240, который отвечает требованиям по диаметру забойного двигателя, а также позволяет при заданном расходе обеспечить момент для разрушения горной породы. Для интервала бурения под эксплуатационную колонну проектируется винтовой забойный двигатель ДР-195, с регулируемым углом перекоса, который позволяет бурить как наклонно-направленные, так и прямолинейные интервалы и обеспечивает высокий рабочий момент на долоте, что актуально при разрушении средних и твердых горных пород.

 

Приложение 8

Технические характеристики запроектированных забойных двигателей

Двигатель	Интервал, м	Наружный диаметр, мм	Длина, м	Вес, кг	Расход жидкости, л/с	Число оборотов, об/мин	Максимальный рабочий момент, кН*м	Мощность двигателя, кВт

 

Приложение 9

Пример оформления раздела по проектированию частоты параметров забойного двигателя по интервалам бурения

Интервал	0-300	300-1100	1100-2850
Исходные данные
Dд, м
K
Kк
Vкр, м/с
Vм, м/с
dбт, м
dмах, м
dнмах, м
n
Vкпмин, м/с
Vкпмах, м/с
ρсм – ρр, г/см3
ρр, г/см3
ρп, г/см3
Результаты проектирования
Q1, л/с
Q2, л/с
Q3, л/с
Q4, л/с
Q5, л/с
Q6, л/с

Приложение 10

Проектирование областей допустимого расхода бурового раствора

Интервал	0-300	300-1100	1100-2850
Исходные данные
Q1, л/с
Q2, л/с
Q3, л/с
Q4, л/с
Q5, л/с
Q6, л/с
Области допустимого расхода бурового раствора
ΔQ, л/с
Запроектированные значения расхода бурового раствора
Q, л/с
Дополнительные проверочные расчеты (оценка создаваемого момента на забойном двигателе)
Qтн, л/с
ρ1, кг/м3
ρбр, кг/м3
Mтм, Н*м
Mтб, Н*м

 

Приложение 11.1

Типы шарошечных бурильных головок конструкции ОАО НПО «Буровая техника»

Тип бурильной головки	Резьба
КС-187,3/40СТ КС-187,3/40ТКЗ К-187.3/80М К-187.3/80СЗ К-187.3/80СТ К-187.3/80ТКЗ К-187.3/100М К-187.3/80ТКЗ КС-212,7/60СТ КС-212,7/60ТКЗ КС-212,7/80М КС-212,7/80МСЗ КС-212,7/80СЗ КС-212,7/80СЗ-З КС-212,7/80СТ-1 КС-212,7/80ТКЗ-1 КС-212,7/100М КС-212,7/100МСЗ КС-212,7/100ТКЗ К-215,9/120М К-244,5/100М К-244,5/100М	З-147   З-150   З-150   З-161   З-150     З-189

Приложение 11.2

Номенклатура и классификация бурильных головок ОАО «Буровая техника»

Алмазные резцы	Тип бурильной головки
Алмазно- твердосплавные пластины (АТП)   Синтетические алмазы – трехгранные призмы (ПСТА)	КАП 133,3/67 МС КАП 138,1/52 МС КАП 138,1/67 МС КАП 159,4/67 МС КАП 188,9/80 МС КАП 188,9/100 МС КАП 214,3/80 МС КАП 214,3/100 МС КАП 214,3/60 МС КСС 138,1/67 СТ КСС 159,4/67 СТ2 КСС 163,5/67 СТ КСС 214,3/80 СТ1

Приложение 11.3

Номенклатура и классификация бурильных головок ОАО «Буровая техника»

Алмазные резцы	Тип бурильной головки
Синтетические алмазы СВС-П в виде цилиндров или их части     Природные алмазы	КТСИ 138,1/52 СЗ КРС 159,4/67 СТ1 КТСИ 188,9/80 СЗ КСС 188,9/80 СТ1 КТСИ 188,9/100 СТ1 КСС 188,9/100 СТ1 КТСИ 214,3/80 СЗ КТСИ 214,3/100 СТ1 КРС 214,3/100 СТ1 КСС 295,3/100 МС1 КТ 138,1/52 СЗ КР 163,5/67 СТ2 КР 188,9/80 СТ2 КИ 188,9/80 СЗ КР 214,3/80 СТ2 КИ 214,3/80 СЗ

 

Приложение 11.4

Типы бурголовок НПО «Буринтех»

Типоразмер	Наружный диаметр, мм	Диаметр керна, мм	Присоединительная резьба по                      ГОСТ 21 ST 0-7Б	Масса, кг
БИТ-212,7/100 М4	212,7	100	МК-180; 3-161	21
БИТ-21 5,9/100 М4	215,9	100	МК-180; 3-161	21
БИТ-187,3/80 МС	187,3	80	3-150	14
БИТ-187,3/100 МС	187,3	100	3-161	12
БИТ-188,9/80 МС	188,9	80	3-150	14
БИТ-188,9/100 МС	188,9	100	3-161	11
БИТ-212/80 МС	212	80	3-150	21
БИТ-212/100 МС	212	100	3-161	20
БИТ-212,7/80 МС	212,7	80	3-150	16
БИТ-212,7/100 МС	212,7	100	3-161	14
БИТ-215,9/80 МС	215,9	80	3-150	16
БИТ-215,9/100 МС	215,9	100	3-161	23
БИТ-292,9/100МС	292,9	100	3-161	45
БИТ-187,3/80 С2	187,3	80	3-150	13
БИТ-187,3/100 С2	187,3	100	3-161	12
БИТ-187,3/80 С9	187,3	80	3-150 (м)	12
БИТ-188,9/80 С	188,9	80	3-150 (м)	13
БИТ-188,9/80 С9	188,9	80	3-150 (м)	12
БИТ-188,9/80 С92	188,9	80	3-150 (м)	14
БИТ-188,9/80 С2	188,9	80	3-150	13
БИТ-188,9/100 С2	188,9	100	3-161	12
БИТ-212/80 С	212	80	3-150 (м)	17,5

Приложение 11.5

Типы бурголовок НПО «Буринтех»

Типоразмер	Наружный диаметр, мм	Диаметр керна, мм	Присоединительная резьба по                      ГОСТ 21 ST 0-7Б	Масса, кг
БИТ-212/80 С2	212	80	3-150 (м)	19
БИТ-212/80 С9	212	80	3-150 (м)	21
БИТ-212/80 С12	212	80	3-150 (м)	17,5
БИТ-212/100 С	212	100	3-161	16
БИТ-212,7/80 С2	212,7	80	3-150	19
БИТ-212,7/80 С9	212,7	80	3-150	17
БИТ-212,7/80 С92	212,7	80	3-150	17
БИТ-212,7/80 С12	212,7	80	3-150	17
БИТ-212,7/100 С2	212,7	100	3-161	15
БИТ-212,7/100 С92	212,7	100	3-161	22
БИТ-212,7/100 С12	212,7	100	3-161	16
БИТ-214,3/100 С92	214,3	100	3-161	20
БИТ-215,9/100 С2	215,9	100	3-161	21
БИТ-21 5,9/100 С92	215,9	100	МК-180; 3-161	18
БИТ-215,9/101,6 С92	215,9	101,6	МК-180; 3-161; МК-169	17
БИТ-292,9/100С9	292,9	100	МК-180; 3-161	48
БИТ-295,3/100С12	295,3	100	МК-180; 3-161	53
БИТ-212/100 С99	212	100	МК-180; 3-160	20
БИТ-212,7/100 С99	212,7	100	МК-180; 3-161	20
БИТ-212,7/101,6 С99	212,7	100	МК-180; 3-161; МК-169	27
БИТ-215/100 С99	215	100	МК-180; 3-163	25
БИТ-215,9/100 С99	215,9	100	МК-180; 3-164	25
БИТ-21 5,9/101,6 С99	215,9	101,6	МК-180; 3-161; МК-169	28

 

Приложение 11.6

Технические характеристики керноотборных устройств конструкции ВНИИБТ

 

Керноприемное устройство	Наружный диаметр корпуса, мм	Длина устройст ва, мм	Диаметр керна, мм	Длина керноприема, мм	Резьба		Масса устройства в сборе, кг
					верхняя	нижняя
УКР- 203/100 «Недра»	203	16210	100	14835	З-171	З-189	2300
УКР-164/80 «Недра-2»	164	15635	80	14300	З-121	МК150х6х1:8	1569
УКР-172/100 «Кембрий»	172	16130	100	14315	З-133	З-161	1405
УКР-146/80 «Силур»	146	9297	80	6660	З-121	З-150	620
УКР-138/67 «Недра»	138	15943	67	13775	З-121	З-133	1010
УКР-127/67 «Кембрий-2»	127	7190	67	6150	З-121	З-133	345
УКР-122/67 «Кембрий»	122	7190	67	6150	З-121	З-133	400

 

Приложение 11.6

Рекомендуемые осевые нагрузки на бурголовки, кН

Диаметр	Тип бурголовки	Характеристика горной породы
		Трещиноватая	Плотная средней твердости	Твердая
188   214	Шарошечная Твердосплавная Алмазная Шарошечная Твердосплавная Алмазная	85 – 95 60 – 65 55 – 60 100 – 120 70 – 80 60 – 70	95 – 110 70 – 95 70 – 85 130 – 140 100 – 120 80 – 100	110 – 120 80 – 100 80 – 90 140 – 150 120 – 140 100 – 120

 

Приложение 12

 

Технические средства и режимы бурения при отборе керна

 

Интервал	Тип керноотборного снаряда	Параметры режима бурения
		Осевая нагрузка, т	Частота вращения инструмента, об/мин	Расход бурового раствора, л/сек

 

Учебное издание

 

ЕПИХИН Антон Владимирович

КОВАЛЕВАртем Владимирович