Составление регламента на углубление разведочной скважины

 

Продолжение таблицы 2.5.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
К1pk (альб-апт)	1300	1590	Переслаивание песчаников, алевролитов и глин	2100	24-25	-	20-30	0-2	2-4	1,8-4,2	4-8	мягкая, средняя
К1 mh Малохетская	1590	1680	Песчаники, глины, алевролиты	2000-2200	34-39	104	20-30	0-5	3-4	1,1-4,5	4-8	мягкая, средняя
	1680	2030	Песчаники, алевролиты и глины	2100-2300	17-25	94	5-10	0-5	4-7	1,1-4,5	3-8	мягкая, средняя
К1 сd Суходудинская	2030	2500	Песчаники карбонатные, алевролиты и аргиллиты	2100-2500	23	16-30	20-40	1-4	4-5     3-4	1,5-3,6	3-8	мягкая, средняя

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.6 Разделение геологического разреза  скважины на интервалы по           буримости

 

Разделение геологического разреза скважины на интервалы условно одинаковой буримости пород, производится по промысловым данным, с учётом механической скорости бурения и  зон осложнений. После разделения разреза на интервалы условно одинаковой буримости определяются средневзвешенные по интервалам величины Рш, tк и  категории твердости (Кт) и абразивности (Ка) пород. Разделение геологического разреза скважины на интервалы условной буримости позволит более точно запроектировать режим бурения скважины.

Полученные интервалы сводим в таблицу 2.6.1 с обозначением времени контакта вооружения долота с забоем скважины.

 

Таблица 2.6.1 -  Средневзвешенные по интервалам величины Рш, tк и  категории твердости (Кт) и абразивности (Ка) пород

 

Интервал, м		Рш, мПа	τк	Кт	Ка
от (кровля)	до (подошва)
0	150	280-350	3,0	1-3	6-7
150	600	360-420	3,5	1-4	3-6
600	1100	680-720	3,5	2-4	3-6
1100	2500	800-850	4,5	3-6	3-8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.7 Выбор типа долота и его  промывочного узла

 

Выбор долота производим для каждого интервала учитывая твердость, абразивность горных пород и конструкцию скважины, а также с учётом моделей долота на основе анализа промысловых данных. Результаты выбора долот и типов промывочных узлов сведены в таблицу 2.7.1.

Интервал бурения под кондуктор осуществляем долотом ІІІ 393,7 М-ЦВ с открытой опорой и тип промывочного узла центральный, количество насадок 1.

В интервеле бурения под промежуточную колонну принимаем долото III 295,3 М-ГН-R105 с боковым типом промывочного узла и открытой опорой, количество насадок 3.

Интервал бурения под эксплуатационную колонну в интервале 1100-2500 м. осуществляем долотом III 215,9 МЗ-ГВ-R155 с боковым типом промывочного узла и открытой опорой, количество насадок 3.

Тип промывочного узла долота выбирается по промысловым данным. Наиболее эффективно применять центральные насадки, насадки с вибрирующей струей, две боковые насадки, приближенные к забою при отсутствии третьего промывочного узла ( для свободного выхода шлама из-под долота). При этом стенки скважины не будут разрушаться  от воздействия встречных потоков жидкости, движущихся от забоя и на забой.

 

Таблица 2.7.1 – Типоразмер породоразрушающего инструмента

 

Интервал, м	Типоразмер долота	Кт	Ка	Насадки, шт.
0-150	ІІІ 490,0 С-ЦВ-1	2,5	6,5	1
150-600	ІІІ 393,7 М-ЦВ-12	2	4,5	1
600 – 1100	ІІІ 295,3 М-ГН-R105	3	4.5	3
1100 – 2500	III 215,9 МЗ-ГВ-R155	4	5	3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.8 Выбор способа бурения

 

Выбор способа бурения проводим на основании анализа промысловых данных, опыта бурения, наличия осложнений возникающих в процессе проводки скважины, когда бурение каким-либо способом невозможно в силу ряда обстоятельств, например скважинных условий, а также с учётом частот вращения долота, обеспечивающих необходимые величины времени контакта вооружения шарошек долота с забоем скважины.

Так как в интервале условно одинаковой буримости 0-150м возможны осложнения, связанные с обвалами и поглощениями, применяется долото повышенной энергоёмкости при возможности улучшения очистки забоя скважины и доразрушения пород струёй жидкости, то выбираем роторный способ бурения.

Оценивая параметры бурового раствора, температуру на забое скважины, условия проводки скважины, частоту вращения долота и с учётом геологического разреза (разрез сложен более плотными горными породами) выбираем для последующих интервалов турбинный способ бурения.

Определяем частоту вращения долота для интервала 150-600 м:

nτ = (4,8 - 7,2)·103·tz/(R·τk),                                                                                          

где  tz = 0.052 м  - средняя величина шага зубцов переферийных венцов шарошки долота с учетом ширины проекции площадки контакта одного зубца с забоем вдоль образующей шарошки в момент максимального вдавливания зубца в породу забоя, долота III 295..3 МСГНУ.

R = 0.197 – радиус долота, м

τk= 3 млс – время контакта вооружения долота с забоем скважины.

(4,8 - 7,2) – коэффициент, нижний предел для пород типа Т, а верхний - М

Подстовляем числовые значения в формулу :

 

Интервал 150-600 м

nτ = 6·103·0.052/(0.197·3,5) = 450 об/мин

 

Интервал 600-1100 м

nτ = 5·103·0.043/(0.148·3,5) = 415 об/мин

 

Интервал 1100-2500 м

nτ = 4,8·103·0.035/(0.108·4) = 390 об/мин

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.8.1 – Результаты расчетов

Интервал, м		Кτ	tz, м	R, м	τк, млс	nτ, об/мин	Способ бурения
от	до
0   150   600   1100	150   600   1100   2500	6,5   6,0   5,0   4,8	0.065   0.052   0.043   0.032	0.245   0.197   0.148   0.108	3,0   3,5   3,5   4,0	60   450   415   390	роторный   турбинный   турбинный   турбинный

 

Частота вращения долота для интервала 0-150 м принята с промысловых данных.

 

Приравниваем nt к оптимальной частоте вращения вала двигателя (nоп), предварительно выбираем турбобур 3ТСШ-240 с частотой вращения nt=450 об/мин для интервала 150-600 м. Для интервала 600-1100 предварительно выбираем турбобур А9Ш с частотой вращения nt=415 об/мин, а для интервала 1100-2500 выбираем турбобур ТПС-172 с частотой вращения nt=390 об/мин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.9 Обоснование компоновки бурильной  колонны

 

При бурении скважин на Южно-Русском месторождении используют бурильную колонну, состоящую из утяжеленных и стальных бурильных труб. Диаметр бурильных труб, входящих в компоновку бурильной колонны, можно определять по формулам (2.9.1), (2.9.2), но учитывая анализ промысловых данных и экономические факторы выбираем следующие типы труб и соответствующие им характеристики. Результаты выбора сносим в таблицу 2.9.1

                                 DУБТ = (0,75…0,85)Dд, м                        (2.9.1)

 

                       DТБПК = (0,6…0,66)Dд, м                        (2.9.2)

 

где: DУБТ, DТБПК – диаметр утяжеленных, стальных бурильных труб соответственно, м;

Dд – диаметр долот, м;

 

Таблица 2.9.1 – Характеристики бурильных труб

Интервал, м		Тип трубы	Наружный диаметр, мм	Группа прочности материала	Толщина стенки, мм
от (верх)	до (низ)
0	150	УБТ ПК	203 127	Д Д	51,5 9,19
150	600	УБТ ПК	203 127	Д Д	51,5 9,19
600	1100	УБТ ПК	203 127	Д Д	51,5 9,19
1100	2500	УБТ ПК	178 127	Д Д	49 9,19