СПРАВОЧНОЕ ПОСОБИЕ

Р.А. Ганджумян А.Г. Калинин Б .А. Никитин

ИНЖЕНЕРНЫЕ

РАСЧЕТЫ ПРИ БУРЕНИИ

ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

Под общей редакцией доктора технических наук, профессора А.Г. КАЛИНИНА

Москва НЕДРА 2000

11н =н =тх — тРвтх — тРв(1.2)(1.2)

1

1

н =

н =

тх — тРв

тх — тРв

(1.2)

(1.2)

ОЦЕНКА МЕХАНИЧЕСКИХ, АБРАЗИВНЫХ

И ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД

Абсолютная (общая) пористость 77a — это отношение полного объема пор (пустот) к объему всей породы. Измеряют 〃а в долях единицы или в процентах. Наибольшей 几 обладают обломочные горные породы (пески, глины), а наименьшей магматические и метаморфические. В табл. 1.1 приведены значения коэффициента пористости пород, наиболее часто встречающихся при бурении нефтяных и газовых скважин.

Пористость является, существенным текстурным признаком пород: чем больше пористость, тем меньше ее прочность.

Различают еще и эффективную пористость 77э, которая учитывает только сообщающиеся между собой поры? по которым возможно течение жидкостей и газов. Величина 1Ц представляет интерес при разработке мероприятий по борьбе с поглощением буровых растворов и для наиболее проницаемых пород (песчаников и известняков) доходит до 20-25 %.

Для определения пористости образца, породы можно воспользоваться выражением

(1-1)(1-1)"…寸100 %；

(1-1)

(1-1)

Здесь 匕一объем пор и пустот в горной породе, м3; 14 -— общий объем породы (объем твердого минерального скелета в

Таблица 1.1

Горная порода

Ла, %

Горная порода

厶%

Глина

0-62

Песчаник

0-53

Аргиллит

0-25

Известняк

0—45

Алевролит

0-47

Доломит

0—27

Песок

2-55

Мергель

0-60

данном объеме), м3; т — масса, образца породы в чистом и сухом вилс, кг; ?几 1 ——масса породы при пасыщеним ее пресной водой, кг; рр — плотность воды, кг/м3.

Пример 1.1* Цилиндрический керн диаметром d=4,l-10~2 м И ДЛИНОЙ ? = 12・10~2 м, поднятый из скважины в чистом и^сухом виде, имеет массу т—0,32 кг. Масса керна при насыщении на 100 % пресной водой составляет т^О.34 кг. Требуется определить пористость керна.

Решение. Объем пор и пустот в керне из выражения (1.2)

『1 = (0,34 - 0,32)/1000 = 2"10-5 mз

Общий объем керна

匕=тгг2/ 二 3,14(2,05-10~2)212-10-2 二 158,4- Ю~6 м3

(г 一一 радиус керна); пористость керна по формуле (1.1)

2•

崎Е^з’б%.

Проницаемость горной породы А:пр ——это способность пород пропускать под действием градиента давлений пластовые флюиды (жидкость, газы и ГЖС). Большинство осадочных пород (кроме глин, аргиллитов, каменной соли) проницаемы. Коэффициент /ъпр характеризует фильтрационные свойства пород, определяющие поглощающую способность вскрытого скважиной интервала (пласта), и оценивается из выражения (в м2)

где /2 ——динамическая вязкость жидкости, Па-с; Z — длина образца пористой породы, м; Q ——объемный расход жидкости； м3/с; р1: р2 — соответственно да.вления на входе в образец и на выходе из него, Па; S ——площадь фильтрации, м2.

На практике обычно пользуются единицей измерения (Д), именуемой Дарси (1 м2=1012 Д).

Проницаемость коллекторов нефтяных и газовых месторождений изменяется от нескольких мД до 2-3 Д.

Пример 1.2. Пористый керн диаметром t/=4,l-10-2 м, длиной Z = 1540~2 м был подвергнут испытанию на линейную фильтрацию воды. Были получены следующие данные: давление па входе в керн pi — 0,35 МПа; давление на выходе из керна 〃2 = 0,1 МПа; объемная скорость фильтрации Q—6-10~ь м3/с.

Решение. Приняв /.z = l,05-10~3 Па-с, из уравнения (1.3)

1,05・10一3」5・10一2-0,6，1『6 _1

^ 一 (35 - 10)1032-(4,1 • 10-2)2 一， 一，

или 0,28 Д-

В гидрогеологической литературе единицей измерения про нилаемости считается коэффициент фильтрации к巾(м/сут), характеризующий расход воды через единицу площади попереч- ного сечения пласта, при напорном градиенте равном 1.

Для воды 卜豆卩(в Д) и кф (в м/сут) численно близки друг к другу, а при Г=26—27 °C — равны.

Связь между knp и Еф выражается соотношением

左冲=储；-■(L4)

Средние знаяенкх к^ (в м/сут), по Н. А. Плотникову, приведены ниже.

Галечники очень хорошо ироницаемые с крупным песком; силь- нозакарстованиые известняки и сильнотрещиноватые поро

ды ^100-1000

Галечники хорошо проницаемые; гравий с частично мелким песком; песок крупный; песок чистый среднезернистый; породы закарстованные трещиноватые 100-10

Галечники и гравий проницаемые, засоренные мелким песком и частично глиной; пески средне- и мелкозернистые; породы с л або зак арст ов ан н ые м алотрещи новатые 10-1

Пески слабопроницаемые, тонкозернистые; супеси; породы слаботрещиноватые1-0,1

Суглиики весьма, слабопроницаемые 0,1-0.001

Глины почти непроницаемые； мергели плотные и другие массивные породы с ничтожной водопроницаемостью 0,001

Гранулометрический состав породы продуктивного горизонта —— количественное содержание в горной породе разных по размеру зерен (в % для каждой фракции), в известной Мере характеризующий ее пористость, проницаемость, капиллярные свойства и количество остающейся в пла,сте нефти в виде пленок, покрывающих поверхность зерен. Им также руководствуются при подборе фильтров, предотвращающих поступление песка и т. д.

Гранулометрический состав обломочных пород приведен в т&бл. 12

Сплошность горной породы характеризует ее структурное состояние исходя из степени пригодности внутриструктур- Hbix нарушений (трещин, пор, поверхностей рыхлого контакта зерен и т. д.) для передачи внутрь породы давления внешней

Порода

Размер обломков, мм

Порода

Размер обломков, мм

Валуны: крупные средние мелкие

Галька (щебень): крупная средняя мелкая

Гравий: крупный мелкий

>500 500-250 250-100

100-50 50-25 25-10

10-5 5-2

Песок:

очень крупный крупный средний

мелкий

тонкий

Алевролит крупный Алевролит мелкий Глина

2-1

1-0,5 0,5-0,25 0,25-0,10 0,10-0,05 0,10-0,25 0,05-0,01 0-0,005

жидкостной или газовой среды. Сплошность оценивается в пределах шкалы из четырех категорий:

4-я —— внешнее гидравлическое давление не передается;

3-я —— передается давление только маловязкой жидкости (типа воды);

2-я ——проникает не только жидкость, но и твердые (глинистые) частицы;

1-я —— может проникать исходный глинистый раствор.

Расслоение горных пород — нарушение связи между слоями породы. На основании визуального изучения породы подразделены на четыре категории расслоенности [25]:

I —— массивная текстура, обусловливающая ровный или раковистый излом породы и осколки неправильной формы;

II —— визуально массивная, в действительности скрытослоистая текстура, выражающаяся в делимости породы при ударе на отдельные пластинчатые формы;

III — четкая слоистая текстура, обусловливающая деление пород на листоватые плоскопараллельные пластинки по плоскостям слоистости при слабом механическом воздействии;

IV — сильная трещиноватость, развитие систем трещин как тектонического, так и нетектонического происхождения с густотой не менее 1 трещина на 1 м.

Расслоенность пород обусловливает возможное влияние их текстуры на ход деформационного процесса, особенно на контакте с различными жидкостями.

Плотность горной породы 〃т (кг/м3)——масса единицы объема твердой фазы минерала или породы:

Рт= (1—匕/匕)％ •(L5)

Значения 〃丁 некоторых пород приведены в табл. 1.3.

Порода

0т, КГ/М3

Порода

Рт, кг/м3

Алевролиты Ангидриты Аргиллиты Гипсы

Глинистые сланцы Глины

Доломиты Известняки

2650-2730 2300-2400 2600-2780 2200-2300

2800-3000 2620-2750 2750-2880 2700-2740

Кремень Мел

Мергели Опока

Пески Песчаники

Соль каменная

2460-2750 2560-2800 2670-2730 2100-2500 2640-2680 2600-2880 2120-2220

Пример 1.3. Для условий и решения примера 1.1 определить плотность твердой фазы породы.

Решение. По формуле (1.5)

=2300 кг/м3.=2300 кг/м3.0,32

=2300 кг/м3.

=2300 кг/м3.

Рн 二(1 - 0,126)158,4-IO"6

Объемная масса горных пород 〃口 (кг/м3) — масса единицы объема сухой породы при данной пористости в ее естественном состоянии (табл. 1.4).

Связь между 〃т и рп выража-ется через пористость Ла:

(1.6)(1.6)(1.7)(1.7)Рп = Рт(1 -〃а)；Рт = Рп(1 + 〃а)・

(1.6)

(1.6)

(1.7)

(1.7)

С учетом р*

Рп ~ Рт(1 — 〃а) + рж〃а・

Таблица 1.4

Порода

Рп, кг/м3

Порода

Рп, кг/м3

Алевролит Ангидрит Андезит Аргиллит Базальт Гранодиорит Диабаз Доломит Известняк Известняк мрамори- зованный Кварц Кварцит Конгломерат Кремень Липарит Магнетит

2400-3200 2400-2900 2170-2680 2630-2900 2220-2850 2620-2780 2620-2950 2550-3000

2400-2900 2650-2680

2650

2620-2650 2100-3000 2520-2600 2140-2590

5170

Мергель Габбро Галит Глина Гипс Гранит Монтмориллонит Мрамор Опока Перидотит Песчаник

Порфир кварцевый Серпентинит Сиенит Сланец глинистый Сланец слюдистый Соль каменная

2370-2920 2750-3100

2170

1200-2400 2100-2500

2550-2670 2040-2520 2680-2720 1000-1600

200072900 2400-3200

2540-2660 2480-3600

2570-2650 2300-3000 2600-2750 2100-2200

Параметры рт и рГ1 используют в тех случаях, когда требуется оценить количество вещества. При рассмотрении сил, вызванных действием гравитационного поля (например, горного давле- ння), используют параметры 7T (вес единицы объема твердой фазы породы) и 7п (вес единицы объема сухой породы в естественном пористом состоянии).

Величины 7Т и рп связаны соотношением

7п = рпд^(1-8)

Прочность на одноосное сжатие асж (МПа) — напряжение, при котором горнал порода начинает разрушаться, существенно зависит от минералогического и петрографического составов породы. От величины <тсж зависит энергия, расходуемая на разрушение породы.

Значения сгсж (МПа) некоторых пород приведены ниже.

Весьма крепкие и вязкие кварциты 294-490

Весьма крепкие и плотные базальты и мелкозернистые граниты *.. .235

Очень крепкие граниты, диабазы, диориты 216

Базальты, порфиры, амфиболиты, граниты 196

Гнейсы, сиениты, порфириты 177

Песчаники, известняки, крепкие магнетиты, сланцы . . . ,118-137

Мраморы, доломиты, известняки, сидериты 98

Известняки, песчаники 78,5

Гипсы 49

Песчаные сланцы 39

Каменная соль 20-40

Каменные угли 20

Твердость породы 〃山(МПа). По методу вдавливания штампа характеризует локальную прочность породы при вдавливании в нее другого более твердого тепа. Влияет на величину внедрения в них режущих элементов долот. Экспериментально установлено, что с увеличением 〃山 растет предел текучести породы ат. Зависимость ат от рш аппроксимируется формулой [4]

Ст = 0,194*5. (1.9)

Классификация горных пород по 〃山 и 。丁, предложенная Л. А. Шрейнером, приведена в табл. 1.5.

В соответствии с приведенными шкалами Л. А. Шрейнер классифицировал осадочные породы по 〃山 и аг (табл. 1,6 и 1.7) [25].

Модуль Юнга (Е • 10*4, МПа) — характеризует упругие свойства пород. Чем выше его значение, тем большее сопротивление порода оказывает в процессе бурения и тем лучше она разрушается ударными нагрузками.

Классификация горных пород (по Л. А. Шрейнеру)

Группа (породы)

Категория

МПа

<тт, МПа

1

<100

<40

(мягкие)

9

100-250

40-110

3

250-500

110-250

4

500-1000

250-550

II

5

1000-1500

550-850

(средней

6

1500-2000

850-1200

твердости)

7

2000-3000

3200-1900

8

3000-4000

1900-2500

III

9

4000-5000

2500-3500

(твердые)

10

5000-6000

3500-4200

11

6000-7000

4200-5100

12

>7000

>5100

Примечание.

1 группа — высокопластичиые и сильнонористые по-

роды (глины, аргиллиты и наиболее пористые разновидности алевро-

литов, песчаников

и известняков'

;11 —• преимущественно пластично-

хрупкие (алевролиты, известняки, ангидриты, доломиты и песчани-

ки); III ■~— преимущественно хрупкие, изверженные и метаморфические

породы (кремни, кварциты, окремнелые разновидности

ичвестняков и

доломитов).

Классификалия осадочных пород по модулю Юнга /1риведена в табл. 1.8 [25].

Коэффициент Пуассона 〃 характеризует отношение относительной поперечной деформации к относительной продольной деформации при растяжении ми сжатии. Применяется для вычисления величины гор и зон тал wroio сжимающего горного давления.

Значения 廿 для некоторых пород приведены в табл. 1.9.

Коэффициент пластичности Л'пл — характеризует отношение общей работы, затраченной для разрушения породы под Штампом, к работе упругих деформаций.

По величине Л"пл все породы разделены на шесть категорий.

Категория123456

Апл1>1-2>2-3>3-4>4-6>6-8

К 1-й категории относятся хрупкие породы3 от 2-й по 5-ю —— Пластично-хрупкие, а к 6-й — высокопластичные и сильнопористые.

Классификация осадочных пород по коэффициенту пластич- ности приведена в табл. 1.10 [25].

Т аб л и ц а 1.6

Классификация осадочных горных пород по твердости

Порода

Группа

II

III

Категория

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Твердость, МПа

& 100

100- 250

250- 500

500- 1000

1000- 1500

1500- 2000

2000- 3000

3000- 4000

4000- 5000

5000- 6000

6000- 7000

>7000

Глинистая

Глина

СП

Сл.П

Сланцевая

Сл.П

Глинистый мергель

СП

СП

Глинистый сланец и аргиллит

Сл.П

Сл.П

Сл.П

Опаловый глинистый сланец

Сл.П

Сл.П

Сл.П

г

|с глинистым

'базальным

цементом

Сл.П

Сл.П

Алевролит кварцевый

С глинистым поровым цементом

п

п

Сл.П

Сл.П

С карбонатным базальным цементом

Сл П

Сл.П

С контактным цементом

П

Сл.П

Сл.П

Песчаник кварцевый

С глинистым базальным цементом

Сл.П

С карбонатным или сульфатным базальным цементом

Сл.П

Сл.П

С контактным цементом

СП

СП

п

Сл.П

Сл.П

С регенерационным цементом

п

Сл.П

Сл.П

Продолжение табл. 1.6

Порода

Группа

II

III

Категория

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Твердость, МПа

W 100

100- 250

250- 500

500—

1000

1000-

1500

1500- 2000

2000- 3000

3000- 4000

4000- 5000

5000- 6000

6000- 7000

>7000

Известняк

Органогенный и органогенно- обломзньд 订

с.п

СП

с.п

п

Сл.П

Сл.П

Пелитоморфный

с.п

с.п

п

Сл.П

Сл.П

Мелкозернистый

с.п

с.п

口

Сл.П

Сл.П

Доломит

Пелитоморфный

с.п

с.п

П

П

Сл.П

Мелкозернистый

с п

с п

с.п

П

П

Сл.П

Среднезернистый

Сл.П

Сульфатная

Гипс

Сл.П

Сл.П

Ангидрит

Сл .П

Сл.П

Окремнелая н кремнистая

П р и м е ч а н [1 е. Обозначения

пород- Сл.П

—плотные

и слаб

опористые,

П — п

ористые,

cn —

сильной

Сл.П

ористые

Сл-П

Сл.П

Т аб лица 1.7Т аб лица 1.777Классификация осадочных горных пород по пределу текучести

Т аб лица 1.7

Т аб лица 1.7

7

7

Порода

Группа

1

II

III

Категория

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Предел текучести, МПа

《100

100- 250

250-

500

500-

1000

1000- 1500

1500- 2000

2000- 3000

3000- 4000

4000- 5000

5000-

6000

6000- 7000

>7000

Г'линлстая

Глина

с.п

Сл.П

Сланцевая глина

Сл.П

Глинистый мергель

с.п

Глинистый сланец и аргиллит

Сл.П

Сл.П

Опаловый глинистый сланец

Сл.П

Продолжение табл. 1.7

Порода

Группа

I

II

ш

Категория

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Предел текучести, МПа

《100

100-

250

250-

500

500-

1000

1000-

1500

1500-

2000

2000-

3000

3000-

4000

4000-

5000

5000-

6000

6000-

7000

>7000

Алевролит кварцевый

С глинистым базальным цемент ом

Сл.П

Сл.П

С глинистым поровым цементом

С.П

Сл.П

С карбонатным базальным цементом

Сл.П

С контактным цементом

С-П

Сл.П

Сл.П

^Песчаник

С глинистым базальным цементом

Сл.П

С карбонатным или сульфатным базальным цементом

Сл.П

СлП

/_

кварцевый

С контактным цементом

С.П

С.П

Сл.П

Сл.П

1

Сл-П

П

П

С регенерационным цементом

С-П

С-П

Сл.П

Сл.П

Известняк

Органогенный и органогенно- обломочный

С.П

С.П

П

Сл.П

Пелитоморфн ый

С.П

СП

Сл.П

Мелкозернистый

С.П

Сл.П

Сл-П

Доломит

П ел итомо рфный

С.П

П

П

Сл-П

Мелкозернистый

С.П

П

П

Сл.П

Сл.П

Среднезернистый

Сл-П

Сульфатная

Гипс

Сл.П

Сл.П

Сл.П

Ангидрит

Сл.П

Сл.П

Окремнелая и кремнистая

Примечание. Значения。丁 примечание к табл. 1.6,

соляных

ород (в

ЛПа): г ал и

т ——20; кар

наллит

—2,5; 6ml

иофит —

Сл.П

3,5. Ос

Сл.П гальны

Сл.П

обозн

Сл.П

1чения

—см.

Порода

Модуль Юнга е・10-4, МПа

^0,25

0,25-0,5

0,5-1(0

1,0-2,5

2,5-5,0

5,0-7,5

7,5-10

>10

Глинистая

Глина

С.П

Сланцевая г л и на

Сл.П

Глинистый мергель

П

П

Глинистый сланец и аргиллит

Сл.П

Опаловый глинистый сланец

Сл.П

Сл.П

Алевролит кварцевый

С глинистым базальным цементом

Сл.П

Сл.П

Сл.П

С глинистым поровым цементом

П

П

Сл .П

Сл.П

С карбонатным базальным цементом

Сл.П

С контакты ым цементом

П

Сл.П

Таблица 1.8

2О2ОКлассификация осадочных горных пород по модулю ЮнгаКлассификация осадочных горных пород по модулю Юнга

2

О

2

О

Классификация осадочных горных пород по модулю Юнга

Классификация осадочных горных пород по модулю Юнга

Сл.П

Песчаник кварцевый

базальным цементом

1 1

С карбонатным или сульфатным базальным цементом

Сл.П

Сп.П

С контактным цементом

С.П

С П

Сл.П

П

п

С регенерационным цементом

П

Сл.П

Известняк

Органогенный и органогенно- 0бЛ0М0Ч?1ЫЙ

С.П

П

Сл.П

Сл.П

Пелитоморфный

С.П

С П

Сл П

Сл.П

Мелкозернистый

Сл.П

Доломит

Пелитоморфный

С.П

С.П

П

Сл.П

Мелкозернистый

Сл.П

Сл.П

Сл.П

Среднезернистый

Сл.П

Сл.П

Сл.П

Сульфатная

Гипс

Сл.П

Сл-П

Ангидрит

Сл.П

Сл.П

Окремнелая и кремнистая

Примечание. Условные обозна

нения — см

.примечани

е к табл. 1.6

Сл.П

Порода

Коэффициент Пуассона,

Порода

Коэффициент Пуассона

Песчаник кварцевый Песчаник аркозовый Глинистые сланцы Уголь Порфирит Глины плотные

0,09

0,13 0,10-0,20 0J4-0J6 0,20-0,22 0,25-0,35

Гравий Известняк Песчаник Глины пластичные

Мрамор

Каменная соль

0,26-0,29 0,28-0,33 0,30-0,35

0,38-0,45

0,34-0,40 0,44

Пластичность уменьшается с увеличением содержания кварца, полевого шпата и других жестких минералов. Высокими ила- стическими свойствами обладают влажные глины и некоторые хемогенйые породы.

Абразивность …способность пород изнашивать породоразрушающие инструменты. От абразивности зависят расход и правильный выбор долот.

Абразивность зависит в основном от минералогического состава и строения горных пород и существует общая тенденция увеличения абразивности с ростом микротвердости породообразующих минералов.

Обобщенная классификационная шкала абразивности горных пород ВНИИБТ [25] приведена в табл. 1.11.

Классификация горных пород геологического разреза. Для классификации пород геологического разреза и его разделе- ния на характерные пачки, а также выбора рациональных типов и конструкций шарошечных долот разработана комплексная методика, которая определяет общий порядок и методические основы работ [25].

На первом этапе в соответствии с этой методикой необходимо провести классификацию пород геологического разреза и выделить характерные пачки. Классификация пород осуществляется на основе их классификационных характеристик. К классификационным характеристикам горных пород, от которых наиболее явно зависят показатели работы долот в каждых заданных геологических условиях, относятся твердость, абразивность и сплошность. Классификационные характеристики пород определяются на основе региональных исследований их свойств, а. в случае отсутствия таких данных ——на основе литологического соответствия пород.

Для приближенной оценки комплексных свойств пород, необходимых при технико-технологических расчетах в бурении： наряду с приведенными выше таблицами могут представлять интерес данные табл. 1.12. В ней показано соответствие кате-

горИй твердости, сплошности и абразивности пород их общей геолого-петрографической характеристике.

Пример 1.4. Разведочная скважина глубиной 4500 м вскрыла разрез, представленный в табл. 1.13.

Требуется оценить категорию твердости, твердость, предел текучести, модуль Юнга, коэффициент пластичности и абразив- носТь по шкале ВНИИБТ.

Решение. На основе данных табл. 1,4-1.8 искомые показа- тели сведены в табл. 1.14.

Пример 1.5, Оценить категории сплошности, твердости и абразивности для указанных ниже пород, слагающих геологический разрез:

песчаник с глинистым цементом пористо-кавернозный слаботрещиноватый;

алевролит с кварцевым цементом слаботрещиноватый;

известняки пористо-кавернозные сильнотрещиноватые;

известняки глинистые пористо-кавернозные сильнотрещиноватые;

аргиллиты плотные с прослоями алевролитов пористо-кавернозные, слаботрещиноватые;

аргиллиты слабопористые;

галит с прослоями глинистых пород с карбонатно-глинистым цементом;

чередование песчаников пористых и алевролитов плотных с глинистым цементом.

Решение. Категории сплошности, твердости и абразивности, установленные по данным табл. 1.11, приведены в табл, 1.15.

Из приведенных в табл. 1.15 сведений видно, что частое чередование литологических разностей пород приводит к изменению категорий твердости м абразивности в широких пределах.

Теплофизические свойства пород (теплопроводность, теплоемкость и температуропроводность).

Ниже приведены средние теплопроводности, Вт/(м-℃), некоторых породообразующих минералов (Ам) и горных пород (Л).

Минерал ГалитКварцКальцитВодаЛед

ЛМ, Вт/(м-℃) 25,58,13,70,62,3

Горная порода ... . Каменная соль Кварцит Мрамор А Вт/(м-℃) 7,23,62,0

Резкое отличие Л от Лм обусловлено как наличием пор в породах, так и повышенным сопротивлением на границах зерен. Увлажнение пористых пород приводит к повышению их теплопроводности, в то время как замерзание воды в порах сопровождается резким ростом А горных пород.

2

4

Классификация осадочных горных пород по коэффициенту пластичности

Порода

Категория

1

2

3

4

5

6

Коэффициент пластичности

1

〉1-2

2-3

3-4

4—6

6-00

Глинистая

Глина

С.П

Сл.П

Сланцевая глина

Сл.П

Глинистый мергель

П

Глинистый сланец и аргиллит

Сл П

Сл.П

Сл-П

Опаловый глинистый сланец

Сл.П

Алевролит кварцевый

С глинистым базальным цементом

Сл.П

Сл.П

С глинистым поровым цементом

П

Сл-П

С карбонатным базальным цементом

Сл.П

Таблица 1.10

2

5

/1 С контактным

/J пементом

П

п

п I

Песчаник кварцевый

С глинистым базальным цементом

Сл.П

Сл.П

С карбонатным или сульф атным базальным цементом

Сл.П

Сл.П

С контактным цементом

Сл П

Сл.П

Сл.П

Сл.П

П

П

П

П

С регенерационным цементом

Сл.П

Известняк

Органогенный и органогеннообломочный

Сл.П

Сл.П

П

с.п

Пелитоморфный

Сл.П

Сл П

Сл.П

С-П

Мелкозернистый

Сл.П

Сл.П

П

п

Доломит

Пелитоморфный

Сл.П

Сл.П

Сл.П

п

Мелкозернистый

Сл.П

Сл.П

Сл.П

П

с.п

Среднезернистый

Сл.П

Сл.П

Сульфатная

Гипс

Сл.П

Сл.П

Ангидрит

Сл.П

Сл.П

Окремнелая и кремнистая

Примечание. Условные обоз卜

Сл.П ачениг — с

Сл.П

м. примечание к

Сл.П

габл. 16

Таблица 1.1 ]

Классификационная таблица соответствия абразивных свойств горных пород их геолого-петрографическим характеристикам

Порода

Содержание кварца или халцедона, %

Категория твердости

Абразивность по обобщенной шкале ВНИИБТ (категория)

Песчаник:

кварцевый мономинеральный (крупно-, средне-, мелко-, тонкозернистый) и аналогичный

95

4-10

9-11

алевролит

окварцованный сливной частич-

85-95

7-10

10-11

но окварцованный с протяжен-

иыми контактами

85-95

5-7

9-10

срастания кварцевых зерен

с точечными контактами срастания кварцевых зерен

85-95

4

6

кварцевый с известковистым цементом (25-40 %)

кварцевый с известковисто-гли-

6U-75

5-7

7-8

нистым цементом

60-75

4-5

7

кварцевый с глинистым цементом кварцевый с сульфатным цемен-

60-75

3-5

6-7

том

60-75

3-4

6

полевошпатово-кварцевый и аркозовый крупнозернистый

полевошпатово-кварцевый и

—

—

10

аркозовый средне-

—

—

9

» мелкозернистый

тонкозернистый и аналогичный

8

алевролит：

с цементом 15-20 %

25

4-6

7-8

»20-50 %

10-15

4-6

7

полимиктовый

570

—

6-7

Глина:

мономинеральная

—

1-3

3-4

алевритистая

10-20

2-3

4-5

песчанистая

10-30

2-4

5

кремнистая Аргиллит:

5

6

слабоалевритистый

5-10

4-5

3-4

алевритистый и песчанистый

15-20

4-5

6

Аспидный сланец

2-5

—

4

Углистый сланец

2-5

2-3

4

II р о л о л л< е н и е т а. б л. 1.11

Порода

Содержание кварца, илл халцедона, %

К ате горня твердости

Абразивность по обобщенной шкале ВНИИБТ (категория)

Мергель：

глинистый

—

—

карбонатный (50-75 %)

—

4-5

2

алевритовый

——

4

песчанистый

Известняк：

без прнмесн твердых абра-

5

зивных минералов

1

5-6

2-3

глинистый

3

4-6

4

песчанистый (5 %)

5

5-6

5

песчанистый (10 %)

10

5-6

6

песчанистый (до 20-30 %)

20-30

4一6

8-9

алевритовый

15-20

5-6

5

кремнистый (5 %)

5—6

5

кремнистый (10 %)

10

6-7

6

кремнистый (15 %)

15

6-7

кремнистый (20-30 %) Доломит:

без примеси твердых абра-

20-30

8

8

зивных минералов

2-3

7-8

3-4

песчанистый

——

7-8

6-7

Кремень

75-95

11

И

Опока и трепел

Ангидрит без примеси твердых

1-2

6

абразивных минералов Гипс:

4-5

1

без примесей

—

2-3

1

опесчаненный

10-15

2-3

4

глинистый

1

2-3

1

Удельная теплоемкость с пород изменяется от 380 до 2100 Дж/(кг-℃) (низкие значения имеют рудные минералы). Теплоемкость пористых, насыщенных водой пород всегда боль- se теплоемкости плотных пород. Показатели теплофизических свойств связаны между собой соотношением

》= аср, (1.10)

门le а ■— температуропроводность (скорость изменения температуры). '

Мерзлые горные породы в зависимости от того, как долго 0Ни находятся в мерзлом состоянии, делятся на сезонно-мерзлые

2GO2GOТаблица 1.12

2

GO

2

GO

Соответствие классификационных показателей горных пород их геолого-петрографической характеристике

Порода

Степень уплотнения породы

Наличие алевро-песча- иистого материала

Наличие кремниевых и железистых стяжений

Степень трещиноватости

Категория сплошности при промывке

Категория твердости

К атегория абразивности

глинистым раствором

технической водой

Известняк

Плотная

Нет

Нет

Слабая

2-3

2

5-6

2-3

Сильная

о

1,5

5-6

2-3

Есть

Слабая

2-3

2

6

5-6

Сильная

2

1,5

6

5-6

Есть

Слабая

2-3

2

7-8

8

Сильная

2

1,5

7-8

8

Пористо-ка-

Слабая

2-3

2

5-7

7

вернозная То же

Сильная

2

1,5

5-7

7

Нет

Слабая

2-3

2

3

5-6

Сильная

2

1,5

3

5—6

Нет

Слабая

2-3

2

3-4

1-2

Сильная

2

1,5

3-4

1-2

Известняк доло-

Плотная

Нет

Нет

Слабая

2-3

2

5-6

2-3

митизированный

Сильная

2

1,5

5-6

2-3

Есть

Слабая

2-3

2

6

5-6

Сильная

2

1,5

6

5-6

Есть

Слабая

2-3

2

7-8

8

Сильная

2

7-8

8

/

1

Пористо-кавернозная

Нет

Нет

Слабая

Сильная Слабая Сильная Слабая Сильная

2-31

2

2-3

2

2-3

2

2 \

1,5

2

1,5

2

1,5

3

3

3-4

3-4

5-6

5-6

1-2

1-2

Известняк гли-

Плотная

Нет

Нет

Слабая

о

2,5

5

2

нистый

Сильная

2-3

2

5

2

Доломит

Плотная

Нет

Нет

Слабая

2-3

2

7-8

3-4

Сильная

2

1,5

7-8

3-4

Есть

Слабая

2-3

2

8-9

6-7

Есть

2-3

2

9-10

8-9

Сильная

2

1,5

9-10

8-9

Пористо-ка-

Есть

Есть

Слабая

2-3

2

6-7

7-8

вернозная

Сильная

2

1,5

6-7

7-8

Нет

Нет

Слабая

2-3

2

5-6

2

Сильная

2

1,5

5-6

2

Доломит

Плотная

Нет

Нет

Слабая

2-3

2

7-8

3-4

известковый

Сильная

2

1,5

7-8

3-4

Есть

Слабая

2-3

2

8-9

6-7

Сильная

2

1,5

8-9

6-7

Есть

Есть

Слабая

2-3

2

9-10

8-9

или нет

2

9

3 о3 оП родол ж ен ие табл. 1.12

3 о

3 о

Порода

Степень уплотнения породы

Наличие алевро-песчанисто го материала

Наличие кремниевых и железистых стяжений

Степень трещиноватости

Категория сплошности при промывке

Категория твердости

Категория абразивности

глинистым раствором

технической водой

Доломит из-

Плотная

Есть

Есть

Сильная

о

1,5

9-10

8-9

.вестковистый

или нет

Пористо-ка-

То же

Слабая

2-3

2

6-7

7-8

вернозная

Сильная

2

1,5

6—7

7-8

Нет

Нет

Слабая

2-3

2

5—6

2

Сильная

2

1,5

5-6

2

Доломит

Плотная

Нет

Нет

Слабая

3

2,5

4-5

1-2

глинистый

Сильная

2

1

4-5

1-2

Песчаник с

Плотная

Есть

Есть

Слабая

1-2

1

8-10

10-11

кварцевым цементом

Пористая

1-2

1

5-7

9-10

Пористо-ка-

Нет

1-2

1

3-4

8

вернозная Очень пор и с-

Есть

1-2

1

5

6-7

тая

Песчаник с кар- боиатно-глинис-

Плотная

Есть

Есть

Слабая

1-2

1

7

8

тым цементом

Пористая

1-2

1

5-6

/

7-8

/

/Пористо-ка-

1 "

2—31

2\

5 \

8 \

(вернозная 'Плотная

Сильная

2

1,5

5

8

Нет

Слабая

1-2

1

3—4

8

Сильная

2

1,5

3-4

8

Пористая

Слабая

2-3

2-3

5-7

Сильная

2

1,5

2-3

5-7

Есть

Слабая

2-3

2

3-4

6

Сильная

2

1,5

3-4

6

Алевролит с кварцевым

Плотная

Есть

Есть

Слабая

1-2

1

8-10

10-11

цементом

Пористая

1-2

1

5-7

9-10

Пористо-ка-

Нет

1-2

1

3-4

9-10

вернозная

Есть

，，

1-2

1

5

6-7

Плотная

1

7

8

6-7

Алевролит с карбонатным

Пористая

Есть

Есть

Слабая

1-2

1

5-6

7-8

цементом

Пористо-кавернозная

1-2

1

3-4

6

Алевролит с карбонат?нсьгли-

Плотная

Есть

Есть

Слабая

3

2,5

5

8

нистым

цементом

Алевролит с

Плотная

Есть

Есть

Сильная

2-3

2

5

8

карбоматно-гли- нистым цемен-

Слабая

3

2,5

4-5

7-8

том

3

3232Продолжение табл. 1.12

3

2

3

2

Степень

Наличие

Наличие

Категория

сплошности

уплотнения

алевро-песча-

кремниевых

Степень

при промывке

Категория

Порода

породы

иистого ма-

и железистых

трещино-

—

Категория

абразив-

териала

стяжении

ватости

глинистым

технической

твердости

ности

раствором

водой

Алевролит с

Плотная

Есть

Есть

Сильная

2-3

2

4-5

7-8

к арбон атно- гли-

Пористая

Нет

Слабая

3

2,5

2-3

5-6

нистым цементом

Сильная

2-3

2

2-3

5-6

Есть

Слабая

3

2,5

3-4

6

Мергель карбо-

Плотная

Нет

Нет

Слабая

3

2,5

4

1-2

натный

Сильная

2-3

2

4

1-2

Есть

Слабая

3

2,5

4

4

Сильная

2-3

2

4

4

Есть

Есть

Слабая

3

2,5

5

или нет

То же

Сильная

2-3

2

5

7

Пористая

Нет

Слабая

3

2,5

2-3

1

Сильная

2-3

2

2-3

1

Есть

Слабая

3

2,5

4

5-6

Сильная

2-3

2

4

5-6

Мергель гли-

Плотная

Нет

Нет

Слабая

3

2,5

3-4

1-2

нистый

Сильная

2-3

2

3-4

1-2

Есть

Слабая

3

2,5

3-4

2-3

или нет

Сильная

2-3

2

3-4

2-3

Есть

Слабая

3

2,5

4

4-5

Сильная

2-3

2

4

4-5

/

/

1 Пористая

1 Нет

Слабая

3 ]

2,5

2-3\

2 \

Сильная

2-31

2

2-3\

2 \

Есть

Есть

Слабая

3

2,5

4

4-5

или нет

То же

Сильная

2-3

2

4

4-5

Слабая

3

2,5

4

4-5

Сильная

2-3

2

4

4-5

Глина карбо-

Плотная

Есть

Слабая

3

2,5

3-4

2-4

натная

или нет

Сильная

2-3

2

3-4

2-4

Есть

Нет

Слабая

3

2,5

2

4-5

Сильная

2-3

2

2

4-5

Пористая

Нет

Слабая

3

2,5

1-2

2

Сильная

2-3

2

1-2

2

Есть

Есть

Слабая

3

2,5

2

4-5

или нет

То же

Сильная

2-3

2

2

4-5

Глина

Пористая

Есть

Нет

Слабая

4

3

1-2

2

или нет

Плотная

То же

3-4

3

2-3

2

Кремень

Плотная

Нет

Нет

Слабая

2-3

2

9-11

11

Аргиллит крем-

Плотная

Есть

Есть

Слабая

3

2,5

5

5

нистый

или нет

То же

Сильная

2-3

2

5

5

Есть

Нет

Слабая

3

2,5

5

3-4

или нет

То же

Сильная

2-3

2

5

3-4

Продолжение табл. 1.12

Порода

Степень уплотнения породы

Наличие алевро-песча- нистого материала

Наличие кремниевых и железистых стяжений

Степень трещиноватости

Категория сплошности при промывке

Категория твердости

Категория абразивности

глинистым раствором

технической водой

Аргиллит крем-

Плотная

Есть

Есть

Слабая

3

2-3

6

6

нистый

Сильная

2-3

2

6

6

Есть

Нет

Слабая

3-4

3

3-4

3

или нет

То же

Сильная

2-3

2

3-4

3

Аргиллит

Плотная

Есть

Нет

Слабая

3-4

3

3-4

3

или нет

То же

Сильная

2-3

2

3-4

3

Мел

Плотная

Нет

Нет

Слабая

2-3

2

1

1

Сильная

2

1,5

1

1

Ангидрит

Плотная

Нет

Нет

Слабая

3

2,5

4-5

2

Сильная

2-3

2

4-5

2

Есть

Слабая

3

2,5

5

5

Сильная

2-3

2

5

5

Гипс

Плотная

Нет

Нет

Слабая

3

2,5

3

1

Сильная

2-3

2

3

1

Г алит

Плотная

Нет

Нет

Слабая

2-3

2

3

1-3

Сильная

2

1-2

3

1-3

Г алит с примене-

Плотн ая

Нет

Нет

Слабая

3

2-3

4

2

(нмем карбонатов

Сильная

2-3

2

4/

_L—/

工工

工

工

"^ервап бурения, м

Геолого-петрографическая характеристика пород

1^40 40-290

290-108° 1080-3200 3200-4500

Наносы

Чередование слабопористых глин и сильнопористых кварцевых песчаников с контактным цементом

Глинистый мергель сильнопористый

Песчаник кварцевый слабопористый с глинистым цементом Чередование кварцевых слабопористых песчаников с регенерационным цементом и глин

Таблица 1.14

Порода

Категория

Р山，МПа

<7т, МПа

SIL, МПа

Апл

Абразивность

Глины слабопористые

1

<100

50-100

0325

6-00

3-4

Мергель глинистый сильнопористый

3

250-500

200-500

<0,25

4-6

6

Песчаники квар~ цевые:

слабопористые с глинистым цементом

4

500-1000

250-500

1,0-2,5

2

6-7

слабопористые с регенерационным цементом

8

3000-4000

4000-5000

5-7,5

1

10

Таблица 1.15

Порода

Категории

сплошности

твердости

абразивности

Uecq&HHKir

с глинистым цементом

2-3

2-3

5-7

пористые

Алеврсщмть 匸

1-2

5-7

9-10

с кварцевым цементом

1-2

8-10

10-11

пористо-кавернозные

1-2

3-4

6

плотные с глинистым цементом Известняки：

3

5

8

п°ристо-кавернозные силь- Потрещи н ов ат ы е

2

5-7

7

Глинистые рРгИллиты

3-4

3—4

3-4

3-4

3

3

i алит

2-3

3

1-3

пнннстне породы

3

3-4

2—4

(месяцы) и мно i'o летне мерзлые породы (годы, сотни и тысячу лет). Мощность последних в северных и северо-восточных ра,^ онах России измеряется сотнями метров, а температура дост^、 гает -7 4- Т2 ℃.

Обломочные водонасыщенные рыхлые и слабосцементирова^ ные горные породы при замерзании и оттаивании резко мзм& няют свои свойства: при замерзании цементируются льдом 此 отличаются высокой прочностью (<тсж <2,5 МПа) и непрони， цаемостыо; при оттаивании они переходят в переувлажненное состояние. Прочность мерзлых песчаных пород значительно выше, чем прочность мерзлых глинистых пород.

Анизотропность свойств пород зависит ОТ упругих свойств, плотности, структурных и ее текстурных особенностей. Этот показатель, как и степень наклона чередующихся по твердости и мощности пластов； оказывает наибольшее влияние (из геологических причин) на искривление скважин.

Существуют различные методы оценки анизотропности ме、 ханич^ских свойств пород.

А. Лубинским введен буровой индекс анизотропии^ определяемый как

a =%/廿丄> (1.11) где А ——показатель анизотропии (А—0 соответствует изотропной породе); Vj] и 曾丄 ——буримость горных пород соответственно параллельно напластованию и перпендикулярно к нему.

Поскольку 廿丄 имеет максимальное значение, то индекс анизотропии всегда менвн^е единицы и для осадочных пород оценивается значением от близкого к нулю до 0,75.

Анизотропию пород можно оценить и по акустическим данным путем сравнения скорости распространения ультразвуковых волн в двух диаметрально противоположных направлениях ——《1 по высоте (вдоль) образца породы (керна) и f? по диаметру.

Ка = &/&・ (1-12)

Таблица 1.16

Горная порода

F-10-4, МПа

W

МП仇

II

丄

II

丄

II

丄

Сланцы песчанистые

3,03

2,42

0,25

0Л6

52

70

Известняки

6,36

7,25

0,28

0,30

151

152

Песчаники крупнозернистые

1,93

1,73

0,45

0,36

118

142

Песчаники мелкозернистые

3,83

2,64

0,20

0,19 0,29

160

157

Алевролиты

2,67

1,72

0,25

51

68

Примечание. Условные обозначения: 丄 — перпендикулярно слоистости.

1 ——параллельно слоистости;

Днизотропия механических свойств некоторых пород показа- Н& в табл. 1.16.

Коэффициент анизотропии теплопроводности слоистых по- сд в среднем составляет 1,10-1,50. В слоистых средах набпю- дается большая теплопроводность вдоль слоистости (Ац), чем перпендикулярно слоистости (入丄).

Для практических расчетов принимается среднее значение:

(1-13)(1-13)A = #%l +入丄).

(1-13)

(1-13)

22

2

2

ОЦЕНКА

НАПРЯЖЕННОГО

СОСТОЯНИЯ

И УСТОЙЧИВОСТИ ПОРОД, ОКРУЖАЮЩИХ СКВАЖИНУ

Геостатическое (горное) давление ^г(Па)— давление, обусловленное весом толщи вышележащих пород.

При бурении скважин на суше

Рг 二 р^дН.(2.1)

где рп — объемная плотность вышележащих горных пород?

Рп — £ [(1 ~ %) Pti +hi/Н,(2.2)

где П〔——пористость слоя горной породы, доли единицы; pTi — плотность твердой фазы данной горной породы, кг/м3;坛一толщина слоя той же породы; 0來плотность жидкости в порах породы, кг/м3; Н 二 £厶£ —— глубина рассматриваемой точки земной породы от дневной поверхности.

С увеличением Н растет рг^ а вместе с ним возрастает и напряжение в породе. Для большинства пород при этом увеличиваются пределы текучести, прочности и пластичности.

При бурении скважин в море горное давление рассчитывается по формуле [23]

Рг.м = [(Рп (я - Ям) + рм ВЯМ)] 5,(2.3)

где Нм — 一 глубина моря; рм в ——средняя плотность морской воДЫ； 玄=£ 兀 + Ям.(2.4)

г — 1

Пример 2.1. Вычислить значение рг для условий, приведи иых в та.бл. 2.1.

Интервал бурения, м

Мощность, м

Пористость, %

Средняя плотность, кг/м3

твердой фазы породы

пластовой жидкости

一 0-390

390

35

2680

1013

390-545

155

31

2630

1010

545-670

125

28

2700

1030

670-920

250

27

2655

1005

920-1150

230

25 ■

26П0

1005

1150-1450

300

20

2500

1000

1450-1700

250

18

2450

1000

1700-2050

350

19

2490

1010

2050-2400

350

19

2500

1010

2400-3000

600

17

2700

710

Решение. Согласно (2.2)

рп = {[(1 - 0,35) 2680 + 0,35-1013] 390 + [(1 - 0, 31) 2630 + 0,31 х Х1010] 155 + [(1 - 0,28)2700 + 0,28-1030] 125 + [(1 - 0,27) 2655+ +0,27-1005] 250+[(1-0,25) 2600 + 0,25-1005] 230+[(1-0,20) 2500+ +0,20 • 1000] 300 + [(1 - 0,18) 2450 + 0,18-1000] 250 + [(1 - 0,19) х Х2490 + 0,19-1050] 350 + [(1 - 0,19) 2500 + 0,19-1010] 350 + [(1- -0,17) 2700 + 0,17-710] 600)/3000 = 2220, 37 кг/м3.

По формуле (2.1)

历二 2220,37-9,8-3000 = 65, 3 МПа.

Боковое давление рб(Па) — радиальное упругое напряже- нме в горной породе

"=Ег；(2.5)

6 = 〃/(1-〃).(2.6)

При § =1 величина р「имеет максимальное значение.

Величина £ приближается к 1 в толщах глинистых и других Шсокопластичных пород на сравнительно небольшой глубине.

Значение рб для песков определяется из выражения1

；，：6少 'внутреннего трения обводненных песков, градус

К ц~"Равопник по бурению скважин на воду; Под ред. проф. 1 Н' Вашкаава.— М.: Недра, 1979.

Таблица 2.2

Порода

屮,градус

tgW

Песок:

крупный

27

0,51

средний

25

0,47

мелкий

20

0,36

глинистый

30

0,58

Галечник с песком

25

0,47

Гравий

30

0,58

Плывуны

12

0,21

Разрушенные выветриванием рыхлые грунты

35

0,70

Поровое давление 卩口川(МПа)——давление жидкости в поровом пространстве пород. Используют для характеристики давления жидкости в порах глинистых и других, практически непроницаемых пород.

Пластовое давление рип (МПа) —— давление жидкости в проницаемой породе, т. е. рпо^ в том частном случае, когда поры сообщаются друг с другом. В нормальных условиях на глубине Н давление флюидов приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды рв (в МПа) плотностью р3 —1000 кг/м3 от кровли пласта до поверхности

Рп门 7% 二 р^дН* (2-8)

Формулой (2.8) можно пользоваться при разведочном бурении на малоизученных площадях, когда нет возможности установить действительную величину рпл по динамическому уровню жидкости в скважине, поскольку последние еще не пробурены.

При вскрытии водоносных горизонтов

Рп 口 — НстдрЖ1 (2・9) где Яст —— величина столба жидкости, который устанавливается в покоящейся скважине-

Гидростатическое давление бурового раствора на забой рб.р (МПа) —- давление столба бурового раствора на забой на глубине Н

Рб.р = Рб.РдН. (2.10)

Пример 2.2. Определить давление, оказываемое буровь^1 раствором плотностью р^р = 1260 кг/м3 на ртенки скважин" на глубине 2000 м.

Решение. По уравнению (2.10) на глубине 2000 м

Рвр = 9,81- 1260 • 2000 二 24,72 МПа.

Давление гидроразрыва горной породы 〃「р (МЛ虱) да- ^енле столба жидкости в скважине на глубине 方,при котором в олсхопкт разрыв связной породы и образование в ней трещин, ^ределяется опытным путем.

0,87рг;0,83Я + 6,6/w0,87рг;0,83Я + 6,6/w(2・11)(2・11)0rp0「Р0rp0「РПрл полном отсутствии данных [11]

0,87рг;

0,83Я + 6,6/w

0,87рг;

0,83Я + 6,6/w

(2・11)

(2・11)

0rp

0「Р

0rp

0「Р

Давление поглощения /?погл ——давление в скважине, при котором начинается утечка бурового раствора по искусственным трешинам, образующимся в результате гидроразрыва связной породы, либо по естественным каналам в трещиноватых и за- карстованных породах. Принимается по фактическим данным ипм по опытным нагнетаниям (подача 1-2 л/с).

При отсутствии данных [11]

Pn°rn = (0,75 + 395)>rp・(2.12)

Дифференциальное давление △? — разность давления бурового раствора на забой скважины и пластового

(2.13)(2.13)△р 二 рб.р + Ргд — Рпл >

(2.13)

(2.13)

где ргд ——гидродинамическое давление, рассматриваемое в зависимости от выполняемой технологической операции: при циркуляции раствора в затрубном пространстве или при пуске насоса..

Величина △卩 оказывает существенное влияние на увеличение сопротивления разрушению пород. С увеличением Н влияние △〃 на показатели работы долот возрастает. В случае если р$р рпл^ то рост р「д (репрессия на пласт) может стать причиной поглощения бурового раствора.

7в7в(2-14) ⑵⑸(2-14) ⑵⑸Относительные геостатическое, боковое и пластовое (поровое) давления (индексы давления), которые широко используются для характеристики геологических условий бурения и вычисляются по формулам:

7в

7в

(2-14) ⑵⑸

(2-14) ⑵⑸

Рпл — ka И Рпор = ^а(пор),

нвзывают также коэффициентами аномальности пластового R порового давления соответственно.

В нормальных условиях к^ ^ 1. Если А:а (fcnop) > 1,2, то имеет- сх АВЦД (Или АВПоД). При увеличении Н вероятность встречи ?ПД возрастает. Значения А:а < 0, 8 характеризуют АНПД.

Пример 2.3. Пластовое давление на глубине 1.900 м соста-

Яет 23 МПа,. Требуется оценить коэффициент аномальности "Истового давления.

Решение. Приняв 〃日 二 1000 кг/м3, по формуле (2.15) нах。 дим

23 • 106_

，а 二 103-9,81-1900 二，工

Относительное давление по воде в закрытой сква*ц、 не %отн -отношение давления рн на глубине II в скважине с закрытым устьем, частично или полностью заполпеиной пласт* вой жидкостью, к давлению пресной воды

卩皿 二рн【р^дН.(2」б)

Индекс давления поглощения р^огл представляет собой отпо

шение Pnor门 к давлению столба пресной воды:

(2.17)(2.17)Рпогл 二 Pnorn/pB

(2.17)

(2.17)

или

^погл = Рр.т/рв, (2.18) где ?р т ——давление раскрытия микротрещин или давление гидроразрыва монолитных пород.

Для прогнозирования ориентировочных значений fcnorJI можно воспользоваться формулой [11]

^погл (1 — ^)^а + ^(1т8~г2,5). (2.19)

Величину 1,8 принимают близ дневной поверхности: 2,32,5 ……на большой глубине. Значения《желателыго определять по данным о давлениях разрыва горной породы (раскрытия мнкро- трещин), полученных в ранее пробуренных скважинах на данной или других площадях со сходными горно-геологическими условиями.

Давление относительной устойчивости пород ру ——минимальное давление на участок ствола скважины, сложенный потенциально неустойчивой породой, при котором в течение продолжительного времени (достаточного для разбуривания всей толщи таккх пород и перекрытия их обсадной колонной), при данном составе бурового раствора, не возникают серьезные пр> явления неустойчивости (сужения ствола, и связанные с этим осложнения ——прихваты, затяжки и посадки колонны труб при спускоподъемных операциях; интенсивные осыпания пор。口 и т. п.).

Градиенты давления (геоста.тического, пластового, порового： гидроразрыва и поглощения соответственно) используются также при решении различных задач технологии бурения, равН* отношению давления к глубине залегания пород:

旷d〃Г二后；grad

gradpnop = ^1； grad "门)=勺；(2,20)

—7Л1ОГЛ

grad Т^погл — н •

Напряженное состояние пород в приствольной зоне. В скважине, пробуренной через толщу пород буровым раствором с плотностью /)б,р < 0п> напряженные состояния в окрестности и вдали от нее отличаются друг от друга.

г2 州п〃 + дрб.рНдрпН + дрб.рН#г2 州п〃 + дрб.рНдрпН + дрб.рН#Распределение напряжений в упругих изотропных беспори- стых породах (без учета температуры), по С. Г. Лехницкому, описыв^тся системой следующих уравнений (в МПа):

г2 州п〃 + дрб.рН

дрпН + дрб.рН#

г2 州п〃 + дрб.рН

дрпН + дрб.рН#

(2.21)

где Сн —— вертикальное нормальное напряжение, вызванное действием сил веса (горного давления);仃^ ——тангенциальное (кольцевое) нормальное напряжение, направленное перпендикулярно к радиусу вертикальной скважины гс: ат ——радиальное нормальное напряжение, направленное вдоль 了工；丁 — радиус рассматриваемой точки породы в окрестностях скважины.

Деформации и разрушение стенок скважины обусловлены главным образом касательными напряжениями:

Т1 = —2~； 丁2 = —2-；隐=~2•(2-22)

Радиус несущей зоны, подверженной пластическим деформациям, вычисляется по формуле

(2.23)

Значения ат приведены в табл. 1.5.

Приведенные зависимости позволяют с достаточной для пРа.ктики бурения точностью прогнозировать устойчивость с^нок скважины.

Классификация пород по степени устойчивости приведена в T時工23

В глубоких скважинах, разрезы которых представлены м°1Цными толщами глинистых формаций (глины, аргиллиты, ^вролиты, мергели и глинистые сланцы), проблема устой- в℃Т0 ствола имеет очень большое значение. Бурение таких

Степень устойчивости

Горные породы

Связь между зернами

Весьма нез^стойчи- вые

С изменяющейся устойчивостью

Сл абоустойчивые

Устойчивые

Рыхлые (пески, гравий, галечник)

Плотные невысокой прочности, растворяемые или размываемые буровым раствором (глинистые породы, каменная соль)

Скальные, но раздробленные; сбрекчированные (сцементированные брекчией илн конгломератом, слабые песчаники； сланцы и угли)

Породы высокой или средней твердости, монолитные или сла,- ботрещиноватые, не размываемые буровым раствором (граниты, диориты, базальты, кварциты, песчаники и т. д.)

Отсутствует

Сложная (исчезаю、 ща.я при насыщение водой)

Недостаточно прочная

Прочная

пород сопровождается образованием каверн, сужением ствола скважины, прихватами и сложностью сохранения керна.

При вскрытии отложений каменной соли сужение ствола и пластическая деформация могут произойти при 丁 > ат.

Пример 2*4. Оценить главные касательные напряжения, действующие в приствольной зоне скважины (на. се внутренней стенке) в соленосных отложениях для следующих условий: глубина залегания данной точки соленосных отложений Н 二 1600 м, средняя плотность вышележащих горных пород 0n 二 2500 кг/м3) плотность бурового раствора в скважине 〃6千 =1300 кг/м3.

Решение. Нормальное, тангенциальное и радиальное напряжения (при ^ ~ 1) будут соответственно вычислены по формулам (2.21)：

% 二-9, 81 ■ 2500 ■ 1600 = -39,2 МПа;

* = -2-9,81-2500-1600 + 9,81 • 1500 • 1600 二-58 МПа;

аг 二—9, 81 -1300 ■ 1600 = —20,4 МПа.

Главные касательные напряжения определяются по формулам (2.22):

二 L2Q2 = -

2

—39, 2 — (—20,4)Апт

7-2 二 ——j— 二一9,4 МПа

—58 — (—30,2)ад■卄

T3 二二-9,4 МПа.

Таким образом, максимальные касательные напряжения на тенке скважины достигают 丁 = —18, 8 МПа.

В и в од. Поскольку сгт даже наиболее прочного из галогенных 瓜нервов галита составляет 20 МПа (см. табл. 1.7), можно сЧЙ-гать, что на стенках данной скважины соленосные породы находятся в упругопластическом состоянии.

Пример 2.5. Определить радиус несущей зоны, в границах которой высокопластичные глинис7^ые породы подвержены пла- ^и^еским деформациям, если известно, что 。打 二 2300 кг-/м3; °бр 二 1250 кг/м3; % 二 6 • 10一2 м; Н 二 1200 м.

решение. Примем (см. табл. 1.7) ат высокопластичных глин равным 60 МПа. Подставляя данные в выражение (2.23), получаем

1,73(2300- 1250) 12001,73(2300- 1250) 120060 • 10е60 • 10еа 36 • ю-3а 36 • ю-3м.м.

1,73(2300- 1250) 1200

1,73(2300- 1250) 1200

60 • 10е

60 • 10е

а 36 • ю-3

а 36 • ю-3

м.

м.

Поведение горных пород на стенках скважины зависит от температуры пород и бурового раствора.

Геостатическая температура пород Т「(℃) — это температура в естественных условиях залегания пород в земной коре, т. е. до начала бурения или после весьма длительного простоя скважины без промывки.

С увеличением глубины з-алегания пород ниже нейтрального слоя (ближайший к дневной поверхности слой породы, температура которого не изменяется при суточных и сезонных колебаниях температуры атмосферного воздуха) она возрастает, причем интенсивность роста, как правило, изменяется чаще в сторону уменьшения.

В районах, где геотермический градиент с глубиной изменяется весьма незначительно, распределение геостатических температур приближенно можно рассчитать по формуле [23] 毒 丁口口 一「— Jf),(2.24)

Г陇累. — известная температура на глубине Япл, ℃; Г — геотермический градиент ——прирост Т「на каждый метр глубины залегания породы, ℃/м (с глубиной несколько изменяется).

Пример 2.6. Оценить значение геостатической температура： .измеренной на глубине Я 二 1800 м, если величина Т「изме- Ренна宜 на глубине 1500 м, составляет 64 ℃, а средний геотер- м五еески近 градиент равен 0,037 ℃/м.

Р еше н ие. По формуле (2.24)

4 = 64 - 0,037(1500 - 1800) - 75,1 ℃.

Температуру бурового раствора следует рассматривать как ^Нейший параметр, определяющий режим бурения и который стично можно регулировать.

Расист распределения температур бурового раствора, и ст§ нок скважины во время бурения достаточно сложен. Этот воцр。； послужил предметом многочисленных работ с использованием числовых расчетов. Однако их практическое применение иац^ проблематично.

Для ориентировочной оценки распределения температур в скважине при промывке можно воспользоваться экспресс-ме^а дикой ВНИИКРнефти [23].

Температура на забое скважины после нескольких циклов циркуляции

么^0,33k + 0：67Т仙⑵ 25)

(Tq температура нейтрального слоя Земли, ℃);

температура выходящего из скважины потока

7вЫх^О,677о + О,ЗЗТпл;(2.26)

температура бурового раствора, закачиваемого в бурильную колонну (температура нисходящего потока на входе в бурильную колонну)

Твх — Твых — △'ГВЫХ(2.27)

(△Кнх ——уменьшение температуры раствора в наземной циркуляционной системе, зависящее от температуры атмосферы н конструкции этой системы и равное 7 ℃);

средняя температура восходящего и нисходящего потоков при промывке соответственно

45

Zp.в ~ § ‘° + § Т""；(2.28)

Тср.н * 0〉5 (7Пл — Tq + △Твнх)；(2.29)

средняя температура в скважине

Kp<^0,53Tg + 0,45n.(2.30)

По данным выполненных расчетов строятся кривые распределения температур в нисходящем и восходящих потоках бурового раствора.

Пример 2.7. Построить график распределения температур з потоке бурового раствора при окончании бурения скважины для следующих условий: глубина скважины Н 二 3200 м; геостатиче- ская температура Тг 二 102 ℃; температура нейтрального от。* Земли То = 8 ℃; уменьшение температуры бурового раствора в наземной циркуляционной системе Л7ВЬ1Х 7 ℃.

Р ешение. Температура на забое скважины по форму庶 (2.25)

7； ^ 0,33-8 + 0,67-102 二 71 ℃.

Температура выходящего из скважины потока по формуй (2.26)

Твых ^ 0,67-8 + 0,33-102 = 39 ℃.

Температура бурового раствора, закачиваемого в бурильную колонну, по формуле (2.27)

7 = 39 — 7 = 32 °C.

Средняя температура восходящего и нисходящего потоков из сражений (2.28) и (2.29) соответственно

60 ℃;60 ℃;45

60 ℃;

60 ℃;

Т • 8 + — ■ 102

1ср・в 99

Терн 弋 0,5(102 — 8 + 7)二 50,5 ℃.

Средняя температура в скважине по формуле (2.30) усрС^ 0,53-102 + 0,45'8 = 58 ℃.

Кривые распределения температур в нисходящем и восходящем потоках приводятся иа рис. 2.1.

Температуру циркулирующего бурового раствора, на любой глубине h в скважине можно вычислить и по формуле

(2.31)(2.31)Th^T0 + 0,14「无 + 0,43rH.

(2.31)

(2.31)

Пример 2.8. Вычислить температуру па забое скважины для условий предыдущего примера, если геотермический градиент Г 二 0, 037 ℃/м.

Решение. По формуле (2.31)

Гд = 8 + 0,14-0,037 • 3200 + 0)43 • 0,037- 3200 二 75,5 ℃.

ВЫБОР

ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГО

ИНСТРУМЕНТА

Основные параметры буровых долот, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин, приведены в табл. 3.1一3.6. Сведения об областях применения буровых долот приведены в табл. 3.7.

Задачу выбора типа долота, для разбуривания конкретной горной породы или пачки пород ВНИИБТ предлагает решать с учетом твердости и абразивности пород с помощью специальной классификационной таблицы (рис. 3.1). В ней на основании обобщения опыта отработки долот в различных районах эталон-

# £

IK

—

—

(

КЗ

財 мз

сз * e

1

J

М

• р

СТ

*

1

•1

Вероятная ооласть применения долот — ре^умезо и zzm?〃- panjuiezo действия

1

1

1

Be

рани до

пая ения лот

4苏4 алм

сть азны

У .

1

1

8

6

4

о24681012

Категория твердости пород КТ

Рис. 3.1. Классификационная таблица парных соответствий к^ горий твердости и абразивности пород типам шарошечных П。'

^ eQdQU nEQOHgnnad名庆口 dQ2aEDy

Основные параметры шарошечных долот

Типоразмер

Резьба

Масса, кг

Допустимая нагрузка, кН

Типоразмер

Резьба

Масса, кг

Допустимая нагрузка, кН

Одношарошечные

М С-ГНУ

3-11"

37

250

139,7СЗ-Н

3-88

17

180

МСЗ-ГН

3-117

40

380

161f0C3-H

3-88

21

250

МСЗ-ГНУ

3-117

40

220

190,5СЗ-Н

3-117

37

300

МСЗ-ГАУ

3-117

40

220

215,9СЗ-Н

3-117

46

380

С-ГВ

3-117

36

250

Двухшарошечные

CIH

3-117

37

380

93С-ЦВ

3-50

3,5

40

СЗ-ГВ

3-117

38

250

к-цв

3-50

4

40

СЗ-ГНУ

3-117

41

220

П2М-ГВ

3-63,5

6

50

СЗ-ГАУ

3-117

41

220

132М-ГВ

3-63,5

8

65

Т-ПВ

3-117

28

250

Трехшарошечные

ТЗ-ЦВ

3-117

33

250

98.4С-ЦА

3-66

5

80

ТЗ-ПВ

3-117

33

250

Т-ЦА

3-66

5

80

ТЗ-ГН

3-117

38

240

ОК-ЦА

3-66

5

80

ТЗ-ГНУ

3-117

40

240

12О,6С-ЦА

3-76

7,5

140

ТЗ-ГАУ

3-117

38

240

Т-ЦА

3-76

7

140

ТКЗ-ЦВ

3-117

32

250

132С-ЦВ

3-63,5

9

65

ТКЗ-ГН

3-117

40

380

Т-ЦВ

3-63,5

8

65

К-ПВ

3-117

30

250

К-ЦВ

3-63,5

10

65

К-ГНУ

3-117

41

280

139.7С-ЦВ

3-88

12

100

ОК-ПВ

3-117

30

250

Т-ЦВ

3-88

12

100

244,5 МСЗ-ГНУ

3-152

66

240

151С-ЦВ

3-88

13

160

С-ЦВ

3-121

51

320

Т-ЦВ

3-88

12

160

С-ГНУ

3-152

60

320

К-ЦВ

3-88

14

160

Т-ЦВ

3-121

45

320

161С-ЦВ

3-88

18

160

Т-ПВ

3-121

45

320

Т-ЦВ

3-88

17

170

К-ПВ

3-121

50

320

Т-ПВ

3-88

17

170

ОК-ПВ

3-121

45

320

К-ПВ

3-88

18

170

269,9 М-ГВ

3/52

68

350

190,5М-ГВ

3-117

32

200

М-ГН

3-152

72

240

М-ГН

3-117

30

170

МСЗ-ГНУ

3-152

77

270

190,5МСЗ-ГАУ

3-117

33

190

МСЗ-ГАУ

3-152

77

270

С-ЦВ

3-117

28

200

С-ГВ

3-152

67

350

С-ГВ

3-117

30

200

С-ГНУ

3-152

66

350

С-ГНУ

3-117

32

240

СЗ-ГВ

3-152

73

350

СЗ-ГВ

3-117

31

200

СЗ-ГНУ

3-152

76

270

СЗ-ГНУ

3-117

35

190

СЗ-ГАУ

3-152

76

270

СЗ-ГАУ

3-117

33

190

СТ-ГН

3-152

72

380

Т-ЦВ

3-117

27

200

Т-ЦВ

3-152

62

350

Т-ГНУ

3-117

30

270

ТЗ-ЦВ

3-152

63

350

ТЗ-ГНУ

3-117

32

210

ТЗ-ГН

3-152

77

300

ТКЗ-1ДВ

3-117

29

200

ОК-ПВ

3-152

70

350

К-ГНУ

3-117

33

250

295,3 М-ГВ

3-152

72

400

215,9М-1、В

3-117

38

250

М-ЦВ

3-152

74

400

М-ПГВ

3-117

38

250

МС-ГВ

3-152

77

400

М-ГАУ

3-117

41

170

МСЗ-ГНУ

3-152

92

300

МЗ-ГВ

3-117

40

250

С-ЦВ

3-152

74

400

МЗ-ГНУ

3-117

40

190

С-ГВ

3-152

77

400

М3-ГАУ

3-117

40

190

С-ГНУ

3-152

83

400

МС-ГВ

3-117

38

250

СЗ-ГВ

3-152

80

400

МС-ГН

3-117

37

250

СЗ-ГНУ

3-152

89

300

II р о д о :i ж с н и с т а б л .3.J

Типоразмер

Резьба

Масса, кг

Допустимая нагруз- ка, кН

П

Типоразмер

Резьба

Масса, кг

Допустимая нагрузка, кН

СТ-ЦВ

3-152

75

400

С-ГВ

3-152

115

450

Т-ПВ

3-152

77

400

т-нв

3-152

99

450

ТЗ-ЦВ

3-152

77

400

393,7М-НВ

3-171

470

320 С-ГВ

3-152

84

450

393.7М-ГВ

3-171

470

Т-ПГВ

3-152

90

450

С-ЦВ

3-171

470

ТЗ-ПГВ

3-1.52

100

450

С-ГВ

3-171

470

349.2М-1ДВ

3-152

104

450

T-UB

3-171

470

м-гв

3-152

114

450

4415С-ПВ

3-171

500

С-ЦВ

3-152

103

450

490С-ЦВ

з-т

500

Примечание. Обозначения: М — мягкие по]>оды, М3 мягкие абразивные, МС -— мягкие с пропллстками пород средней твердости, МСЗ -- мягкие абразивные с пропластками лород средней тиердости, С — средней твердости,| СЗ ——средней твердости абразивные, С Г — средней твердости с пропласткалш твердых пород, Т — твердые абразивные, ТК твердые с прсшластками крепких пород, ТКЗ — твердые абразивные с: пропластками крепких пород, К — крепкие, ОК — очень крепкие. Ц центральная промывка, Г - гидромонитор-1 ная промывка, П —— центральная продувка; ПГ — боковая продувка. В --- опоры на подшшпишах с тсламт качения. Н …на одном падшиннике скольжения I(остальные подцптпгшки с теламн качения). А на двух м белее подшипниках кколь^кеннх, У — маслонаполненные опоры с автоматической подачей смазки.

Таблица 3.2

Основные параметры лопастных долот

Тшюразмор

Резьба

Мас-

Допускаемые

Тшеразмер

Резьба

Мас- са

Допускаемые

нагрузка. кН

момент,

нагрузка, кН

момент,

Дву

1

^лопастные л

олота

3J1-17L4

3-88

12,0

90

1500

2J1-93M

3-50

2,3

20

220

3JJ-187.3

3-88

15,0

100

180U

2J]-97M

3-50

2,4

20

220

ЗЛ(Г)-190г5

3-117

25,0

120

2300

2J1-9&4M

3-50

2,4

20

220

3Ji(「j-200

3-117

27,0

130

2GU0

2Л-112М

3-50

2,6

30

380

3现巾12,7

3-117

27,0

130

2750

2Л-П8М

3-50

2,7

30

426

ЗЛ(Г)-215,9

3-117

27,0

130

2800

2JK12&6M

3-50

2；

35

450

ЗЛ(Г)-222.3

3-117

27.0

140

310。

2Л-132М

3-50

2,8

40

540

ЗЛ(Г)-242,9

3-121

33,0

160

3900

ЗДР-132М

3-50

4,0

40

540

ЗЛ(П-244.5

3-121

33,0

160

3900

6ДР-132МС

3-50

4,5

40

540

3"(f)-25a8

3/21

33,0

160

400G

2Л-139,7М

3-63.5

4,1

45

680

ЗЛ(「)-269,9

3-152

35,0

170

4600

2Л-146М

3-63.5

4,2

45

720

ЗЛ(Г)-295,3

3-152

61,0

220

6500

2Л-151М

3-63.5

4,3

50

880

3m昨3.[1」

3-152

61,0

230

7100

2Л-161М

3-63,5

4,4

55

980

ЗЛ(Г)-320

3-152

61,0

230

75U0

2Л-165ДМ Трех

3-63,5 лопает

4《

ные取

55 )лота*

1020

ЗЛ(Г)-349.2

ЗЛ(「)-374,6

3-152

3-177

63,0

87,0

250

310

8700 116СЮ

ЗЛ-120,6

3-76

8,0

50

600

ЗЛ(Гу.393,7

3-177

87,0

330

13000

ЗЛ-132

3-88

10.0

55

72G

3R(I>444'5

3/77

90.0

370

1570。

ЗЛ-139,7

ЗЛ-146

3-88

3-88

10,0

11,0

60

80

840

1170

Трехдюпастные. пстираюище ре尔ущего типа

ЗЛ-151

3-88

11.0

80

1200

4Э-139,7МС

3-88

9.0

50

一

ЗЛ-161

3-88

12,0

85

1350

ЗИРГ-190,5С

3-117

25.0

180

3800

ЗЛ-165,1

* Для пор

3-88

та М :и

12Q

МС.

90

1500

ЗИРГ-219.9С

3-117

27,0

220

4700

Ч'аб л и ц а, 3,3 Типоразмеры алмазных долот и долот, оснащенных синтетическими алмазами

Т лб л и if а 3.4

Основные параметры шарошечных бурильных головок

Типоразмер

Резьба ниппельная

口 К-.138,1 С

3-88

ДР-141,3 ТЗ

3-88

ДК-149,4 С

3-88

ДР-163,5 ТЗ

3-88

ДК(ЛКС, ИКСЫ) 188,9 С6

3-117

ДЛС-188,9 С2

3-117

ДИ-188?9 С6

3-117

ЛИ(〃Р) 188,9 ТЗ

3-Ш

ИСМ 188,9 С5

3-117

И СМ 188,9 МС1

3-Ш

ДК(ДКС, ДКСИ) 214,3 С6

3-117

ДЛС-214,3 С2

3-117

ДИ-214,3 С6

3-117

ДИ(ДР)-214,3 ТЗ

3-117

ИСМ 214.3 СЗ

3-Ш

ДКС 267,5 С6

3-152

ДКС 292,9 С6

3-152

ИСМ 292,9 С2

3-152

ИСМ 292,9 МС2

3-152

Примечание. Обозначения:

Д —— долото; модификации: од-

послойные —— Л (лопастные), Р

(радиальные), Т (ступенчатые),

К (ступенчатые с тороидальны-

ми выступами); импрегнирован-

ные ——И; синтетические алмаз ы — С,

Типоразмер

Резьба

Масса, кг

Допустимая нагрузка, кН

КС-187,3/40 СТ

3-147

29

120

КС-187,3/40 ТКЗ

3-147

31

130

КС-212,7/60 СТ

3-161

34

140

КС-212,7/60 ТКЗ

3-161

36

150

КС-212,7/60 ТКЗ-НУ

3-161

36

150

К-139,7/52 ТКЗ

3-110

16

70

IC158J/67 ТКЗ

3-133

18

80

К-187,3/80 М

3-150

29

120

К-187,3/80 СЗ

3-150

29

120

К-187,3/80 СТ

3-150

33

ПО

К-187,3/80 ТКЗ

3-150

33

120

К-212,7/80 М

3-150

35

160

K-212J/8Q СЗ

3-150

35

160

К-212,7/80 МСЗ

3-150

25

100

К-212,7/80 СТ

3-150

39

130

К-212,7/80 ТКЗ

3-150

40

140

К-212,7/100 ТКЗ

3-150

40

140

ными точками помечены сочетания категорий твердости (А】) и абразивности (К&) пород, для разрушения которых наиболее подходят существующие типы шарошечных долот.

Если требуется выбрать тип долота для разбуривания пород с различными механическими свойствами, то необходимо определить средневзвешенные значения категорий твердости и абразивности соответственно:

£t =£t =К т ⑴

£t =

£t =

ММ(3.1)

М

М

У2人a

冗=〜, (3.2) где /J⑴ и A"a(z)— соответственно категории твердости и абра- змвноснп пород 展货 разновидности; д ——мощность кто прослоя породы; М ——мощность выделенной пачки, м.

Пример 3.1. Подобрать тип шарошечного долота для выделенной пачки горных пород в интервале 300-1300 м, представленной следующими породами.

Горная порода - . . Известняк Доломит Известняк Доломит органогенный органогенный

Интервал, м. . . .300-400400-600600-900900-1300

А】 6767

«а 4547

Решение. По формулам (3.1) и (3.2)

Кт = (б • 100 + 7 • 200 + 6 • 300 + 7-400)/(1300 - 300) = 6,6;

Ка = (4 • 100 + 5 -200 + 4-300 + 7- 400)/(1300 一 300)二 5,4-

Полученные данные наносятся на рис. 3.1. Из рисунка видно, что расчетная точка Д наиболее близко расположена к эталонной точке, соответствующей долоту типа ТЗ, ТКЗ. Такимобра-

Таблица 3.5Типоразмеры алмазных бурильных головокТаблица 3.5Типоразмеры алмазных бурильных головокТипоразмерРезьба муфтоваяКТ(КТСИ) 138,1/52СЗ3-110КР 163,5/67 СТ23-133КР 188,9/80 СТ23-150КТ(КТСИ) 188,9/80 СЗ3-150КТ 188,9/40 С23-147*КР 214,3/80 СТ23-150КТ(КТСИ) 214,3/80 СЗ3-150ИСМ 214,3/80 С23-150Примечание.Эбозначе-ния: К ——бурильнаяголовка;модификации: Р (радиальные),Т (ступенчатые)； цифра 2 —порядковый (условный) номермодификации; звездочка — ниппельная резьба.ТипоразмерРезьба муфтоваяКТ(КТСИ) 138,1/52СЗ3-110КР 163,5/67 СТ23-133КР 188,9/80 СТ23-150КТ(КТСИ) 188,9/80 СЗ3-150КТ 188,9/40 С23-147*КР 214,3/80 СТ23-150КТ(КТСИ) 214,3/80 СЗ3-150ИСМ 214,3/80 С23-150Примечание.Эбозначе-ния: К ——бурильнаяголовка;модификации: Р (радиальные),Т (ступенчатые)； цифра 2 —порядковый (условный) номермодификации; звездочка — ниппельная резьба.Таблица 3.6Основные параметры однолопастных пикообразных долот для расширения и проработки ствола скважииыТаблица 3.6Основные параметры однолопастных пикообразных долот для расширения и проработки ствола скважииыТино- размерМасса, кгДопускаемыеосевая нагрузка, кНкрутя- щий момент, Н-мПР-П87,020350ПР-13211,025500ПР-14011,025520ПР-15111,535790ПР-190,521,5501430ПР-295,360,01004450ПР-32061,0ПО5300ПР-37091,01307300ПР-445,5103,017010800ПримечаниеЦифрав типо-размере долота -—номинальныйкалибрующий диаметр, мм.Тино- размерМасса, кгДопускаемыеосевая нагрузка, кНкрутя- щий момент, Н-мПР-П87,020350ПР-13211,025500ПР-14011,025520ПР-15111,535790ПР-190,521,5501430ПР-295,360,01004450ПР-32061,0ПО5300ПР-37091,01307300ПР-445,5103,017010800ПримечаниеЦифрав типо-размере долота -—номинальныйкалибрующий диаметр, мм.

Таблица 3.5

Типоразмеры алмазных бурильных головок

Таблица 3.5

Типоразмеры алмазных бурильных головок

Типоразмер

Резьба муфтовая

КТ(КТСИ) 138,1/52

СЗ

3-110

КР 163,5/67 СТ2

3-133

КР 188,9/80 СТ2

3-150

КТ(КТСИ) 188,9/80 СЗ

3-150

КТ 188,9/40 С2

3-147*

КР 214,3/80 СТ2

3-150

КТ(КТСИ) 214,3/80 СЗ

3-150

ИСМ 214,3/80 С2

3-150

Примечание.

Эбозначе-

ния: К ——бурильная

головка;

модификации: Р (радиальные),

Т (ступенчатые)； цифра 2 —

порядковый (условный) номер

модификации; звездочка — ниппельная резьба.

Типоразмер

Резьба муфтовая

КТ(КТСИ) 138,1/52

СЗ

3-110

КР 163,5/67 СТ2

3-133

КР 188,9/80 СТ2

3-150

КТ(КТСИ) 188,9/80 СЗ

3-150

КТ 188,9/40 С2

3-147*

КР 214,3/80 СТ2

3-150

КТ(КТСИ) 214,3/80 СЗ

3-150

ИСМ 214,3/80 С2

3-150

Примечание.

Эбозначе-

ния: К ——бурильная

головка;

модификации: Р (радиальные),

Т (ступенчатые)； цифра 2 —

порядковый (условный) номер

модификации; звездочка — ниппельная резьба.

Таблица 3.6

Основные параметры однолопастных пикообразных долот для расширения и проработки ствола скважииы

Таблица 3.6

Основные параметры однолопастных пикообразных долот для расширения и проработки ствола скважииы

Тино- размер

Масса, кг

Допускаемые

осевая нагрузка, кН

крутя- щий момент, Н-м

ПР-П8

7,0

20

350

ПР-132

11,0

25

500

ПР-140

11,0

25

520

ПР-151

11,5

35

790

ПР-190,5

21,5

50

1430

ПР-295,3

60,0

100

4450

ПР-320

61,0

ПО

5300

ПР-370

91,0

130

7300

ПР-445,5

103,0

170

10800

Примечание

Цифра

в типо-

размере долота -

—номинальный

калибрующий диаметр, мм.

Тино- размер

Масса, кг

Допускаемые

осевая нагрузка, кН

крутя- щий момент, Н-м

ПР-П8

7,0

20

350

ПР-132

11,0

25

500

ПР-140

11,0

25

520

ПР-151

11,5

35

790

ПР-190,5

21,5

50

1430

ПР-295,3

60,0

100

4450

ПР-320

61,0

ПО

5300

ПР-370

91,0

130

7300

ПР-445,5

103,0

170

10800

Примечание

Цифра

в типо-

размере долота -

—номинальный

калибрующий диаметр, мм.

зом, для бурения пачки пород с заданными значениями классификационных характеристик рациональным является долото ТЗ (ТКЗ).

При заданных способе бурения и сочетаниях параметров режима бурения критерием выбора рационального типа долота, для конкретной породы является стоимость 1 м проходки (в руб.) Си = Сд + (& + *сгю + 力в) Cq/力； (З.З) где Сд ——стоимость долота (с учетом соответствующих порайонных надбавок снабженческих организаций), руб.; % ——среднее

Таб л и ц а 3.7

Тип долота

Рекомендуемая область применения

Шарошечные: М

М3

мс

МСЗ с

сз ст т

ТЗ

тк

ТКЗ

К и ОК

Одношарошеч- ные

Алмазные

Твердосплавные ИСМ Поиастные：

2Л, ЗЛ, ЗЛ(Г) ЗИР

АИР

Самые мягкие, несцементированные и пластичные породы

Мягкие слабосцементированные абразивные породы

Мягкие пластичные породы, перемежающиеся с породами средней твердости

Мягкие абразивные с прослойками средней твердости Пластичные и хрупкопластичные неабразивные породы средней твердости

Абразивные породы средней твердости

Породы средней твердости и твердые породы

Плотные хрупкопластичные и твердые породы

Твердые абразивные породы

Очень твердые и крепкие хрупкопластичные скальные и абразивные породы

Очень твердые скальные породы с пропластками абразивных пород

Крепкие и очень крепкие и абразивные породы с очень высоким сопротивлением сжатию

Перемежающиеся средней твердости и твердые трещиноватые и малоабразивные, залегающие на больших глубинах

Малоабразивные породы средней твердости, залегающие на больших глубинах; при бурении с отбором керна и на малых осевых нагрузках, предотвращающих искривление скважин

Неабразивные и малоабразивные породы средней твердости

Мягкие, пластичные неабразивные породы

Мягкие породы с пропластками абразивных средней твердости

Породы средней твердости

значение времени механического бурения, руб.; /С!Ю — продоjp жительность спускоподъемных операций, ч;" продолжительность вспомогательных операций за рейс, ч;。口 — стоимость 1 q работы буровой установки по затратам, зависящим от продолжительности ее работы, руб/ч; h ——среднее знамение проходки на. долото, м.

Выбор долот на основе минимальной стоимости 1 м проходки обеспечивает самое низкое значение стоимости в данном интервале скважины.

Практический способ выбора рационального типа долота по величине удельной энергии Еуд описан в работе [17].

Величина Еул представляет собой меру эффективности работы долота в конкретных условиях и характеризует взаимодействие между долотом и породой:

где £口 ——механическая энергия при работе долота, Н-м/м3, V —— объем выбуренной породы за 1 мин, м3,где £口 ——механическая энергия при работе долота, Н-м/м3, V —— объем выбуренной породы за 1 мин, м3,

где £口 ——механическая энергия при работе долота, Н-м/м3, V —— объем выбуренной породы за 1 мин, м3,

где £口 ——механическая энергия при работе долота, Н-м/м3, V —— объем выбуренной породы за 1 мин, м3,

(3.5)(3.5)Е* 二 P^ZrRn;

(3.5)

(3.5)

V二不必加；(3.6)

R 一 радиус долота, м.

Еул зависит от типа и конструкции долота и не учитывает основные механические свойства пород. Однако то обстоятельство, что при бурении мягких и твердых горных пород значения

Еу口 различны, позволяет использовать эту величину как метод для выбора соответствующего тапа долота.

Пример 3.2. На рис. 3.2 [17] представлены данные по 43 скважинам, пробуренным до средней глубины 2650 м. Удельные энергии четырех типов буровых долот (кривые 厶 2, 3 л /)，наиболее часто используемых в данном районе, были определены и нанесены на график в зависимости от гну-

Рис. 3.2. Зависимость удельно^ энергии от глубины скважий^ для различных типов долот

бины. Долота типов, представленных кривыми /м2, —— штыревые, а кривглми 3 н / —с фрезерованными зубцами. Необходимо найтн лучшие типы долот для бурение последующих скважин.

Решен ие. При минимальном значении 右、孤，используемой как критерий для выбора долота, из рнс. 3.2 видно, что долота типов 7, 2 и 3 можно исполъзова/гь для бурения интервалов 762—1753,1753-2377 и 2377--2650 м соответственно.

При выборе типов долот могут быть использованы данные о результатах бурения соседних скважин. Однако показатели свойств различных пород в том или ином интервале бурения изменяются в широких пределах и по-разному влияют на износостойкость долот, что приводит к возникновению вероятностного подхода к проблеме их выбора.

Основные параметры калибрующих и опорно-центри- рующих устройств, применяемых при бурении, приведены в табл. 3.8-3.14.

Таблица 3.8

Конструктивное исполнение, виды, типы и вооружение калибраторов* центраторов и стабилизаторов

Наименование

Конструктивное исполнение

Вид

Тнп

Вооружение

Калибратор

Лопастный с прямыми лопастями

К КА

КИ

мс ст

мст

Гвердосплавньш вставки Природные и си и тети че- екне алмазы, твердосплавные вставки Славутич, твердосплавные вставки

Лопастный со спиральными лопастями

КС КСА

КСИ

ст ст

стк

Твердосплавные вставки Природные и синтетические алмазы, твердосплавные вставки Славутич, твердосплавные вставки

Шарошечный

КШ

мс ст тк

Фрезерованные зубья То же

Твердоспл авные зубки

Центратор забойного Двигателя

Лопастный с прямыми лопастями

ЦД

мст мстк

Твердосплавные вставки Славутич, твердосплавные вставки

Лопастный со спиральными лопастями

НДС

мст мстк

Твердосплавные вставки Славутич, твердосплавные вставки

Шарошечный

цдш

мс тк

Фрезерованные зубья Твердосплавные зубки

Нанменова- ние

Конструктивное исполнение

Вид

Тип

Вооружение

Центратор бурильной колонны

Лопастный с прямыми лопастями

Ц

МСТ мстк

Твердосп лав ные вставку Славутич, твердосплавные вставки

Лопастный со спиральными лопастями

цс

МСТ мстк

Твердосплавные вставки Славутич, твердосплавные вставки

Шарошечный

ЦШ

мс тк

Фрезерованные зубья Твердосплавные зубки

Стабилизатор

Лопастный с прямыми лопастями

С

мстк

Твердый сплав (наплавочный или встав- ка)

Лопастный со спиральными лопастями

СС

мстк

Таблниа 3.9

Калибраторы лопастные

Шифр

Длина ка- лнбрую- щей по- верхности

Масса7 кг

Резьба

муфтовая

ииппельна.я

КЛСН 190,5

960

121

3-117

3-12】

КЛСН 215,9

960

170

3-117

3-147

КЛСН 269,9

960

250

3-152

3-171

КЛСН 295,3

960

265

3-152

3-171

КЛСН 393,7

960

320

3-171

3-171

КЛСВ 190,5

НОО

133

3-121

3-121

КЛСВ 215,9

1100

180

3-147

3-147

КЛСВ 269.9

ПОО

285

3-171

3-17i

КЛСВ 295,3

U00

310

3-171

3-171

КЛСВ 393J

ПОО

360

3-171

3-171

ЮКСИ 187,3 СТК

480

54

3-117

10КСИ 188,9 СТК

480

55

3-117

ЮКСИ 190,5 СТК

480

56

3-117

ЮКСИ 212,7 СТК

500

62

3-117

ЮКСИ 214,3 СТК

500

63

3-117

ЮКСИ 215,9 СТК

500

64

3-117

9K 215,9 МС

400

61

3-117

&П7

КСИ 269,9 СТК

600

160

3-152

8КС 292/ СТ

850

346

3-152

8КС 295,3 МС

850

350

3-152

—

К (КС) 244,5

1000

158

3-147

3-147

К(КС) 269,9

1000

165

3-147

3-147 J

Шифр

Длина калибрующей поверхности

Масса, кг

Резьба

муфтовая

ниппельная

К(КС) 295,3

1300

315

3-171

3-171

К (КС 320,0

1300

325

3-171

3-147

К КС 393,7

1300

485

3-171

3/47

К(КС) 444,5

1300

515

3-171

3-147

К 587 МС-1

1275

365

3-171

К 687 МС-1

1275

400

3-171

—

Примечания. 1. Калибраторы К имеют прямые лопасти типа МСН; КС — спиральные лопасти типа СТ. 2. Калибраторы К, КС могут изготовляться со съемной гильзой- 3. Гарантийный ресурс калибраторов КЛСН, КЛСВ — 65 % К — 150 % КС — 180 q, 8КС и 10КСИ — 50 工

Таблица 3.10

Калибраторы для роторного бурения

Шифр

Диаметр, мм

Масса., кг

КРБ-324 МСТ

340

1000

КРБ-324 СТК

340

1000

КРБ-426 МСТ

450

1200

Примечание. Допустимый

износ по дна-

метру 7 мм, ресурс 600 ч; резьба 3-171.

Т аб л и ц а 3.11

Калибраторы шарошечные

Шифр

Длина, мм

Масса, кг

Резьба

ПЖШ-76

360

8

3-50

КШЗ-295,3-1

980

210

3-147

КШЗ-349,2-1

1120

295

КШЗ-393,7-1

1180

330

3-171

КШЗ-444,5-1

1180

365

3-171

Примечание. Калибраторы

выпускают типов МС, СТ, ТК.

Таблица 3.12

Основные параметры лопастных расширителей типов М и МС

Типоразмер

Максимальная осевая нагрузка 7V кН

Наибольший крутящий момент, кН-м

Масса, кг

РЛП 3-444,5/295,3 РЛП 3-590/444,5 РЛП 3-690/444,5

Примечания, пастный; П —— пило номинальный калиб боковым поверхност долота, производящ

320 320 320

.Обозначения: F тный; 3 ——трехлс ^ющий наружны ям лопастей в ^^^ его бурение.

14

14

14

—расширител >пастный. 2. В 41 й диаметр по пер 1, в знаменателе

150 200 225

ь; Л — ло- !слителе —— иферипным ——диаметр

5

8

Основные размеры центраторов (в мм)

Номинальный диаметр долота.

Диаметр центраторов

забойных двигателей

колонных

номинальный

предельное отклонение для типов

номинальный

предельное отклонение для типов

МСТ

МСТК

МС, ТК

МСТ

МСТК

МС, ТК

112

120,6

132,0

139,7 (138,0)

142,9 (141,3) 151,0 (149,4) 158； (157,1)

161,0

165」(163,5)

190,5 (188,9)

215,9 (214,3)

244,5(242,1)

250,8

108, 110

116, 118

.126, 128, 130

134, 136 (132, 134,

136)

140, 142 (138, 140)

150 (148)

156, 158 (150, 152,

154, 156)

160

162, 164 (158, 160,

162)

190 (184, 186)

214 (212)

234, 236, 240 (232,

236, 240)

244, 248

-0,2

-0,8

-0,8

110,4; 112,0

119,0; 120,6

130,4; 132,0

138,1; 139,7 (137,2; 138,1)

141,3; 142,9 (140,4； 141,3)

149,4; 151,0 (148,5; 149,4)

157,1; 158,7 (156,2; 157,1)

159,4; 161,0

163,5; 165,1 (162,6; 163,5)

188,9; 190,5 (187,9; 188,9)

214,3； 215,9 (213,3; 214,3)

241,3; 242,9; 244,5 (241,1;

242,1)

247,6; 2-19,2; 250,8

-0,3

-0,8

-0,8

-0,25

-0,85

-0,4

-0,85

-0,30

-0,95

-0,5

-0,95

/

269,9 (267,5)

295,3 (292,9)

254, 258, 262, 266 (250,8, 254, 258, 262, 266)

270, 275, 280, 285, 290 (270, 275, 280, 285)

266,7; 268,3; 269,9

267,5)

292,1; 293,7; 295,3;

292,9

(266,5,

291,9;

320

310, 315

-0,35

-1,оо

316,8; 318,4; 320,0

-0,8

-1,0

349,2 (346,8)

320, 325, 330, 335, 345 (320, 325, 330, 340)

340,

335,

342,8; 346,0; 349,2

346,8)

(345,8;

393,7 (391,3)

380, 385, 390 (370,

380, 385)

375,

-1,60

387,3; 390,5; 393,7

391,3)

(390,1;

-1,6

445,3

400, 410, 420

-0,40

-1,15

(438,1; 441,3; 444,5

-1,0

-1,15

490,0

460, 470, 480

T40

483,6; 486,8; 490,0

-2,4

Примечания.: забойных двигателе (3,04-8,0) D.

.В скобках указаны диаметры долот алмазных и ИСМ. 2. Длина рабочих эле й видов ЦД и ЦДС в пределах (0,2-?2,0) D; для колонных центраторов видов ]

зменто

1и ЦС

центра

—в пре

торов

делах

5 9

Основные размеры стабилизаторов (в мм)

Номинальный диаметр долота

Диаметр стабилизатора

Резьба

номинальный

предельное отклонение

112,0

120,6

132,0

139,7(138,1)

142,9(141,3)

149,2

151,0(149,4)

158,7(157,1) 161,0

165,1(163,5)

190,5(188,9)

215,9(214,3)

244,5(242,1)

250,8

269,9(267,5)

295,3(292,9)

320,0

349,2(346,8)

393,7(391,3)

444,5

490,0

Примечания, j на стабилизатора д(

110,4

119,0

130,4

138,1(137,2)

141,3(140,4)

147,6

149,4(148,5)

157,1(156,2)

159,4

163,5(162,6)

188,9(187,9)

214,3(213,3)

241,3; 242,9(241,1)

247,6; 249,2

266,7; 268,3 (266,5)

292」； 293,7

313,6; 316,8

342,8; 346,0

387,3; 390,5

438,1; 441,3

483,6; 486,8

.В скобках диаметры элжна находиться в ир

-0,8

3-66

3-73

3-86 (3-88)

ТО

3-102 (3-101)

-1,2

3-122

3-133, 3-140

3-162, 3-171

3-171

3-177

-1,4

3-201

долот. 2. Дли-

-1,6

шмазных и ИСЬ еделах 3,5-12 м.

Параметры керноприемных устройств приведены в табл. 3.15-3,17.

Пример 3.3. На разведочной площади должна быть заложена скважина,, бурение которой, начиная с глубины 900 м, предусматривается вести со сплошным отбором керна. На основании геолого-геофизической информации, накопленной в результате долговременного изучения геологического строения соседних районов, проектируемой скважиной предполагается вскрыть породы, литологическое описание которых приведено в табл. 3.I8

Параметры керноприемных устройств "Недра" с несъемным керноприемником для роторного способа бурения

Параметры

СКУ-1-203/100

КДПМ-164/80

СКУ-138/67

СКУ-122/52

Длина керноприемного устройства, мм

24000

16172

23824

22483

Число секций устройства

3

2

3

3

Длина корпуса, мм Диаметр корпуса, ММ：

7500

7500

6300

6155

наружный

203

164

138

122

внутренний

153

118

106

89

Длина керноприемной трубы, мм Диаметр керноприемной трубы, мм:

7113

7277

7055

6545

наружный

127

102

83

73

внутренний

Присоединительная резьба：

109

88

73

58

к бурильной колонне

3-147

3-121

ЗС-108

3-88

к бурильной головке

3-189

МК 150X6x1:8

3-133

МК 110x6x1:8

Масса керноприемного устройства, кг

3700

1555

1520

1330

Диаметр бурильной головки/ кер ноприемника, мм

244,5/100

269,9/100

212,7/80

187,3/80

158,7/67

139,7/52

Таблица 3.16

Параметры керноприемных устройств "Силур" и “Кембрий:* с несъемным керноприемником для роторного бурения

Параметры

“Силур”

иКембрий,!

СКУ- 146/80

СКУ- 114/52

СКУ1- 172/100

СКУ- 122/67

Длина керноприемного устройства, мм

9267

8617

16380

5560

Число секций устройства

1

1

2

1

Длина корпуса, мм Диаметр корпуса, мм：

8240

7422

7464

4025

наружный

146

114

172

122

внутренний

124

92

132

90

Длина керноприемной трубы, мм

6878

6545

7277

4000

Параметры

“Силур”

"Кембрий”

СКУ- 146/80

СКУ- 114/52

СКУ1- 172/100

СКУ- 122/67

Диаметр керноприемной трубы, мм: наружный внутренний

Присоединительная резьба:

к бурильной колонне к бурильной головке

Масса керноприемного устройства, кг

Диаметр бурильной головки/ керноприемника, мм

102 88

3-121 МК 150x6x1:8 620

187,3/80

212,7/80

73 58

3-101 МК 110x6x1:8 300

139,7/52

123

109

3-121

3-161

1630

1873/100

212,7/100

81

17

3-88 МК 110x6x1:8 317

139,7/67

Таблица 3.17

Параметры керноприемных турбобуров (турбодолот) со съемным и несъемным керноприемником

Параметры

КТДЗ- 240-269/47

КТД4С- 172-190/40

КТД4С- 195-214/80-60

Длина керноприемного

7455

17575

25920

турбобура, мм Число турбинных секций

1

2

3

Число ступеней турбины： всего

91

290

315

в нижней секции

91

124

105

Число ступеней пяты

10

30

30

Число средних опор: всего

2

8

11

в одной секции

2

4

3

в шпинделе

—

—

2

Наружный диаметр керн。-

240

172

195

приемного турбобура, мм Внутренний диаметр кор-

205

148

165

пуса турбобура, мм Длина керноприемника, мм

7050

14000

25835

Длина керноприемной полости, мм:

со съемным керноприем-

3260

7000

7000

ником

с несъемным керноприем-

25000

ником

Наружный диаметр керно- приемной трубы, мм: съемной

73

68

83

несъемной

—

—

105

Внутренний диаметр керноприемной трубы, мм: съемной

58

48

60

несъемной

—

—

80

Интервал бурения, м

Литологическое описание пород

0-880

Переслаивание рыхлых глин и слабосцементированных

песчаников

880-1100

Глины песчанистые с прослоями слабосцементированных

песчаников

1100-1550

Чередование рыхлых глин и мелкозернистых лесков

1550-2000

Песок рыхлый водоносный с редкими прослоями глин

известковистых

2000-2500

Чередование глин, алевролитов и песчаников

2500-3200

Глины алевролитистые известковистые с прослоями necqa-

ников, доломитов и известняков

Таблица 3.19

Интервал бурения, м

Типоразмер бурильной головки

Керноприемное устройство

0-900

Без отбора керма

900-1100

К 212,7/80 М

СКУ 172/100 ^Кембрий"

1100-1550

К 212,7/80 МСЗ

К 212,7/80 М

К 212,7/80 СЗ

СК У 172/100 “Кембрнй:” То же

1550-2000

К 212,7/80 МСЗ

К 212,7/100 ТКЗ

СКУ 172/100 иКембрий,? То же

2000-2500

К 212,7/80 СЗ

К 212,7/80 СТ

СКН-164/80 “Недра?' То же

2500-3200

К 212,7/100 ТКЗ К 212,7/80 СЗ

КДПМ-164/80 'Недра,; СКН-164/80 ^Недра11

Требуется подобрать бурильные головки и керноприемные Устройства.

Из приведенных выше данных видно, что вскрываемые поро- ДЬ1 относятся к различным литологическим разностям. С учетом табл. 3.15 и 3.16 и данных о работе существующих керноотборных устройств в различных регионах рекомендуются нижеследующие типоразмеры бурильных головок н керноотборных Устройств, приведенные в табл. 3.19.

4

ВЫБОР ТИПА

И ПАРАМЕТРОВ

БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Тип и параметры буровых растворов выбираются с учетом: геологических и гидрогеологических условий зан& гания пород, их литологического и химического составов; устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора； наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давле-' ний; давлений гидравлического разрыва; накопленного опыта, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора.

В зависимости от перечисленных условий и глубины скважины раствор иногда приходится выбирать не только для каждого района, участка или отдельно скважины, но и для бурения различных интервалов в одной скважине.

Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также качество вскрытия продуктивных горизонтов.

При выборе вида, газообразного агента необходимо учитывать не только экономическую сторону, но и безопасность проведение буровых работ.

Некоторые данные [4, 5] о наиболее распространенных бур0' вых растворах и газообразных агентах приводятся в табл. 4丄 Пользуясь ими, можно ориентироваться в выборе типа, буровой раствора. При выборе типа бурового раствора для бурения сква' жин с горизонтальными стволами учитывают наличие в разр^е скважины осыпающихся глинистых сланцев, стоимостные п。*” затели, забойные температуру и давления, требования 3氢山1仃" окружающей среды. Наиболее подходящими считаются раст°° ры на нефтяной основе, стабильные по составу и облагаю皿" хорошими смазывающими свойствами.

Лрп выборе параметров бурового раствора следует руковод- оваться следующими правилами.

с Плотность бурового раствора, р.* выбирается исходя из ови近 создания противодавления, препятствующего притоку У скважину пластовых флюидов, и предотвращения гидрораз- * 1В@ наиболее слабых пластов.

° При вскрытии газонефтенасыщенных пластов значение рб.р должно определяться для горизонта с максимальным гради- ентом пластового давления в интервале совместимых условий. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 4,2 с учетом глубины скважины и коэффициента аномальности пластового давления Ка (проектного или фактического).

Т аб л и ц а 4.1

Тнп бурового раствора

Область применения

Параметры

Буровые растворы на водной

основе

Техническая или

В твердых, устойчивых

% = 1000 + 1030;

морская вода

породах карбонатно-пес-

Tsoo, Ф30, СНС и

(безглинистый

чаного комплекса; гип-

pH не регламенти-

раствор)

Нестабилизированные

сах и других отложениях, слабогидратиру- ющих в воде при отсутствии в разрезе неф- тегазоводопроявляющих пластов

руются

При бурении с поверх-

рб.р = 1050 4- 1240;

глинистые суспен-

ности в сравнительно

Ткоо = 25 ~? 50; Фзо,

знл и суспензии из

устойчивых разрезах,

СНС не регламен-

выбуренных пород

сложенных малопрони-

тируются

Гуматные

цаемыми породами

Сравнительно устойчи-

рб,р = ЮЗО 彳 2200;

Растворы

вые разрезы при от-

Т500 — 20 ~ 60；

сутствии набухающих и

СНС】=1,8 + 6, 0;

диспергирующих глини-

СНСю = 4 + 10； pH

стых пород

=9-МО; ТС = 1204-

^Игносульфонатные

При разбуривании глн-

140

Рб.р = 1060 4- 2200;

Растворы

нистых отложений, г и-

£оо =18 + 40;

псов, ангидритов и кар-

Фзо =5 + 10；

бонатных пород

СНС】二 0,6 2 4, 5; СНСю — 1,2 + 9;рН

=8 4- 10; ТС < 130

Тип бурового раствора

Область применения

Параметр!,!

Хромлигносульфонат- ные растворы

Полимерные недиспергирующие растворы с неболь ш им соде р- ж&нием твердой фазы

Безглинкстые

Ингибирующие растворы

Алюминатные

Кальциевые

Известковые с высоким pH

Известковые с низким pH

Глинистые и аргиллитоподобные породы при высоких забойных температурах

В разрезах, сложенных устойчивыми низкоколлоидными глинистыми и карбонатными породами, для предупреждения диспергирования разбуриваемых пород и повышения содержания твердой и глинистой фазы в буровом растворе

Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор; повышение устойчивости стенок скважины

Разбуривание глинистых отложений в условиях невысоких забойных температур (до 100 ℃)

В глинистых отложениях и аргиллитах для предотвращения перехода выбуренной глины в натриевую форму

Разбуривание высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов

Разбуривание глинистых отложений, температурный предел 160 °C

〃б р = 1160 -?- 2'200- Тьоо =18+40：

@зо =4 — 10：

СН& 二 0,6 +4,5： CHCiq 二 1, 2 = 9； рз = 9 + 10; ТС < Igo Рб р 二 1030 + 2000- Тьоо — 20 В бо- Фзо = 5?8;СНС］工 1, 2 -г 6, 0; СПС】。工 2,4+9; pH = 8ч-9- ТС < 250'

"6 р = 1020; Ф30 = 8 + 10; CHS 二 7； СНС10 = 11； pH 二 9 + 10

Рб.р = 1300 + 1500; Zsoo 二 35 + 60; Фзо = З-т-5; CHCi = 6； СНСю — 9; pH = 10,511,5

P6 p = 13 0 0 三 2200; £oo = 70 -r I。。； Фзо = 2=8; CHCi = 9; СНСю = 15； pH = 8,5 + 9

рб.р - 10802200；

工500=18+3"

Фзо = 4 + 8;CHG 二 0,6 + 2,4; СНСю 二 0,9 + 3,6; pH 二 W匕 12,5; ТС = 100 < 120

%р 二 104 0 - 2200； 7500=25 彳 40：

@30 - 4+8; СНС1 匸 1,2-6； СНСю 二 3之 9; pH = 8,5 +江丿

-^■^рового раствора

Область применения

Параметры

5^кмьциевып

Алюмокалиевый

Силикатные

Гидрофобизирующие

Соленасыхценные растворы

Необрабо тан ный глинистый соленасыщенный

Стабилизированный соленасыщеиный

Разбуривание неустойчивых аргиллитоподобных отложений

Разбуривание увлажненных отложений при температуре до 90 °C

Для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород (мощных отложений гипсов и ангидритов)'

Для предотвращения ув~ лажнения, набухания и диспергирования глинистых пород, сохранения свойств растворов стабильными в течение длительного времени

При разбуривании соленосных отложений во избежание кавериообразо- ваний без терригенных отложений, а также при высокой забойной температуре (до 160 ℃) Бурение в солях с пропластками глинистых отложений при температуре 100-220 ℃

卩6 р 二 1080 — 2000; Доо = 25 + 40; Фзо 二 4 + 8; CHC'i = 1,2 + 6/); СНС10 = 3, 6 -；■ 1, 2j pH — 9 ~ 9,5; ТС = 100 рб р = 1080 + 2000; Roo =25 + 40;

Фзо = 4-т-б; CHCi — 1,2-6,0; pH = 9 亭 9,5; TC 二 100

Рб.р 二 105 0 : 2000; Т^оо = 20 三 40; Фзо 二 4+8; CHCi 二 0, 5 4- 4, 5; CHCio = 2,7 ♦ 13,5; pH = 8, 5 + 9, 5

Рб.р = 1000 彳 1240; Zsoo = 25 + 30; Фзо 二 5+8; CHCi = 1,2 4- 6; CHCio — 2,4 + 9; pH = 8 + 9

Л 二 1200 4- 2000; Zkoo = 20 子 40; Фзо не регламентируется; СНС} = 1：2 + 3, 6; СНСю = 2, 4 + 7, 2; pH = 78

Рб р = 1200 4- 2000; По。二 25 + 60; Фзо = 3+5; CHCi = 24 + 90; CHC10 二 36 + 135; pH = 7, 5子 8,5

рб.р = 1200 -? 2000;

Т500=2240;

Фзо=5~10;

CHCi1,6+3,6;

СНСю — 1; 24-4,2;

pH = 7, 5 + 8,5

Рб.р = 1400 + 1820;

Фзо =9+15

На основе гидрогеля магния

^яжелые жидко- 咒(N&C1, СаС12?

Зв»)

Разбуривание терригенных пород для повышения устойчивости ствола скважины соленосных пород бишофита, карналлита

При вскрытии продуктивных горизонтов; закачивание и глушение скважин с давлениями в продуктивных пластах, превышающими гидростатическое, предотвращение кольматации продуктивного пласта

Тип бурового раствора

Область применения

Параме гр

Растворына

нефтяной основе (РНО)

Безводный извсст- KOBQ- битумный (ИБР)

Эмульсионный (ЭЙБР) Высококонцентрированный инвертный эмульсионный (ВИЗР)

Термостойкий инвертно-эмульси- ониый (ТИЭР) Термостойкая инвертная эмул ь- сия на основе порошкообрзного эмульгатора ЭК-1

Г азообразные агенты

Сжатый воздух, природныйгаз,

выхлопные газы ЛВС

Туман (аэрозоль, состоящая из газовой среды)

Разбуривание легко иа- бухаюихих, склонных к обвалам глинистых пород； соленосных отложений; при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами

Для вскрытия и освоения продуктивных пластов При бурении скважин с забойными температурами 7；аб < 70 ℃

Для бурения скважин с забойной температурой до 200 ℃'

Для предотвращекия перехода выбуренной породы в эмульсию в условиях высоких температур (до 200 ℃) и солевой агрессии

5гстойчивые породы, в которых отсутствует вода и нефть

При поступлении в скважину воды, нефти или газа свыше допустимых объемов (в случае ис- пользования воздуха или газа.)

В твердых породах (известняки,доломи

ты), многолетнемерзлые породы; в пористых поглощающихгори

зонтах; при вскрытии продуктивных пластов; освоение и капитальный ремонт скважин

Для прохождения зон поглощений, в которых пластовое давление воды, нефти или газа, ниже гидростатического

чения ре.р — в кг/м3, Т500 :(температурная стабильн

Рб.р 二 980 + I®。. Коо = 80 ~ ю0! Фзо 二 0; СН& 2 0,3-0,5; СНС10 ； 0,4 ♦ 2,0; ТС 、 200+220 f

рб .р 二 1130 ~ 1140' £00 — 90 100- 介。=0 一 0,5： CHCj = 0,2 -0,3： СНС10 =13+0,5 CHCi 二 1,8-? 8,5； СНС10 =2,4-11

ps.p 二 1030 + 2100； Roo = 150 ♦ 200； Ф30 = 34-6; CHCj = 0, 3 —- 2, 4; CIICjo 二 1,2 + 4,8

Пены

АБР

Примечание.

Фзо — в см3/ЗО мин

Зна

Т(

——в е, ость)-

СНС — в 口斯

-в ℃.

Т аб л и и а 4.2

глубина сквая<ины (интервал), м

Мипимальное превышение гидростатического давления раствора, над пластовым (репрессия) △卩min> МПа

для нефтенасыщенных пластов

для газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин

<1000

1.5

1001-2500

1,5

2,0

2501-4500

2,0

2,25

>4501

2,5

2*

К указанному в табл. 4.2 значению репрессии добавляется величина

Д/ =及сгю，〈а?(4-1)

где Агспо — коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при С1Ю, /icno 二 0,9 при диаметре скважины Вс < 215,9 мм и Кт。= 0, 3 при Лс > 215,9 мм.

(4.2)(4.2)Суммарная репрессия на пласт

(4.2)

(4.2)

△匝=△"min + △?'•

Величину р6 р, необходимую для созлант升 противодавления на пласт, можно вычислить из выражения

(4.3)(4.3)卩 5・р= Опл + △>£)%〃，

(4.3)

(4.3)

Пример 4.1. Скважиной диаметром Dc = 165 мм на глубине 4480 M вскрывается газояа.сыщенный гормзонт с коэффициентом аномальности Ка = 1,6. Определить требуемую плотность бурового раствора..

Решение. Приняв △%”】二 2;25 МПа (см. табл. 4.2) и "спо — 0,5； по формуле (4.1) вычислим минимально доп};сти- 峙10 репрессию на пла.ст

厶近= 2,25+1,6- 0, 5 二 3,05 МПа.

Пластовое давление на указанной глубине

°®п "а?% 1,6-9,8- 1000-4480 二 70,2 МПа.

Й^обходимая плотность бурового раствора по формуле (4.3)

Давление циркулирующего бурового ра.створа. не должцо 口 водить к раскрытию трещин наиболее слабых пород и 打咏，" новению поглощения.&

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинак веских потерь) должна, исключать возможность гидроразрЬг ' или интенсивного поглощения бурового раствора на. любой гл би не интервала совместимых условий бурения.”

Условие предупреждения гидроразрыва

Рб.р (max) SРб.р (max) S|%р| — |△卩зк||%р| — |△卩зк|(Ц(Ц

Рб.р (max) S

Рб.р (max) S

|%р| — |△卩зк|

|%р| — |△卩зк|

(Ц

(Ц

где р「р — давление гидроразрыва (критическое давление бур0, вого раствора в скважине, при котором возможен разрыв горной породы, или раскрытие трещин); ——ожидаемое повышен^ давления в скважине.

Рациональная плотность АБР вычисляется та уравнения

—Н -,

Рабр — Рб.р 万 〉(4.5)：

где рб р ——плотность исходного бурового раствора; Лст стати- j ческий уровень в скважине.

Пример 4.2. При бурении скважины на глубине Н 二 400 м возникло поглощение бурового раствора плотностью рбр =： 1100 кг/м3. Статический уровень в скважине установился на> глубине %ст 二 40 м. Для ликвидации поглощения решено было уменьшить гидростатическое давление бурового раствора на поглощающий горизонт снижением его плотности путем аэра-, ции. Определить рациональную плотность АБР.

Решение. По формуле (4.5)

400 - 40, о

Аабр = 1Ю0―—— = 990 кг/м3.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потер^ устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и хнмпиескпи состав бурового раствора устанавливаются исходя пз необхоДИ' мости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускает" депрессия на стенки скважины в пределах 10-15 % эффективна скелетных напряжений (разница между горным к поровым Да влением), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обв^-Л и не приводит к газонефтеводопроявлениям./

Пример 4.3. Вскрытие глинистой толщи плотностью。严 2300 кг/м3 с коэффициентом аномальности А] = 1,4. залег^ щей в интервале 3400-4100 м, предусматривается с деирес" на стенки скважины равной 10 % скелетных напряжений п°Р Подобрать плотность бурового раствора.

ре1цен не. Норовое давление на глубине 4100 м 二 1,4-9,81-1000-4100 二 56,3 МПа;

рП叩一

"pH。® давление

一 q 81 • 2300 ■ 4100 二 92, 5 МПа;

"一 %

скелетное напряжение

二& 一济叩二 92,5 - 56,3 = 36,2 МПа;

10 % ОТ Рек10 % ОТ Рексоставляет 3,6 МПа.составляет 3,6 МПа.

10 % ОТ Рек

10 % ОТ Рек

составляет 3,6 МПа.

составляет 3,6 МПа.

Тогда плотность бурового раствора.

(56,3-3,6) 一

06・р=『,81 ・ 4100 - 3 0 "/м •

Вязкость Т5Оо и статическое напряжение сдвига СНС буровых растворов должны быть возможно меньшими, но достаточными для удержания во взвешенном состоянии частиц выбуренной породы и утяжелителя при данной плотности бурового раствора.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что верхний предел условной вязкости, определенный прибором ПВ 5, должен составлять 北。。< 30 с для раствора с рб р < 1400 кг/м3 и Т500 < 4 5 с для раствора с р6 р > 14 0 0 кг/м3, а пластическая вязкость т; соответственно ?/ < 0,006 Па-с и ту < 0,01 Па-с. Для неутяжелепных буровых растворов на базе бентонитовых порошков < 0, 002 Па-с.

Для удовлетворительного гидротранспорта шлама на. днев- ную поверхность ламинарным потоком к предотвращения вьт- падения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе Достаточно иметь веяичпну динамического напряжения сдвига

го=1,5^2,ОПа.

СНС (в Па) можно вычи-СНС (в Па) можно вычи-Минимально допустимое значение

СНС (в Па) можно вычи-

СНС (в Па) можно вычи-

слить из выражения

'min = rf4(7n - 7б.р)/6,(4.6)

г“е 當一диаметр частиц, м; 7П и 76 P — удельный вес соответ- ств^Шо породы и бурового раствора, Н/м3.

Ло °6blин。достаточно, чтобы %()< 5 Па. Лишь при операциях ликвидации поглощений в некоторых случаях целесообразно сп^пьзова，ть раствор с высоким СНС.

Пример 4.4. Частицы выбуренной породы удельным весом п 26 ■ Ю3 Н/м3 и диаметром 厶 二 1, 5 • 10~3 м находятся в jj^^^^ch буровом растворе с 76 p - 12 ■ 103 Н /м3. Опреде- 口己 М瓦ннмально допустимое значение СНС, препятствующего 'нпр частицы на. забой.

P e ш e и не. По формуле (4.6)

0min = 1,5 • 10-3(26一 12) 103/6 二 3,5 Па.

Величина фильтрации бурового раствора. Ф^ строг。口 гламентируется при проходке проницаемых песчаников, Гл ' с низким поровым давлением и продуктивных горизонтов. Д『 этих условий поддерживают Ф30 = 3 + 6 см3.

При бурении в нормальных условиях Ф30 < 20 4- 25 см3.

Содержание песка в буровом растворе не должно нрев^ шать 1-2 %.

При рН<7 существенно интенсифицируется коррозия сталь ных труб, а при рН>10 — труб из дюраля.

При турбинном бурении к качеству раствора, предъявляются дополнительные требования: максимальное снижение вязкости что улучшает работу забойных двигателей, уменьшает гидро- динамическое давление на пласты при спускоподъемных операциях (выполняя при этом основную функцию — сохранение устойчивости ствола); очистка от выбуренной породы и дегазация выходящего из скважины бурового раствора должны быть совершенными; максимально возможное равенство давления на ^абой столба раствора и пластового давления.

Таким образом, при выборе основных параметров раствора (〃,Т500, СНС 乳 Фзо) стремятся приблизить их к минимально допустимому пределу, при котором еще можно вести процесс бурения без заметных осложнений.

ВЫБОР ПРО①0ЛЯ СКВАЖИНЫВЫБОР ПРО①0ЛЯ СКВАЖИНЫ

ВЫБОР ПРО①0ЛЯ СКВАЖИНЫ

ВЫБОР ПРО①0ЛЯ СКВАЖИНЫ

Профиль ствола скважины определяется для наклонно направленных скважин.

Профиль направленной скважины должен обеспечить: высокое качество скважины как объекта последующей эксплуатации; бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств: минимальные затраты на строительство скважины; возможность применения методов одновременной эксплуатации нескольких горизонтов при разработке многопластовых месторождений нефти; безаварийное бурение и крепление; минимальные нагрузки на буровое оборудование при спускоподъемных операциях; надежную работу внутрискважинного эксплуатационного оборудования; свободное прохожде- ние по стволу скважины приборов и устройств.

При кустовом буренмм профиль направленной скважины дол- обеспечить заданную сетку разбуривания нефтегазового деторождения и экономически рациональное число скважин в кусте при соблюдении требований к надежности эксплуатации Уважив.

Проектирование профиля скважины заключается в выборе £皿& и вида профиля, а также в определении необходимого для Расчета геометрии профиля комплекса параметров, включающе-

Проектные значения глубины и отклонения ствола скважины ^ВеРтикали; длину вертикального участка; значения предель- Н ' Радиусов кривизны и углов наклона ствола скважины в ^Рвале установки и работы внутрискважинного эксплуата- 口"°「。оборудования и на проектной глубине.

г眩 ^Актирование профиля скважины и проектирование дру- 凯в TexHonoFuuecKiix мероприятий, обеспечивающх1х его реали- 5 с^едует рассматривать в комплексе.

Другими словами, выбор того или иного профиля сквашу】

屯&屯&обусловливает в значительной степени выбор способа бурен，

屯&

屯&

'PS'PSтипа долота, гидравлической программы бурения, парамер режима бурения и наоборот.

'PS

'PS

На выбор типа профиля скважины оказывгхет влияние осн& шенность буровых предприятий специальными устройства^ для наклонно направленного бурения и технологической осн飢】 к и нмза бурильной колонны, а также средствами контроле 晓 параметрами ствола скважины и проводкой интервалов ор^ тированного бурения.

Проектный профиль ствола скважины может включать (Свер. ху вниз) вертикальный участок, участок начального искривления ствола скважины, тангенциальный участок, участки малоинтенсивного увеличения и уменьшения зенитного угла ствола скважины.

Для определения проекций каждого участка профиля на вертикальную и горизонтальную оси необходимо знать радиус кривизны участка профиля, значения зенитных углов по его концам, длину и угол наклона тангенциального участка, если ол имеет

ся.

Профили наклонно направленных скважин приведены на рис. 5.1, J-& а формулы для определения проекций участков профиля — в табл. 5.1.

Расчет параметров проектного профиля наклонно направленной скважины осуществляется с помощью программы ^Проектный профиль77, разработанной во ВНИИБТ.

Длина вертикальной скважины совпадает с глубиной, измеряемой по вертикали от ее устья. В наклонном бурении был введены понятия ——глубина скважины по вертикали и глубина

скважины по стволу.

В целях исключения неоднозначного толкования термина глубина скважины будем измерять ее только по вертикали-

Программой ^Проектный профиль" предусмотрен расчет М‘ раметров двенадцати видов профиля.

Для выполнения расчетов по программе необходимы слеПУ"" щие параметры профиля наклонно направленной скважины：

проектная глубина скважины, т. е. глубина расположен1^ кровли или заданной точки продуктивного пласта, в хоторУ” нужно вывести ствол скважины;

конечная глубина скважины;

смещение ствола скважины на проектной глубине;

длина вертикального участка;

Рис. 5.1. Профили наклонно направленных скважин:

Н ——глубина скважины; Яв — протяженность вертикального участка; Л — отклонение ствола скважины; (Нв + / + £) — протяженность ствола скважины

F a 6 л н н a

Формулы для определения проекций участков профиля

Вид участка профиля

Проекция участка

Дпнна участч

горизонтальная

вертикальная

Вертикальный

0

爲

Участок начальноге искривления

Я (1 — cos е)

R sin a

a兄

М алойн тенсивное увеличение зенитного угла

R (cos 01 — COS 口2)

A (sin a? — sin ai)

(02 - Qi)^

Малоинтенсивное уменьшение зенитного угла

R (cos 0*2 — COS O'])

R (sin a】—sin a?)

91 -伐2)R

57, 29??г

Т ангенциальный участок (известна длина участка L)

Тангенциальный участок (известна его вертикальная проекция 爲)

£ sin a t

L COS Ql

E

3 cos aL

Примечание. Углы а, а】，а?—

зенитные углы в конце участка, на-

чалыюго искривления, в начале и в конце искривленного участка профиля

соответственно; Л ального участка.

—ра.диус кривизны; &工 ——зенитный

угол галгенци-

радиус кривизны участка начального искривления скважины отклонителем;

интервал установки внутрискважинного оборудования для добычи, нефти и ма.ксимальное значение зенитного угла в этом интервале;

максимальную величину зенитного угла на проектной глубине.

Необходимо также знать технологические возможности используемых искривляющих КНБК.

Указанных данных достаточно для определения кривизны и зенитных углов по концам каждого участка профиля.

В результате расчета может быть получена такая крмвтзна участков профиля скважины, которая не может быть резпмзов? на имеющимися в распоряжении бурового предприятия КНВК，

Кроме того, полученные параметры скважины могут не У“° влетворять поставленным условиям по зенитному углу в 乳нТ©Р вале установки насосного оборудования и на проектной глубин6- В этом случае необходимо повторить расчет с новыми исхоДнь1 ми данными.

В целях исключения повторных расчетов предусмотрена. "Р° гонка, по зенитному углу в конце участка начального искрив ния в некотором заданном интервале. При этом с заданнь^1

будут рассчитаны все варианты проектного профиля сква- ^Hbi 以江夕 установленного диапазона изменения зенитного угла *к()нпе участка, начального искривления.

в Пример 5.1. Ниже приведены исходные данные для расчета бразного профиля вида. 5 (см. рис. 5.1).

2600 7202675 200 573 8-101 5730 122600 7202675 200 573 8-101 5730 12Проектная глубина, м

2600 720

2675 200 573 8-10

1 5730 12

2600 720

2675 200 573 8-10

1 5730 12

Смещение на проектной глубине, м

Конечная глубина, м

Длина вертикального участка, м

Радиус кривизны 2-го участка, м Интервал изменения начального угла, градус Ща.г изменения, градус

Радиус кривизны 3-го участка, м

Угол в конце 3-го участка, градус

Насосное оборудование для добычи нефти устанавливается в интервале 1200-1600 м. Зенитный угол в указанном диапазоне йедолжен превышать 20°.

В некоторых случаях ограничива.ется значение зенитного угла скважины на проектной глубине.

Вскрытие продуктивного пласта может осуществляться следующим образом:

по касательной к последнему участку профиля;

с сохранением кривизны последнего участка профиля;

с любой заданной кривизной.

Конструкция скважины включает:

кондуктор диаметром 324 мм до глубины 500 м;

промеж у точ н у ю колонну диаметром 245 мм до глубины 1400 м;

эксплуа.тационную колонну диаметром 168 мм до глубины 2675 м.'

Ниже приведен следующий блок исходных данных, которые необходимы для проверки всех заданных выше вариантов проектного профиля на. соответствие ограничениям по зенитному Углу в интервале расположения оборудования для добычи неф- Ти На проектной глубине, а также для расчета длины обсадных Колонн.

20-40 1200-160020-Г-0,52500140020-40 1200-160020-Г-0,525001400интенсивностьинтенсивность^граничение угла на проектной глубине, градус ,...

20-40 1200-1600

20

-Г

-0,5

2

500

1400

20-40 1200-1600

20

-Г

-0,5

2

500

1400

интенсивность

интенсивность

Интервал ограничения угла, м

Максимальный угол в интервале ограничения, градус аРаметр кривизны ствола ниже проектной глубины НТенсивность искривления ниже проектной глубины, ^ДУс/10 м ..：...

"ел。контрольных точек профиля (от 0 до 9)

дубина контрольной точки, м:

первой STopow

стабилизация vi-ла, 0 —• сохранение кривизны, 喚貶тел.'

Параметры проектного профиля

Номер участка

Глубина по вертн- кали, м

Длина, м

Смещение, м

Зенитный угол, градус

HOF此 кривления rPWc/ioM

ствола

интервала

1

200,00

200,00

200,00

0,00

0,00

0,000

2

299,50

300,01

100,01

8,71

10,00

1,000

3

495,83

500,02

200,01

46,87

12,00

Одоо

500,00

504,29

4,26

47,75

12,02

0,052

1400,00

1433,89

929,61

279,39

16,84

0,052

4

2600,00

2712,94

1279,05

720,00

23)48

0,052

2675,00

2793,54

80,61

749,49

19,45

0,500

Здесь число контрольных точек равно числу промежуточных обсадных колонн, включая кондуктор.

Для бурения участка скважины, расположенного в продуктивном пласте, используется КНБК без опор но- центр и рующщ устройств, при бурении которой зенитный угол уменьшается с интенсивностью 0,5° на 10 м проходки.

Кроме кривизны и зенитного угла по концам каждого участка профиля скважины для разработки проекта на бурение необходимо знать его длину, а также вертикальную и горизонтальную проекции.

Результаты расчета выдаются в виде табл. 5.2, в которой указаны задаваемые и расчетные параметры проектного профи

ля.

В табл. 5.2 длина кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн равна соответственно 504, 1433 и 2796 м.

Программа для расчета параметров проектного пр" филя скважины с участком естественного искривлен^ предназначена для расчета S-образного профиля. Программ加 предусмотрен расчет двух видов S-образного профиля.

Первый вид профиля включает вертикальный участок, У®； сток начального искривления отклонителем, тангенциальна участок и участок естественного искривления, (см. рис. 5-1?仆

Второй вид профиля включает участок маноинтенсивН*； увеличения зенитного угла, расположенный непосредственно участком начального искривления (см. рис. 5.1, 6 и 8).

Пример 5.2. Ниже приведены исходные данные для рас' первого из перечисленных видов профиля наклонно наттрав" ной скважины.

Исходные данные для расчета профиля наклонной скважины с участком естественного искривления

Проектная глубина, м 2700

Смещение на проектной глубине, м 720

Конечная глубина, м 2775

Длина вертикального участка, м 100

Глубина естественного искривления, м . . . .1400

Радиус кривизны 2-го участка, м 573

равная 1400 м,равная 1400 м,Здесь глубина естественного искривления,

равная 1400 м,

равная 1400 м,

уставляет собой глубину начала участка естественного ис- оивления ствола скважины.

'После достижения глубины 1400 м стабилизирующая КНБК заменяется на КНБК для проводки участка, естественного искри- влеНИЯ. Такая КНБК обычно включает долото, забойный двига- тель без центратора, УБТ? а при роторном способе бурения —— долото и секции УБТ.

Геометрия участка естественного искривления зависит от конструкции КНБК, типа используемого долота, режима буре- ния? физико-механических свойств разбуриваемых горных пород.

Закономерность естественного искривления для каждой конкретной КНБК, площади или месторождения нефти и газа может быть установлена в результате статистической обработки промысловой информации.

Программа снабжена, банком данных, в который можно внести и хранить информацию о закономерности естественного искривления ствола, скважины при бурении конкретной КНБК. Такая информация заносится в виде ряда, значений зенитных углов иерез равные интервалы по длине скважины. В случае необходимости занесенная в банк данных информация может корректироваться.

В табл. 5.3 представлены результаты расчета профиля на- кяонной скважины с участком естественного искривления, буре- 需е которого планируется произвохщть КНБК в составе: долото щ215,9МЗГВ, турбобур ЗТСШ-195, 10 м УБТ 178.

Алгоритм программы предусматривает расчет профиля сква- rjm瓦 с участком естественного искривления без тангенциально- г〃?'астка. Профиль такого вида получается в том случае, ко- смещение ствола, скважины на проектной глубине невелико К " РМиус кривизны участка начального искривления откло- 货Те"2M оиень большой и этот участок пересекается с участком ственного искривления.

В物融Pg中иле горизонтальной скважины состоит из напра.- %ст"е立 наст切 11 ГОРи3°нталького участка. Направляющая Профиля горизонтальной скважины может включать вер-

Параметры проектного профиля с участком естественного искривления

Номер участка

Глубина по верти- кали, м

Длина, м

Смещение, м

Зенитный угол, градус

Ннт^^Г ног 耽、 кривления rPWc/l0 ；

ствола

интервала.

1

100,00

100,00

100,00

0,00

0,00

0,000^

2

263,94

266,26

166,26

23,95

16,62

1,000

500,00

512,62

246,36

94,44

16,62

0,000

1400,00

1451,88

939,26

363,17

16,62

0,000

3

2258,93

2348,29

896,41

619,63

16,62

0,000

4

2700,00

2800,89

452,60

720,00

10,07

-0Д10

2775,00

2876,96

76,08

732,75

9,23

-0,110

тикальный участок, участок начального искривления, тангенциальный участок и участок увеличения зенитного угла или состоять только из вертикального участка и участка увеличения

зенитного угла.

Горизонтальный участок может быть выполнен в виде восходящей или нисходящей дуги окружности, т. е. быть вогнутые или выпуклым, а также быть прямолинейным или волнообразным. Горизонтальный участок в зависимости от угла падения продуктивного пласта может быть расположен под любым заданным углом к вертикали, в том числе и под углом 90°.

Н аправл яюшая часть профиля горизонтальной скважины и ее горизонтальный участок могут рассчитываться отдельно. Однако они должны быть сопряжены друг с другом.

Назначение направляющей части профиля горизонтальной скважины заключается в выведении ствола под определенным углом в точку продуктивного и наста с заданными координатами. Поэтому при расчете этой части профиля горизонтальной скважины кроме проектной глубины и отклонения ствола скважины от вертикали необходимо задавать значение зенитного угла на проектной глубине. Кроме того, как правило, задается значение радиуса кривизны участка увеличения зенитного угла

скважины.

При дальнейшем изложении приняты следующие условий обозначения (рис. 5.2):

Я ——проектная глубина, направляющей части профиля сКВ* жины (глубина начала, горизонтального участка);.

А ——проектное смещение профиля скважины на проект^ глубине;解

а ——зенитный угол на проектной глубине (угол входа ств°」 скважины в продуктивный пласт);

几 —-длина вертикального участка;

q耻тнq耻тнL -— длина, тангенциального участка направляющей профиля;

q耻тн

q耻тн

〃「一 глубина в конце горизонтального участка;

/1「— смещение скважины в конце горизонтального уча© а「——зенитный угол в конце горизонтального участка； 厶 一 длина, горизонтального участка;

5\ — протяженность горизонтального участка;

71 — угол охвата первого интервала, волнообразного гориз011 тального участка;

Т — предельное смещение горизонтального участка в поце. речном направлении;

Т),厶一предельное смещение двухинтервального горизон- тального участка в поперечном направлении вверх и вннз соот

ветственно;

&i ——зенитный угол в конце 6-го участка профиля;

ДГ1,兄「2 — радиус кривизны первого и второго интервалов волнообразного горизонтального участка соответственно：

_й「——радиус кривизны гор и зон тального участка.

Методика расчета направляющей части профиля горизонтальной скважины основана на решении системы уравнений проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную оси. При этом расчет профиля горизонтальной скважины

сводится к определению длины вертикального участка и ради

уса. кривизны одного из участков или длины тангенциального участка, если он имеется, при заданных остальных параметрах профиля (см. рис. 5.2).

Профиль типа 1. Исходные данные для расчета.: Я, Л, а：

(5.1)(5.1)A sin а

(5.1)

(5.1)

д ~—

1 — cos а

R =竺也.(5.2)

sm а

Профиль типа 2. Исходные данные для расчета: Я,八)色 %：

"в = Н —凡 sin а】—T?2(sina — sin a)(5‘)

где

r _ 4 -兄i(l - cos а〕) (5』 “ cos &] — cos a '

Профиль типа 3. Исходные данные для расчета: Н. 4 ' aм ^1,五3 • 八 7/в = Н — A】 sin а」一/?зWi — L cos а】， 卜"

(5-6)(5-6)4 — (1 — COS Q] )R}—氏3Vl

(5-6)

(5-6)

『sins

悠二sina —sinV^cos a】一cos

г^ Профиль типа /. Исходные данные для расчета: 〃： A, a? ан

(5・7)(58)(5・7)(58)g 二 Н — 72] sin a】—氏 3PV2 — L cos a】—R^W,3;

(5・7)

(58)

(5・7)

(58)

где W2二sinQ3—sinHZ3=sin sin a3;

4 — (1 — cos a】)凡一兄3匕—兄4K _

Hsin Qi，

l^izCOSQIi — COS Оз；—COS Q3 — COS

Профиль типа 5. Исходные данные для расчета: Я, Л, а, а】，氏1,氏2, а? •

瓦二 Н — R\ sin —R^\^4 — /?з〔"57(5.9)

工骐伍二Sina?—sin。1； Hz5=sin a-sin @2；

M二cos aj—cos &2； 匕二cos cv2—cos a.

Вертикальную и горизонтальную проекцию, а также длину каждого участка профиля можно рассчитать с использованием известных формул, приведенных в табл. 5.1.

Изложенная ниже методика расчета профиля горизон

тального участка скважины учитывает прежде всего цель строительства горизонтальной скважины, которая заключается

в продольном вскрытии продуктивной части нефтегачосодержа.- Щего пласта. Поэтому геометрия горизонтального участка долж

на соответствовать форме той части пласта, где предполагается

Расположить горизонтальный участок.

Другими словами, горизонтальный участок должен распола- г&твс兄 вдоль продуктивной части пласта, и не выходить за гра- "“口瓦 нефтегазосодержащей его части.

Таким образом, основными параметрами, определяющими Ге°^трию горизонтального участка, являются следующие:

Q ~ зенитный угол в начале горизонтального участка или апРавляющий угол;

% — протяженность горизонтального участка по пласту, т. е.

На проекции горизонтального участка на касательную к на- ^ горизонтального участка;

П ‘1〉丁2 — предельные отклонения горизонтального участка в 守Зном направлении.

прямолинейный горизонтальный участок (рис. 5.3, а):

вертикальная проекция

Яг 二 Sr cos а + Я;

горизонтальная проекция

Аг — •% sin а + А.о

Горизонтальный в виде дуги окружности (рис. 5.

радиус горизонтального участка,

г 2Т ) вертикальная проекция

Яг = Sn COS Q 士 Т sin Q + Н;

горизонтальная проекция

(5.15)(5.15)(5.16)(5.16)А「二 6rl sin а 土 Т cos а + 4;

(5.15)

(5.15)

(5.16)

(5.16)

зенитный угол в конце горизонтального участка

& 二 a 土 arcsin(5n/7Zr);

длина горизонтального участка

7ГU = 土号"7ГU = 土号"-Q）氏Г.-Q）氏Г.(5.17)(5.17)

7Г

U = 土号"

7Г

U = 土号"

-Q）氏Г.

-Q）氏Г.

(5.17)

(5.17)

В формулах (5.14)-(5.17) плюс соответствует вогнутой дуге окружности, а минус выпуклой.

Рис. 5,3, Виды горизонтального участка скважиныРис. 5,3, Виды горизонтального участка скважины

Рис. 5,3, Виды горизонтального участка скважины

Рис. 5,3, Виды горизонтального участка скважины

волнообразный горизонтальный участок (рис. 5.3, г)：

оадиус кривизны второго интервала горизонтального уча.ст-

也产(-М-Р)/2/,(5.18)

гДе

М = Ж-2£^71 + Т2);(5.19)

p二网2— 47%;(5.20)

B二^一(71+72)2 + 7：-24几1；(5.21)

q^L^ + Т.У + В2/^(522)

вертикальная проекция

及二 Ен c°s a + 丁2 sin Q + H;(5.23)

горизонтальная проекция

4r 二 £口 sin q — T? cos a + 4;(5.24)

длина проекции первого интервала горизонтального участка на касательную в его начальной точке

S1 = ^2Т1(А「1 + 丘「2)— 2 ；(5.25)

угол охвата, интервала с радиусом 7?门

'】 = arcsin 迎*^(5.26)

зенитный угол в конце горизонтального участка

◎г = a - arcsin.(5.27)

Зная зенитные углы по концам каждого интервала, волна образного горизонтального участка, а также радиус кривизны, Можно по формуле (5.17) рассчитать его длину.

Расчет параметров проектного профиля горизонталь- Н°近 скважины осуществляется с помощью программы сТори- з°нт", разработанной во ВНИИБТ.

Программой предусмотрен расчет пяти видов профиля го- РнзонтаньнЕ скважины. Горизонтальный участок может быть '"Полнен в виде восходящей или нисходящей дуги окружности, Прямолинейным или волнообразным.

@ Проектной глубиной горизонтальной скважины Я явля- (‘С竄 глубина нижней точки направляющей части профиля

Рис. 5.4. Напрев ющая часть 鹏黑 ЛЯ горизонталь^11： скважины %

^宅名 h 口Н-XQOdu 〃 xzz№『 DXAyN aDHWDZn言W

Пример 5.3. Ниже приведены исходные данные, иеобходи. мые для расчета направляющей части профиля горизонтально! скважины вида 5 (см. рис. 5.2).

Исходные данные для расчета направляющей части профиля горизонтальной скважины

Проектная глубина профиля, м 2000

Смещение профиля на проектной глубине, м .550

Угол на проектной глубине, градус 90

Радиус кривизны 2-го участка； м 573

Интервал изменения начального угла, градус 30

Радиус кривизны 4-го участка, м 60

Горизонтальный участок пересекает продуктивный пласт в продольном направлении, и его геометрия должна соответствовать форме и структуре пласта.

Положение горизонтального унастка в пласте определяется глубиной и зенитным углом его начальной точки. Поэтому в отличие от наклонно направленной скважины при расчете профи^ горизонтальной скважины необходимо задавать зенитный 冲融 на проектной глубине.

После ввода указанных в табл. 5.3 данных рассчитываю^ длина вертикального и тангенциального участков. Результат^1 представляются в виде таблицы. Если рассчитанные длина веР тикального и тангенциального участков не устраивают польз0 вателя, то можно повторить расчет, изменив радиус крпвмзК и зенитный угол в конце участка начального искривления сХ»'

жины.

то^то^Ниже представлены исходные данные, необходимые Д-^я чета параметров горизонтального участка и в контрольны^

то^

то^

ках направляющей части профиля.

Параметры горизонтального участка

Протяженность горизонтального участка, м . . . .200

Допустимое отклонение горизонтального участка, м: вверх 15

вниз 10

радиус кривизны А — В,м 60

цИсло контрольных точек профиля (от 0 до 9)...2

Глубина контрольной точки, м:

первой 200

второй 1985

На рис. 5.5 приведена схема- расположения горизонтального участка в продуктивном пласте.

'Предельные отклонения горизонтального участка вверх и вниз от направления вскрытия продуктивного пласта определя- 10Tс咒 значениями глубины расположения его кровли и водонефтяного контакта. Для рассматриваемого примера эти значения равны соответственно 1985 и 2010 м.

В результате расчета определяется радиус кривизны конечНого интервала горизонтального участка, а также зенитные

углы по его концам.

Глубина и число контрольных точек зависят от конструкции скважины, а также количества реперных пластов, до которых необходимо определить длину скважины от ее устья.

В примере глубина спуска кондуктора — 200 м, промежуточная колонна спускается после проводки тангенциального участка. Кровля продуктивного пласта расположена на глубине 1985 M.

Результаты расчета профиля горизонтальной скважины выдаются в виде табл. 5.4.

心量 4 Схема расгю- № Ур "亮 горизонтально- “Ска в пласте

Та б л иц a §4

Параметры проектного профиля горизонтальной скважин^

Номер участка

Глубина по верти- кали, м

Длина, м

Смещение, м

Зенитный угол, градус

н℃ть “а кривленцл градус/ !

10м

ствола

интервала

1

200,00

200,00

200,00

0,00

0,00

3000

1.1

953,82

953；82

753,82

0,00

0,00

0,000

2

1240,31

1253,84

300,02

76,76

30,00

1,000

3

1969,99

2096,40

842,56

498,04

30,00

0,000

3.2

1985,00

2115,88

19,48

510,33

48,60

9,549

4

2000,00

2159,23

43,35

550,00

90,00

9,549

Горизонтальный участок

А — В

1996,99

2178,31

19,08

568,76

108,22

9,549

В — С

1985,00

2254,37

76,06

643,54

90,00

-2,396

С — D

2010,01

2364,70

110,33

750,00

63,57

-2,396

Радггусы кривизны интервалов горизонтального участка

/1 一 В=60,00 м;

В — 0=239,17 м.

66

6

6

ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Исходные данные к проектированию конструкции скважины следующие: назначение и глубина скважины; геологический разрез и особенности бурения в данном районе; интервалы залегания, а также характеристика проницаемых горизонтов и продуктивной залежи.

Запроектированная конструкция скважины должна обеспечить: долговечность скважины как технического сооружения; надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов жидких и газообразных полезных ископаемых; минимум затрат на единицу добываемой продукции: возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения серьезных осложнений.

Порядок проектирования конструкции скважины следующий. Прежде всего выбирается конструкция призабойного участка скважины. На рис. 6.1 показаны основные схемы оборудования призабойного участка и условия их применения (М. О. Ашра- фьян и др., 1987).

При выборе схемы (определении способа вхождения в продуктивную толшу) следует оценить мощность продуктивной тол- Щи; выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины, определить характер насыщенности всех проницаемых пластов, т. е. содержат Пи они одну и ту же жидкость или насыщены разными (один —— Ьодой, второй ——нефтью, третий ― газом и т. д.); учесть соотношение коэффициентов аномальности пластовых давлений ка [см. формулу (2.15)] в продуктивной толще, и в расположенных выше Нее проницаемых горизонтах и оценить возможную степень за- гРязнения продуктивной толщи буровым раствором в процессе Прения; выявить устойчивость пород продуктивной зоны.

Рис. 6.1. Схема выбора оборудования призабойного участка сква 7 — цементный камень； 2 — эксплуатационная колонна； 3 ——открытый подвески фильтра; 7——пртайная обсадная колонна-фильтр; 8——перфораци // ——корпус гравийного фильтра; /2 ——проницаемый тампонажный матеРис. 6.1. Схема выбора оборудования призабойного участка сква 7 — цементный камень； 2 — эксплуатационная колонна； 3 ——открытый подвески фильтра; 7——пртайная обсадная колонна-фильтр; 8——перфораци // ——корпус гравийного фильтра; /2 ——проницаемый тампонажный мате

Рис. 6.1. Схема выбора оборудования призабойного участка сква 7 — цементный камень； 2 — эксплуатационная колонна； 3 ——открытый подвески фильтра; 7——пртайная обсадная колонна-фильтр; 8——перфораци // ——корпус гравийного фильтра; /2 ——проницаемый тампонажный мате

Рис. 6.1. Схема выбора оборудования призабойного участка сква 7 — цементный камень； 2 — эксплуатационная колонна； 3 ——открытый подвески фильтра; 7——пртайная обсадная колонна-фильтр; 8——перфораци // ——корпус гравийного фильтра; /2 ——проницаемый тампонажный мате

Порода пласта считается устойчивой, если прочность ее при одноосном сжатии удовлетворяет условию [23]

〉〉1 — 41 — 4(рП^^ПЛ — Рпл ) + (Рпп(рП^^ПЛ — Рпл ) + (Рпп(6.1)(6.1)

〉

〉

1 — 4

1 — 4

(рП^^ПЛ — Рпл ) + (Рпп

(рП^^ПЛ — Рпл ) + (Рпп

(6.1)

(6.1)

где 〃 ——коэффициент Пуассона для породы коллектора;。口 — см. формулу (2.1); ^заб ——забойное давление в скважине при эксплуатации (нагнетании), Па.

жины:ствол скважины; / — пакер; 5 一 фильтр; 6 —— пакет онные отверстия; 9——потайная обсадная колонна; 10 —— риал； 13——продуктивный пластжины:ствол скважины; / — пакер; 5 一 фильтр; 6 —— пакет онные отверстия; 9——потайная обсадная колонна; 10 —— риал； 13——продуктивный пластили устройство для гравийный фильтр；или устройство для гравийный фильтр；

жины:

ствол скважины; / — пакер; 5 一 фильтр; 6 —— пакет онные отверстия; 9——потайная обсадная колонна; 10 —— риал； 13——продуктивный пласт

жины:

ствол скважины; / — пакер; 5 一 фильтр; 6 —— пакет онные отверстия; 9——потайная обсадная колонна; 10 —— риал； 13——продуктивный пласт

или устройство для гравийный фильтр；

или устройство для гравийный фильтр；

Пример 6.1. Среднее пластовое давление во вскрытом нефтеносном песчанике в интервале 2135-2153 м рпл 二 22 МПа, а Прочность его при одноосном сжатии 8 МПа. Вблизи песчаника. Других проницаемых пород нет. Проверить устойчивость поро- ПЬ1 коллектора, если известно, что забойное давление в скважине пРи эксплуатации составляет 18 МПа, объемная плотность вы- Вележаще* толщи пород рп = 2215 кг/м3, а коэффициент Пуас- сОДа 〃 = 0,3. '

Р ешен ие. Приняв 厶口口 二(2153 + 2135)/2 二 2044 м, устойчивость породы пласта по формуле (6.1)

■ °■

(тсж > 2 —(2215 -9,8- 2044 - 22 • 106) + (22 - 18) 10е =

L1 — 0,3.

—27,1 МПа.

Поскольку прочность нефтеносного песчаника меньше (8《27」)и коллектор неустойчив, следует предусмотреть дру、 гую схему вхождения в продуктивную залежь.

В случае, если коллектор неустойчив, продуктивная залежь укрепляется специальным фильтром (рис. 6.1, з, и).

Пример 6.2. Выбрать конструкцию призабойного участка, и глубину забоя поисковой скважины, если известна следующая

характеристика залежи: водонапорная сводовая ненарушенная, коллектор представлен неустойчивым, нефтенасыщенным, равномерно и хорошо проницаемым песчаником (содержание растворенного в нефти газа незначительно). Глубина места вхождения в залежь вертикальной скважииы 3100 м. Подошва залежи по оси будущей скважины на глубине 3150 м. Под подошвой залежи на глубине 3160 м имеется водосодержащий пропласток.

Выбор. При заданных условиях приемлем метод вхождения в продуктивную залежь, предусматривающий первичное вскры

тие пласта долотом такого же диаметра, как и вышележащие породы, с последующим спуском эксплуатационной колонны до проектной глубины (см. рис. 6.1, е). Способ цементирования —— вытеснение цементного раствора через башмак колонны в за

колонное пространство. Затем пласт вторично вскрывается посредством перфорации эксплуатационной колонны и цементного камня. Глубина забоя скважины выбирается исходя из следующих соображений. Бурение целесообразно прекра-

Рис. 6.2- Конструкция призабойного участка скважины: 7 —— эксплуатационная колонна; 2 ——неустойчивые хорошо прошг цаемые песчаники; 3——кровля водоносного горизонта； 4, 6 — соответственно подошва и кровля продуктивной залежи; 5 — цементный стакан

тлть на глубине, например, 3140 м, т. е. до вхождения в подошву Продуктивного пласта, поскольку вблизи подошвы продуктивного пласта на глубине 3160 м залегает водоносный горизонт. Окончательное решение о глубине забоя скважины и интервале, на длине которого будет осуществляться вторичное вскрытие, будет приниматься при наличии геолого-геофизических данных о залежи.

Принятая конструкция призабойного участка скважины приведена на рис. 6.2 (Н. Г. Середа, 1994).

Вскрытие продуктивного пласта геотермальных скважин может осуществляться с открытым стволом (трещиноватые устойчивые породы), со спуском фильтровой колонны ^iвпoтaй', в эксплуатационной и спуском эксплуатационной колонны с фильтровой частью или с последующей перфорацией эксплуатационной колонны против продуктивной зоны.

Диаметр эксплуатационной колонны выбирается в за- висимости от назначения скважины и возможного суммарного дебита продуктивного пласта (табл. 6.1).

При выборе диаметра эксплуатационной колонны, определяющем диаметр долота для бурения в продуктивном пласте, необходимо руководствоваться следующими принципами.

Для добывающей нефтяной скважины, требующей,после спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования, вторичного вскрытая продуктивного пласта, перфорацией диаметры 140 или 160 мм удовлетворяют всем существующим способам эксплуатации нефтяной скважины. Диаметр эксплуатационной колонны нефтяной скважины следует увеличить в случае, если конструкцией призабойного участка предусматривается спуск колонны и ее цементирование до вскрытия продуктивного объекта с последующим бурением в нем долотами малого диаметра (139,7 или 146 мм). Окончательное решение о диаметре эксплуатационной колонны зависит от мощности (толщины) пласта, I ее литологической характеристики и конструкции эксплуатации I °нной колонны. При малой мощности пласта (10-30 м), сложен-

Т аб липа 6.1

Суммарный дебит, м3/сут

Р екоменду емый диаметр зкс- плуатахщонлой колонны, мм

Суммарный дебит, м3/сут

Рекоменду емый диаметр эксплуатационной колонны, мм

Нефтяные скважины

Газовые скважины

< 40 40-100 100-150 150-300 > 300

114 127-140 140-146 158-178 1.78-194

< 75

< 250

< 500

< 1000

< 5000

114 114-146 146-168 168-219 219-273

ной устойчивыми, не осыпающимися и не набухающими пос..^ вскрытия породами, можно применить эксплуатационную к® лонну диаметром 168 мм, а при значительной по мощности залежи (до нескольких сотен метров), даже если она, сложена услой- чивыми породами, следует использовать эксплуатационную к〉 лонну диаметром 178 мм.

Приведенные рекомендации должны быть увязаны с конструкцией эксплуатационной колонны (Н. Г. Середа, 1994).

Пример 6.3. Установить возможность применения долот диаметром 139,7 мм для бурения в продуктивном горизонте после выхода из-под башмака эксплуатационной колонны диа、 метром 168 мм, в составе которой имеются секции с толщиной стенки труб 12,1 мм (см. гл. 10).

Решение. Устанавливается внутренний диаметр эксплуатационной колонны

呢=168 - 2 • 12,1 二 143,8 мм.

Расчет указывает на невозможность использования долота с номинальным диаметром 139,7 мм для бурения в продуктивном горизонте： поскольку рекомендуемый зазор (табл. 6.2) 5-10 мм. а в рассматриваемом примере

139,7 = 4,1 мм,

т. е. чуть более 2 мм на сторону.

Вывод. Если отказ от долота диаметром 139,7 мм и эксплуатационной колонны диаметром 168 мм нежелателен, то необходимо подобрать трубы, в составе которых нет секций с толщиной стенок 12,1 мм.

Аналогичные расчеты показывают, что в случае необходимости использования эксплуатационной колонны диаметром 178 мм и бурения в продуктивном пласте долотом диаметром 146 мм требуется колонну сконструировать так, чтобы в ее составе не было секций с толщиной стенок труб 12,7,13,7 и 15,0 мм.

Таблица 6.2

Наружный диаметр обсадной колонны dH, мм

114-127

140-168

178-245

273-299

324-351

377-508

Радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины △Н) мм

5-15

10-20

10-25

15-30

20-40

25-50

Выбирая диаметр эксплуатационной колонны опорных, параметрических, структурных, поисковых, разведочных скважин, следует предусмотреть диаметр 114 или 127 мм. Исключение составляют скважины, которые могут стать продуктивными. В разовых добывающих скважинах эксплуатационную колонну желательно предусматривать диаметром 178 мм, а для скважин сложной конструкции — 168 или 146 мм. Наиболее распространенный конечный диаметр геотермальных скважин (по зарубежным данным) — 219 мм, реже — 168 мм; для вспомогательных —1.25-150 мм.

После установления диаметра эксплуатационной колонны приступают к определению числа обсадных колонн? спускаемых в скважину, т. е. к выбору типа конструкции скважины. С этой целью строится график изменения коэффициента аномальности пластовых давлений ка [см. формулу (2.15)] и индекса давлений поглощения кцогл [см. формулу (2.18)].

На основании данных изменения коэффициента ка и индекса fcnorn выделяются зоны с несовместимыми условиями бурения (условия в двух смежных зонах несовместимы, если для перехода к разбуриванию нижней из них 〃色卩 или состав бурового раствора нужно изменять так, что это приведет к возникновению осложнений в верхней зоне).

Для разбуривания пород в зонах с. несовместимыми условиями бурения необходимо нормировать величину относительной плотности бурового раствора ро:

Ро = 〃6.р/0В・ (6.2)

Опасность возникновения осложнений (поглощений, газонеф- тепроявлений, нарушений устойчивости горных пород) сводится к минимуму при соблюдении следующих условий:

*а < Ро < "гюгп；

(6.3) У < Ро < ^-погл?

где ку ——индекс давления устойчивости породы — отношение Давления относительной устойчивости породы ру на глубине Яу к давлению столба воды такой же высоты

勾= Ру/0вд%，; (6.4)

瓦=РбрдН「 (6.5)

Приступить к разбуриванию нижерасположенной зоны мож- Н。)если надежно изолировать предыдущую путем спуска обсад- Н°立 колонны и цементирования заколонного пространства там- "°На咏ным раствором.

Необходимая величина р0 нормируется с соблюдением следу, ющих условий:'

условие предупреждения притока пластовых флюидов

Ро н kpka(б・6)

(Ер ——коэффициент резерва: кр 二 1,10- 1,15 в скважинах глуби^ ной до 1200 м, * 二 1, 054-1,10 в скважинах глубиной 1200-2500 м и /ср = 1,04 -Ь 1, 07 в скважинах глубиной 2500 м);

условие предупреждения потери устойчивости стенок скважины

Ро > ку(6.7)

(ку индекс давления относительной устойчивости породы);

ку = Ру/рв(6.8)

(0у ——давление относительной устойчивости горных пород на глубине 胤)；

РУ 二 P6VgHy.(6.9)

Если разница между 0nop в породе и давлением в скважине превышает величину депрессии, то

ку — к^ ПОр ■— Рдеп /Рв〉(6.10)

(0деп — депрессия на пласт, определяемая опытным путем);

условие предупреждения статической репрессии на продуктивный пласт

Ро W ^а Р^&п.д/Рв1(б」】)

ИЛИ

Рв — 0ПЛ V 0ДМф.Л>(6-12)

где Рреп.д, ^диф.д 一 соответственно допустимые репрессия и дифференциальное давление на пласт.

Ниже приведены рекомендуемые значения ^реп.д

Глубина Д, м< 12001200-2500> 2500

Допустимая репрессия,

МПа, не более ....1,52,53,5

, Статическую репрессию на глубине Н вычисляют по формуле

Рреп 二(ро — ^а) Рв；(6・13)

(6.М)(6.М)условие поддержания величины ро при разбуривании хе竝о” генных пород

(6.М)

(6.М)

Ро ро.н 7

Г〃е 0dH 一 относительная плотность водного раствора, полностью насыщенного солями разбуриваемой хемогенной горной породы;

условие предупреждения поглощения бурового раствора ра.э < ^погл?(6.15)

где Ра? 一 относительная эквивалентная плотность столба бурового раствора

ро.э = 0。+ (grades +%.к)/%,(6.16)

где gradp「厶—градиент гидродинамического давления в кольцевом пространстве на участке от устья до глубины Я; ру к избыточное давление в кольцевом пространстве у устья.

Пример 6.4 [23]. Литологический состав пород нефтяного месторождения показан в табл. 6.3, а совмещенный граф безразмерных давлений —— на рис. 6.3. Опыт показывает, что без опасности возникновения серьезных осложнений можно разбуривать глинистые породы сармата при депрессии до 3 МПа, чо- крака — при депрессии до 4 МПа, Майкопа — при депрессии до 7 МПа, песчаные породы карагана и чокрака — при репрессии не более 6 МПа, а нижнего мела ——при репрессии не более 7 МПа. В некоторых скважинах, коммерческие скорости бурения которых через толщу майкопских глии были низкими, возникали осыпи этих пород (особенно при применении буровых растворов на водной основе) и желобообразования, поэтому спускали дополнительные обсадные колонны для обеспечения устойчивости стволов скважин и предотвращения аварий.

Табл и ц а 6.3

Интервал глубин, м

Стратиграфическое подразделение

Литологический состав пород

0-400

400-1200

1200-1700

1700-2700

2700-4200

4200-4250

4250-5200

Плиоцен+меотис

Сармат Карагап

Чокрак

Майкоп

Фораминиферовые слои

Мел

Переслаивание глин, рыхлых песчаников и доломитизированных мергелей

Толща глинистых пород

Кварцевые песчаники с прослоями глин

Вверху до глубины 2200 м - кварцевые песчаники с прослоями глин, внизу ——толща глинистых пород

Толща глинистых пород; книзу возрастает песчанистость Карбонатные породы, пористотрещиноватые

Карбонатные породы с развитой трещиноватостью, в нижней части с прослоями глин и песчаников

仞勿儿м仞勿儿м，6 川力2 V U ШсЛпогл»A О，6 川力2 V U ШсЛпогл»A ОIOQOIOQO2勿02勿03加03加04削4削

仞勿儿м

仞勿儿м

，6 川力2 V U ШсЛпогл»A О

，6 川力2 V U ШсЛпогл»A О

IOQO

IOQO

2勿0

2勿0

3加0

3加0

4削

4削

Рис. 6.3. Совмещенный график безразмерных давлений:

1 — коэффициент аномальности- 幺—индекс давлений поглощения' 3 ― относительна兄 плотность буро, вого раствора.

Песчаные горизонты, залегающие до глубины Ирц, близительно 200 м, насыщены водами; проницаемые породы караг ала и чокрака — минерализованными водами, в отдельных интервалах — газосодержащими. Форампки- феровые и меловые отложения нефтеносны. Средняя плотность нефти в закрытой сква- ж ине при фонтанной эксплуатации 580 кг/м3.

Требуется спроектировать

предварительный вариант конструкции добывающей скважины.

Решение. Рассчитаем значения относительной плотности бурового раствора.

В интервале 0-400 м во избежание притока пластовх^хх вол из отложений плиоцена и меотиса. [см. формулу (6.6)]

ро 二(1,1 ： 1,15) 1,02 = 1,12 + 1,17,

а. во избежание поглощений [см. формулы (6.15) н (6.16) при

Ру.к = 0 и △р「л = 1 кПа/м]

佐 < 1,75 - 1 • 107(103 -9,8)二 1,64

И при Рреп.д <1,5 МПа [см. формулу (6.11)]

Ро <Ро <1,02 + 1,5-106"Ю3"-9,8-400

Ро <

Ро <

Принимаем ро 二 1,12.

В интервале 400-1200 м для предотвращения обваливания глинистых пород согласно формулам (6.7) и (6.10) при рДеп W3 МПа (см. условие примера)

、1,8-3-306 — 1 一

Р° - 103 -9,8- 1200 —'

а для предотвращения разрыва этих пород [см. формулы (6.15) "(6.10)]

2,0- 1 ■ 102, с

% < 103-9,8 二，'

Принимаем 仇 二 1,56.

Результаты аналогичных расчетов для других интервалов Приведены в табл. 6.4. По полученным результатам выбираем значения относительной плотности промывочной жидкости для бурения в разных интервалах скважины (см. графу 6 табл. 6.4).

Определим наибольшие значения репрессий на проницаемые породы при выбранной плотности жидкости.

Репрессия у подошвы верхнего мела на глубине 4700 м [см. формулу (6.13)]

Рреп = (1,0 - 0, 85) 103-9,8-4700 二 6, 9 МПа.

Репрессия на, песчаник карагана на глубине 1600 м

?реп = (1〉35 - 1,05) 103-9,8- 1600 二 4,7 МПа.

Как видно из сопоставления с условиями примера^ репрессии не превышают значений, выше которых при бурении возникали осложнения (прихваты).

После нанесения иа совмещенный график безразмерных давлений выбранных значений относительной плотности промывочной жидкости (см. рис. 6.3, кривая 3) выделяем следующие зоны с несовместимыми условиями бурения по интервалам: первая —0-1200 м; вторая — 1200—2700 м; третья — от 2700 примерно до 4200 м; четвертая — 4200-4700 м; пятая — 4700-5200 м.

Таблица 6.4

Интервал глубин, м

Относительная плотность промывочной жидкости ро по формуле

Рекомендуемая плотность промывочной жидкости

(6.6)

(6-7), не меиее

(6.П), не более

(6.15), менее

1

2

3

4

5

6

0-400

1,12—1,17

1,40

1,64

1Д2

400-1150

1,54

——

1,90

1,56

1150-1600

1,10-1,16

—

1Д5

1,40

1,10

1600-2200

1,34-1,41

1,21

1,50

1,35

2200-2700

1,25

——

1,50

1,35

2700-3500

1,90

2,20

1,90

3500-4150

—

1,85

——

2,00

1,90

4150-4700

0,88-0,91

—

0,93

1,30

1,00

^4700-5200

1,56-1,61

—

1,57

1,65

1,56

Рис. 6.4. Предварительный вариант конструкции скважины

iZOOZ7ZWiZOOZ7ZW4288470052口 Вм4288470052口 ВмСледовательно, предварительный вариант конструкции скважины будет включать пять обсадньгх колонн (рис. 6.4).

iZOO

Z7ZW

iZOO

Z7ZW

4288

4700

52口 Вм

4288

4700

52口 Вм

Предварительно выбранный вариант конструкции скважины, удовлетворяющий только условиям бурения с учетом пластовых давлений, а также давлений, при которых возможны осложнения, должен быть откорректирован с учетом других существенных факторов: наличия в разрезе неустойчивых, трещиноватых или многолетнемерзлых пород〉 хемогенных отложений, необходимости установки противовыбросового оборудования и др.

Так, если в районах распространения многолетнемерзлых пород встречаются интервалы с. твердыми минеральными частицами, сцементирован

ными только льдом, всю толщу таких пород перекрывают кондуктором, башмак которого устанавливается ниже границы мерзлоты не менее чем на 100 м в устойчивой, породе с положительной температурой.

Для п редо твр аще ни я растворения солей возможен вариант, когда надсолевая толща перекрывается одной, а хемогенная 7ол- ща,——другой обсадными колоннами.

Если на рассматриваемую колонну должно быть установлено противовыбросовое оборудование, то башмак ее следует устанавливать на такой глубине, чтобы в случае возникновения га- зонефтеводопроявления при дальнейшем углублении и выброса бурового раствора, из скважины породы, залегающие ниже башмака, не могли быть разорваны тем высоким давлением, которое придется создать для глушения проявления (см. гл. 10).

Глубину, выше которой возможен гидроразрыв пород, можно най1'и из выражения

=上％ < know(6.17)

Ориентировочно глубина спуска кондуктора (если прнн兄「ь давление газа у башмака его равным пластовому) и минимальная глубина спуска промежуточной колонны (м) для безопасного вскрытия пластов может быть рассчитана из выражения

Я =(6.18)

Ргр

где рпл^ — давление на глубине /г, МПа; 〃门)градиент да- рлеиия разрыва пласта (ориентировочно для газовых скважин эта. величина, составляет 0,02 МПа/м м требует уточнения для каждого месторождения), МПа/м.

Пример 6.5. При бурении скважины на. глубине Н - 1800 м предполагается вскрыть газоносный горизонт с пластовым давлением Pi】” =21 МПа, причем в разрезе скважины отсутствуют родоносные горизонты. Требуется найти минимальную глубину спуска промежуточной колонны для безопасного вскрыткя пла- стов, представляющих опасность выброса.

Решение. Принимая градиент разрыва пластов р「р 二 0,02 МПа/м, по формуле (6.18) находим

Hmm 二 21/0, 02 = 1050 м.

Окончательная глубина спуска, колонны устанавливается с учетом других факторов.

Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот для бурения стволов под каждую колонну находят из следующих соотношений：

диа.метр долота для бурения ствола, под обсадную колонну с наружным диаметром &

Од = &м + 2ДН;(6.19)

внутренний диаметр предыдущей обсадной колояпы

%^ 二 ^д + 2ДВ;(6.20)

наружный диаметр предыдущей обсадной колонны

^н.пред — ^пред + 2》；(6・21)

где dM ——наружный диаметр муфты обсадной колонны; Дн радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины (см. табл. 6.2) [23]; Ав ——радиальный зазор между до- потом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (Дв > 3 -г 5 мм); d ■наибольшая воаможна,я толщина, стенки труб данной колонны.

После этого выбираются интервалы цементирования.

От башмака обсадной колонны до устья цементируются: Кондукторы во всех скважинах; промежуточные и эксплуатационные колонны в разведочных, поисковых, параметрических, Горных и газовых скважинах; промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной свыше 3000 м.

На участке длиной не менее 500 м от башмака, промежуточной колонны в нефтяных скважинах глубиной до 3000 м (при

условии перекрытия тампонажным раствором всех проницаемы^ и неустойчивых пород).

Интервал цементирования эксплуатационных колонн в прф. тяных скважинах может быть ограничен участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей промежуточной колонны.

Все обсадные колонны в скважинах, сооружаемых в акваториях, цементируются по всей длине.

Пример 6.6. Внести коррективы в предварительный вариант (см. пример 6.4) и выбрать окончательную констрз'кцию

скважины.

Реше и и е [23]. Во избежание загрязнения верхних пресноводных горизонтов целесообразно спустить кондуктор до глубины приблизительно 450 м и перекрыть отложения плиоцена, и мео- тиса. Башмак кондуктора, следует установить в устойчивых гли

нистых породах близ кровли сармата.

Зону нефтеносных пород фораминифера и верхнего мела с

низкими коэффициентами аномальности пластовых давлений можно перекрыть потайной колонной, верхний конец которой можно установить на глубине 4100 м.

Комбинированную эксплуатационную колонну целесообразно

6 *

忌雜电&

纟

1200 «

2500 /

!

Z7UQ 无

夕 夕 夕

力

450

ж 1

1200

25口口

I

4000

^100 —

4280

1

Z7他？殄 I 4000，

4100 ——

4200

^700

5200 м4

4700

I

孑

应能У乡

составить ниже глубины приблизительно 4000 м кз труб с наружным диаметром 127 мм? а в верхнем интервале до указанной глубины ——из обсадных труб диаметром 168 мм (рис. 6,5, а).

Конструкция скважины оказалась многоколонной. Для того чтобы уменьшить расход металла на крепление, диаметры промежуточных колонн и кондуктора, целесообразно нпжнпй участок эксплуатационной колонны в интервале от 4000 до 5200 м составить из безмуфтовых обсадных труб типа ОГ-1м (см. гл. 10) либо из труб со сварными соединениями. В этом случае диаметр долот для бурения ствола под эксплуатационную колонну 口° формуле (6.19)

А — 127 + 2 • 6 = 139 мм.

Рис. 6.5. Конструкция скважины к примеру 6.6

Выбираем долота .циамстром 139,7 мм. Внутренний диаметр потайной КО.ГЮННЫ по формуле (6.20)

% 二 139, 7 + 2 • 3 二 146 мм.

Выбираем обсадные трубы с наружным диаметром 168 мм с безмуфтовыми соединениями типа ОГ-1м (или со сварными).

Диаметр долота для бурения ствола под потайную колонну 以二 168+ 2 ТО 二 188 мм.

Выбираем долота диаметром 190,5 мм.

Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны 〃二 190,5 + 2-5^201 мм.

Такой внутренний размер имеют обсадные трубы с наружным диаметром 219 мм при толщине стенок 8,9 мм. Если расчет 219-мм обсадной колонны покажет, что прочность труб с толщиной стенок 8,9 мм (с учетом возможного износа их за. время бурения интервала 4200-5200 м) достаточна для спуска, колонны в скважину и крепления последней, то такую колонну можно использовать в качестве промежуточной для крепления ствола в майкопской толще. В противном случае следует использовать колонну диаметром 245 мм (рис. 6.5, 6).

Диаметр долот для бурения ствола под 219-мм промежуточную колонну с муфтовыми соединениями по формуле (6.19) & — 244. 5 + 2 • 12 = 269 мм.

Выбираем долота диаметром 269,9 мм.

Результаты аналогичных расчетов для выбора остальных обсадных колон показаны на рис. 6.5.

Предусматриваем цементирование промежуточных колонн и кондуктора по всей длине. Эксплуатационную колонну целесообразно цементировать, по крайней мере, в интервале 25005200 м, чтобы повысить прочность и надежность крепи в зоне залегания пород с высокими коэффициентами аномальности.

Пример 6.7. Обосновать конструкцию эксплуатационной скважины на. нефть для условий, показанных на рис. 6.6. Продуктивный горизонт в интервале 4000-4100 м представлен неоднородной, неустойчивой толщей. Согласно условиям требует- с兄 селективный отбор нефти. Продуктивная толща вскрывает- с兄 ло подошвы, перекрывается эксплуатационной колонной, не- Монтируется с последующей перфорацией. Проектный дебит —— 35 м3/сут.

Решение. Диаметр эксплуатационной колонны согласно та- 6л. 6.1 принимается равным 114,3 мм. Согласно ГОСТ 638-80 вбираются безмуфтовые трубы типа ОГ-1м (см. гл. 10).

加厶2 ，/ 7,6 ，，6/)"g，用請熨加厶2 ，/ 7,6 ，，6/)"g，用請熨0£0 一1000 -2加М-3。財-4000-0£0 一1000 -2加М-3。財-4000-Рис. 6.6. График измененияРис. 6.6. График измененияка И ^пока И ^по•夕•夕^184 型^184 型4100м4100м44”44”294$294$215,3215,3餌7餌7и запроектированная кони запроектированная кон

加厶2 ，/ 7,6 ，，6/)"g，用請熨

加厶2 ，/ 7,6 ，，6/)"g，用請熨

0£

0 一

1000 -

2加М-

3。財-

4000-

0£

0 一

1000 -

2加М-

3。財-

4000-

Рис. 6.6. График изменения

Рис. 6.6. График изменения

ка И ^по

ка И ^по

•夕

•夕

^184 型

^184 型

4100м

4100м

44”

44”

294$

294$

215,3

215,3

餌7

餌7

и запроектированная кон

и запроектированная кон

струкция скважины

Число (четыре) и глубина спуска (м)Число (четыре) и глубина спуска (м)обсадных колонн сообсадных колонн согласно рис. 6.6 следующие:гласно рис. 6.6 следующие:

Число (четыре) и глубина спуска (м)

Число (четыре) и глубина спуска (м)

обсадных колонн со

обсадных колонн со

гласно рис. 6.6 следующие:

гласно рис. 6.6 следующие:

Эксплуатационная колоннаЭксплуатационная колоннао оОООо оООО

Эксплуатационная колонна

Эксплуатационная колонна

о о

ООО

о о

ООО

П ромежуточн ая вторая Промежуточная первая Кондуктор

Определяются диаметры обсадных колон и долот:

диаметр долота под эксплуатационную колонну по формуле

(6.19)'

1)1 二 114,3 + 2-10= 134,3 мм.

Выбираем долото £^ = 139,7 мм (см. табл. 3」).

Внутренний диаметр промежуточной колонны 2 определяется по формуле (6.20)

rfBn2 二 139,7 + 2 ■ 3 = 145.7 мм.

Выбираем обсадную колонну безмуфтовую ОГ-1м (см-

табл. 10.8 гл. 10):

*п2 = 148, 3 мм, “2 二 168, 3 мм;

диаметр долота под промежуточную колонну 2

ЛдП2 — 168, 3 + 2 • 20 — 208, 3 мм.

Выбираем долото диаметром

0口口2 二 215, 9 мм;

внутренний диа.метр промежуточной колонны 1 составит

（，вЕ — 215, 9 + 2 • 4 二 223, 9 мм.

Выбираем обсадную колонну безмуфтовую типа 0Г-1м:

4ni 二 228 мм;厶口2 二 244,5 мм;

диаметр долота пол промежуточную колонну 1 равен

〃内门=244,5 + 2 • 25 = 294,5 мм.

Выбираем долото диаметром

0дп1 二 295,3 мм;

внутренний диаметр кондуктора составит

〃вк 二 295,3 + 2 • 4 = 303,3 мм.

Выбираем обсадную муфтовую колонну:

&к = 305 мм; ©нк = 323〉9 мм;丸-351 мм;

диаметр долота под кондуктор составит

Рдк = 351 + 2 • 35 二 421 мм.

Выбираем долото диаметром

〃дк 二 444, 5 мм.

Интервалы цементирования: кондуктор и промежуточные колонны цементируются от башмака до устья, а эксплуатационная колонна от башмака до отметки 1900 м. Конструкция скважины представлена на рис. 6.6.

77ВЫБОР СПОСОБАБУРЕНИЯВЫБОР СПОСОБАБУРЕНИЯ

7

7

ВЫБОР СПОСОБА

БУРЕНИЯ

ВЫБОР СПОСОБА

БУРЕНИЯ

Основные требования к выбору способа буре- ния ——необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважины, а также рекомендаций, приведенных в табл. 7.1.

Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивного пласта; достижению высокого качества ствола скважины, ее конфигурации к наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможности использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Целесообразность принятых решений по применению того или иного способа бурения пересматривается по мере совершенствования технологии и техники бурения.

В соответствии с данными табл. 7.1 роторный способ м* жет быть использован в подавляющем большинстве случаев, & для бурения скважин глубиной до 2500-3000 м с промывкой в°‘ дой и ыеутяжеленными буровыми растворами рекомендуется в" бирать турбинный способ, как обеспечивающий более вы сок Jje показатели бурения по сравнению с роторным.

Основные технические характеристики ГЗД (в топ '"：f турбодолот) и электробуров приведены в табл. 7.2, 7.3 и 7,4 N

ГГ а б л и ii. a 7.1

Исходная информация

Способ бурения

Роторный

гзд

Электробуром

一一

Я, м： 3000-3500

+

+

+

3500-4200

+

+

>420。

+

<140

+

+

+

>140

+

Профиль ствола скважины: вертикй-льный

+

+

+

наклонно направленны!!,

+

горизонтальный

Тми и размер долот: энергоемкие типа 2Л, ЗЛ,

+

шарошечные типа М шарошечные типа МС, МСЗ, С,

+

+

+

сз, СТ, Т, ТЗ, ТКЗ, К и ок гидромониторные

+

многолопастн ый твердое плав пы й

+

истирающего действия алмазные и ИСМ

+

+

шарошечные бурильные головки

диаметром, мм：

<190,5

+

>190,5

+

+

+

Тип циркулирующего агента： буровой раствор плотностью

<1700-1800

+

+

+

>1700-1800

+

степень аэрации： высокая

+

низкая

+

+

+

Газы, пена

+

Примечание. Знакам "+” и "

соответствуют рекомендуемая и не-

рекомендуемая области применения.

Турбобуры с высокой частотой вращения (500 мин-1 и бо- ”ее) Целесообразно применять на сравнительно малых глубинах 亜 Прт использовании безопорных долот. Турбобуры с умеренной ^стотой вращения (200-400 мин-1) целесообразно использовать "а средних и больших глубинах. Винтовой забойный двигатель Целесообразно применять для бурения на средних и больших "Убцнах〉когда, на эксплуатационные затраты на 1 м проход- 11 °пределяющее влияние оказывает проходка, за рейс, а также 兄 буренка долотами с герметизированными маслонаполненны- № опорами.

ggТаблица 7.2

g

g

Основные технические характеристики турбобуров и колонковых турбодолот

Шифр турбобура

Наружный диаметр, мм

Число

ступеней

Расход жидкости (воды), 10~3м3/с

Частота вращения, мш〔Т

Момент

на валу двигателя, Н-м

Мощность. кВт

Перепад давления, МПа

кпд турбины

Длина, м

Масса, кг

Жесткость при изгибе, кН-м2

Турбобуры односекционньк

Т12МЗБ-240

240

104

50

660

2000

135,2

%。

0,69

3,3

2015

24000

Т12МЗБ-215

215

89

40

545

1100

61,7

2,5

0,64

8,0

1675

16950

Т12МЗБ-195

195

100

30

660

850

57,3

3,5

0f56

9」

1500

10500

Т12МЗБ-172

172

121

25

625

650

41,9

3,0

0,57

8,4

1115

6650

Турбобуры многосекционные серии ТС

ЗТСШ-240

240

318

32

420

2500

107,3

5,0

0,69

24

5980

24000

ЗТСШ1-240

240

315

32

445

2700

122,7

5,6

0,70

-

24000

ЗТСШ-195

195

285

22

485

1300

64,7

5,0

0,60

24

4165

9600

ЗТСШ1-195

195

306

30

400

1300

53,7

3,5

0,52

26

4850

9600

ЗТСШ1Л95ТЛ

19*

318

40

355

1750

63,2

3,0

0,55

26

4355

9600

ЗТСШ1-195П

195

306

40

400

2040

83,8

3,5

0,61

—

9600

ТС5Е-172

172

239

20

500

800

41,2

4,0

0,53

15

2150

7150

ЗТСШ-172

172

336

20

505

1000

51,5

6,0

0,44

26

4490

7150

Турбобуры шпиндельные с >

{аклонной

линией давления

серии А

А9Ш

240

210

45

420

3000

129,4

7。

0,44

17

4605

24000

А9ГТШ

240

210

45

235

3120

75,0

5,8

0,28

24000

133 \

/

/ашгтш-л

240

231

117*

40

230

250

58,8

4Q

\ 0,38

24

6580^

24000 \

А7Ш

195

236

30

520

1900

101f4

8,0

0,43

17

3179

10000

А7ГТШ

195

232

30

320

1950

63,9

8,0

0,27

25

4400

10000

АГТШ-ТЛ

195

279

39*

25

250

1300

33,1

4,0

0,24

26

4520

10000

А6Ш

164

212

20

475

720

35,3

4,5

0,40

17

2065

5750

А6ГТШ

164

252

90*

20

325

Турбодо;

850

юта колон

28,7

ковые

4,8

0,50

24

2910

5750

КТДЗ-238

238

330

35

465

3040

147,0

6,4

0,18

8}0

1676

28800

КТДЗ-212

212

79

40

645

1010

65,4

з,о

0,18

7,5

1352

14700

КТД4С-195

195

315

28

464

1210

57,3

5,5

0,20

10,1

1642

12200

КТД4С-172

172

291

22

490

1880

94,1

8,3

0,19

9,2

1133

7000

КТП4-164- 190/40

164

180

22

550

ТурбоС

755

уры короч

42,6

'кие

5,05

0,26

13,4

1325

5520

Т12МЗК-215

215

30

55

40

35

890

780

750

1050

68,4

83,9

2,8

4,0

2,9

4,0

668

958

18000

18000

Т12МЗК-172

172

30

60

25

25

1110

1110

285

570

32,4

64,8

2,45

4,90

-

2,3

3,6

294

47G

6700

6700

*В знаменателе указано число секций торможения.

о

9

1 а б л и ц з, 7 §

Основные параметры винтовых забойных двигателей

Параметры

Д2-195

Д2-170

Д-127

Расход жидкости, дм3/с

35-40

20-36

12-15

5-7

Частота вращения, мин-1

140-170

115-200

200-250

200-28()

Перепад давления, МПа

6-7

4,5-6

3,5-6

Вращающий момент, кНм

6,5-8

2,9-4;15

1Т,2

0,34-f) 4

Длина, мм

6900

6900

4500

3160

Масса, кг

1140

770

300

90

Комбинированный турбинно-роторный способ реко мендуется использовать при бурении скважин: долотами D >349 мм в геологических условиях, способствующих искривлению скважин (выше средних глубин и с использованием специальной компоновки); различными буровыми растворами (в том числе с применением растворов повышенной плотности или высокой вязкости).

Двухтурбинные агрегаты РТБ могут быть использованы при бурении верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра от 0,5 до 3 м (для вентиляции и вспомогательных целей) на шахтах и рудниках, а также под кондукторы сверхглубоких

скважин.

Пример 7.1. На разведочной площади ранее не бурили ни одной скважины. По информации, полученной при бурении не

скольких скважин на соседних площадях, в геологическом стро

ении их принимают участие следующие породы： глины слоистые и неслоистые с прослоями мелкозернистого песка (0 -150 м);

глины плотные высокопластичные (150-1150 м); глины песчанистые аргиллитоподобные, конгломераты, сцементированные нз- вестково-глинистым цементом (1150-2500 м); известняки треШ^ новатые с пропластками мергеля, местами перемятые мягкие

(2500-3400 м); песчано-глинистые отложения с прослоями аргиллитов (3400-3680 м)； ангидритовая толща — переслаивая^ терригенных и карбонатных пород с ангидритами (3680—387° М%

переслаивание песчаников и алевролитов (3870-4600 м).

Забойная температура на глубине 3400 м составляла 130 ' и возросла до 200 ℃ на проектной глубине. Интервал бурен%^ 4400-4600 м представляет собой зону АВПД. При бурении на* с едких площадях возникали поглощения бурового раствора? ° , валы и осыпи горных пород, приводящие к образованию кав°Р ' затяжки и посадки бурового инструмента при спускоподъеМ11 ； операциях; искривление ствола скважины и связанное с э，т，

желобообразование. Следует выбрать способ бурения.

Шифр электробура

Диаметр, мм

Длина, м

Моих - ность номинальная, кВт

Напряжение номинальное, кВ

Ток, А

Частота вращения,

Момент вра- тающий, кН-м

КПД, %

cosy

Масса, кг

Жесткость при изгибе EI. кН-м2

номинальный

холостого хода при номи-

HQM напряжении

номи

нальный

максимальный

3290-12

290

14,1

240

1,75

165,0

121,0

455

■5,1

11,0

72 >0

0т67

5100

33250

Э290-12Р

290

15,9

240

1,75

165,0

121,0

145

16,0

26,0

72,0

0,67

5700

33250

Э250-8

250

13,2

230

1,65

160,0

107,0

675

3,32

7,5

72,0

0,70

3600

18650

3250-8Р

250

14,4

230

1,65

160,0

107,0

340

6,64

11}8

72,0

0,70

3800

18650

9250-16

250

13,2

110

1,20

156,0

130,0

335

3,20

7Q

56,5

0,60

3600

18650

Э240-8

240

13,4

210

1,70

144.0

107,0

690

2,97

7,6

75,0

0,66

3500

14600

3240-8Р

240

14,8

145

1,40

112,0

80,0

230

6,15

12,0

74,8

0,70

3900

14600

3215-8М

215

13,9

175

1,55

131,0

95,5

680

2,50

5,5

67,5

0,66

2900

10200

Э215-8МР

215

15,5

110

1,35

102,0

80,0

230

4,65

10,5

72,0

0,69

3200

10200

Э185-8

185

12,5

125

1,25

130,0

93,0

675

1,8

3,6

67,5

0,66

2000

5670

Э185-8Р

285

14,4

70

1,10

90,0

75,0

240

3,0

7,0

70,0

0,58

2300

5670

Э170-8М

170

12,2

"5

1,30

83,5

78,6

695

1,1

2,4

63,5

0,63

1800

4160

Э170-8МР

170

13.9

45

1,00

59,0

55,0

220

2,0

4,0

65,0

0,68

2000

4160

Э164-8МР

164

12,3

75

1,30

87,5

80,0

685

1,1

2,4

61,0

0,625

1650

3440

Э164-SMP

164

14,1

45

1,00

61,5

55,0

220

2,0

4,0

64,0

0,66

1900

3440

Основные характеристики электробуров

Т? а. 6 п тл.註 а 1 А

Из анализа приведенных данных следует, что для геологиъ ского разреза характерны многочисленные интервалы. предСт ' вленные мягкими породами, твердость которых ниже третт 弋 категории по классификации Л. А. Шрейнера. Разбуривание т； ких пород целесообразно вести энергоемкими лопастными Жщ； тами. К важнейшим особенностям, существенно вли兄ющм^ й^ технологию бурения скважин и возникновение различных осн。* нений, относятся наличие зоны АВПД и высокая забойная тем

пература.

Эти и ряд других особенностей геологического разреза 口@ ют основание считать наиболее обоснованным выбор роторн0ro способа бурения при проектировании первых скважин на новой разведочной площади.

РАСЧЕТЫ

ПРИ ПРИГОТОВЛЕНИИ И РЕГУЛИРОВАНИИ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Количество глины для приготовления бурового раствора зависит от ее качества, которое определяется показателем выход раствора (в м3):

(8.1)(8.1)тг(рг - Ръ) р=МГ=7丽'

(8.1)

(8.1)

где тг ——масса глины, тг=1000 кг; рг ——плотность тлн- ны, />г=23004-2600 кг/м3; рв — плотность воды, ；9в=1000 кг/м3; Рб.р — плотность бурового раствора, кг/м3.

Глинопорошки для бурения должны отвечать показателям, приведенным в табл. 8.1.

Применительно к комовым глинам основной показатель, по которому осуществляется оценка качества глиноматериала,—— ато коллоидность, характеризующая количество глины, необ- ходимое для приготовления единицы объема глинистого раствора с условной вязкостью 25-30 с. В табл. 8.2 приводят- ся показатели, характеризующие качество глины плотностью 2500 кг/м3.

Таблица 8.1

Показатели ■

Сорт

высший

I

II

III

IV

岁**改 бурового раствора из 00 кг глинопорошка, м3

15

12

9

6

<6

к'^ость бурового раствора,

1043

1054

1073

1100

>1100

не более

6-8

6-8

6-8

6-8

6—8

Степень кол- лоидности глины

Плотность глинистого раствора, кг/м3

Объем глины для получения 1 м3 раствора, м3

Масса глины, требуемой для приготовления 1 м раствора, кг

wo раств。：； из 1000 f

1'ЛИНЫ, мз

Высококол-

лоидная

1040-1060

0,03—0,04

70-100

15-10

Коллоидная

1060-1150

0,04-1?10

100-250

10-4

Среднекол-

лоидная

1150-1300

0,10-0,20

250-500

4-2

Малокол-

лоидная

1300-1400

0,20-0,27

500-675

2T,5

Тяжелая

1400-1500

0,27-0,33

675-825

Масса глины (без учета влажности), необходимая для при，

раствора (в кг),

готовления требуемого количества глинистого определяется по формуле

(8.2)(8.2)Рг^бр^Рб.р — Об)(Рг — />в)

(8.2)

(8.2)

где К? — объем бурового раствора.

Масса глины (без учета влажности), необходимая для приготовления 1 м3 бурового раствора (в кг), определяется по формуле (8.2) при !4.р = 1 м3.

Масса глины для приготовления 1 м3 бурового раствора (в кг) с учетом влажности

m Р「(，6 р — /О 幻

(Pr-p^l-W + Wpr10^y

где W ——влажность глины, доли единицы. Для инженерных расчетов принимается W=0,05-0,1.

Масса воды (в кг), необходимая для приготовления 1 м3 бурового раствора,

7nв - 0в%.р(/>「- ар).(8用

(0Г - рв)

Пример 8.1. Определить массу глины (без учета и с у'& том влажности И7=0,1) и воды, которые потребуются 口"' приготовления 【々р=1 м3 глинистого раствора плотность^0 0=1240 кг/м3, если плотность глины 0「=21ОО кг/м3.

Решение. По формуле (8.2) определяем массу глины 口口' приготовления 1^.р=1 м3 глинистого раствора

mvmv=458 кг.=458 кг.2100(1240 - 1000)2100 - 1000

mv

mv

=458 кг.

=458 кг.

С учетом влажности по формуле (8.3)2100(1240 - 1000)

网二(2Г00 - 1000)(1 - 0,1 + 0,1 ■ 2100 • 10-3)

Дз выражения (8.4)

1000(2100 - 1240)

询 一 (2100 - 1000)

=375,2 кг.

Концентрация глины (содержание глины) в буровом рас- творе (в %) с учетом плотности исходных материалов

& 心L 0В)

(8.5)

Пример 8.2. Найти содержание глины (в %) в глинистом

растворе,

если известно, что его плотность 1260 кг/м3, а плот-

ность глины, из

которой приготовлен раствор, 0「=21ОО кг/м3.

Решение. По формуле (8.5)

2100(1260- Ю00)_^

^г= 1260(2100 - 1000)1 二，

Количество глины (в кг), необходимое для внесения в буровой раствор с целью увеличения его концентрации,

_ (а 一衣Г)

100 一 A丁

где Кт —— требуемая концентрация раствора.

(8.6)

Пример 8,3. Плотность глинистого раствора 20%-ной концентрации 0б.р=118О кг/м3. Какое количество глины требуется внести в глинистый раствор, чтобы увеличить его концентра- Цию rq 30 %, если объем бурового раствора % р = 1,3- 10-3 м3.

Решение. Количество глинистого раствора ^р = 1180-1,3-10~3=1,53 кг.

По формуле (8.6)

2—…

ной

Плотность

приготовленного бурового раствора задан

концентрации (в кг/м3)

Необходимый объем глины (в м3

К 亡 ％ Рбр — 0в

° Рг - 0в

°6*ьем воды (в м3)

(8・7)

(8.8)

(8.9)

Пример 8.4. Необходимо приготовить 1%.^ =1-10~3 м* глИи стого раствора дня лабораторных целей из бентонитовой「口^甘 ' и пресной воды. Определить плотность раствора и необходим ‘ количество каждого компонента, если содержание глины 口口部 костью 〃г=2500 кг/м3 в растворе А；=15 %.、

Решение. По формуле (8.7) определяем плотность пригОто вленного раствора:

〃山,=0,15(2500-1000)+1000=1225 кг/м3.

Объем глины по формуле (8.8)

匕=1 • 10-3^|||у 15 • 10-5 m3 (или 150 ем3), 2500 - 1000<丿

что составляет

?лг=15-10-5-2500=0,375 кг.

Объем воды по формуле (8.9)

К - 1 ■ 10^3 一 15 • 10一5 = 85 • 10-5 m3.

Наиболее низкая плотность бурового раствора обеспечивается при использовании бентонитовых глин(0&р 二 10504-1080 кг/м3). Плотность растворов, приготовляемых из обычных глин, составляет 1150-1250 кг/м3. Для снижения плотности готовят растворы на углеводородной основе или добавляют воду. Объем жидкости. требуемой для снижения плотности раствора 〃& р до 〃；卩) рассчитывают из выражения

^(Ов.р —瓜.р)^(Ов.р —瓜.р)(O&P(O&P(8.10)(8.10)

^(Ов.р —瓜.р)

^(Ов.р —瓜.р)

(O&P

(O&P

(8.10)

(8.10)

где Vo ——начальный объем бурового раствора, м3; 0g p ——требуемая плотность раствора..

Пример 8.5. Требуется снизить плотность раствора от Рб р=1500 кг/м3 до 区 р=1300 кг/м3, чтобы предотвратить поглощение. Рассчитать объемы воды и нефти, необходимые для снижения плотности бурового раствора, если начальный объем раствора %=80 м3, а плотность нефти 0H=850 кг/м3.

Решение. Из уравнение (8.10) объем воды

80(1500 - 1300) =3_

1300 - 1000‘

Объем нефти

80(15。。二竺吵 н 1300 - 850‘

Содержание нефти в буровом растворе

К[=35,5/(80+35,5)=30,73 %.

рще большее снижение плотности обеспечивается аэрирова- е血 растворавводом в ка,честве дисперсной фазы воздуха.

^ ^оличество бурового раствора для бурения скважины

и : % + " + 以+及此(8.11)

弘 一 объем приемных емкостей буровых насосов (10—40 м3); 疗—объем циркуляционной желобной системы, % = 4 + 7 м'; j 一 объем скважины, м3; А%=2 —коэффициент запаса; % — дуемый объем бурового раствора, необходимый для механического бурения, м3,

%二几1e1 +冗2^2 ++几也eП,%二几1e1 +冗2^2 ++几也eП,(8.12)(8.12)

%二几1e1 +冗2^2 ++几也eП,

%二几1e1 +冗2^2 ++几也eП,

(8.12)

(8.12)

где £1，工2，〉Ln длины интервалов одного диаметра бу- ренл冗，м; ^i, ^2, , ^п — нормы расхода бурового раствора на 1м проходки, м3, которые приводятся в табл. 8.3 в зависимости оТ вида обсадной колонны, под которую ведется бурение.

Основное средство повышения плотности бурового раствора более 1400 кг/м3 —— применение утяжелителей —— инертных порошкообразных материалов.

Утяжелители в зависимости от плотности подразделяются на три группа (табл. 8-4).

Количество утяжелителя (кг) для повышения плотности 1 и3 глинистого раствора до заданной величины определяется из выражения

Ру(0у・р - Рбр ) Sy - Ру-р)

Т абл ица 8.3

Влд обсадной колонны

Норма расхода бурового1 раствора, м3/м

Направление

2,76

Кондуктор

2,53

^ромежу-

^4ная

1,0

XrQCTqbkk

(потайная)

0,53

Зксцлуата一

®QHHax

0,32

(8.13)

Таблица 8.4

Группа

Наименование

Плотность, кг/м3

I

II

Ш*

*ПР! данной

Малоколлоидные глины, мергели, мел, известняки Барит Гематит Магнетит Ферромарганец, феррофосфор, концентраты свинцовых РУД и др.

1менение утя группы ограни

2600-2900 4480 5300 5300

6000-7000

желителей ^ено.

где ру и 0y p ——плотность соответственно утяжелителя и утя

ленного бурового раствора, кг/м3.”&

0в，у(0у.р — 〃6.р)%.р0в，у(0у.р — 〃6.р)%.р^в.у =^в.у =В случае применения влажного утяжелителя требуемоеколичество рассчитывается по формуле'「°

0в，у(0у.р — 〃6.р)%.р

0в，у(0у.р — 〃6.р)%.р

^в.у =

^в.у =

0B(0y — Оу.р) — 1"Ру.р(0у — Рв)

Перед утяжелением условная вязкость глинистого раств。 должна быть не менее 24-25 с; величина СНС ——не менее 4 5 Па? а водоотдача —- 10 см3 за 30 мин.

Количество утяжелителя (в кг), необходимое для утяжеления глинистого раствора заданного объема,

т'-几р(Ру・Р - Рб.р)

厂i.p/今•(8.同

Плотность утяжеленного бурового раствора (в кг/м3) после добавки в исходный объем глинистого раствора заданного количества утяжелителя

(8.16)(8.16)_ О&р + Оу/%?

(8.16)

(8.16)

У Р 1 + ту/^б.р/Ру

Пример 8.6. Определить массу утяжелителя (барита) плотностью 0y =4300 кг/м3, необходимое для утяжеления 1 м3 глинистого раствора плотностью 0&р от 1250 до 1500 кг/м3.

Р ешение. Требуемая масса сухого утяжелителя вычисляется по формуле (8.13)

кг.кг.

кг.

кг.

Пример 8.7. Используя условия и решения примера 83

надо определить количествонадо определить количество亠утяжелителя (барита плотностью

надо определить количество

надо определить количество

/9У—4300 кг/м3), которое следует добавить к глинистому р^с'

твору, чтобы увеличить его плотность до 1500 кг/м3, и объем полученного раствора.

Решение. Объем барита, который необходимо добавить к

глинистому раствору,'

_ 1-10-3(1500 - 1225)_3

4300 - 1500- 1 10 м

или ту = 1 ■ 10-4 • 4300 = 43 • 10-3 кг.

Объем полученного раствора

%.р — %.р + 吟=1 * 10~з + 1 • 10~4 —1,1- 10~3 м3.

Пример 8.8. В процессе бурения скважины объем 6ур°в°

раствора плотностью р&р=1270 кг/м3 составлял 14 P=72 м3. 先%ько потребуется барита /9у—4300 кг/м3, чтобы повысить 'oTHQCTB раствора до 1400 кг/м3.

"решение. Количество барита определяется по формуле

(&15)

а 13867 кг.а 13867 кг.72(1400- 1270)

а 13867 кг.

а 13867 кг.

1 - 4300

Пример 8・9. К объему глинистого раствора Vp — 40 м3 плот- ностью рбр=1240 кг/м3 было добавлено 6000 кг барита. Какой будет плотность раствора после добавки утяжелителя и насколь- к0 увеличится объем?

Решение. Плотность полученного раствора вычисляем по формуле (8.16)

s 6000

1240 + —~

Ру-р= 丽厂二 1343 кг/м3.

+

40 • 4300

Объем раствора увеличится на，объем добавляемого барита: Д^.р = 6000/4300^ 1,4 м3.

Регулирование свойств глинистых растворов базируется на двух основных принципах:

изменение физико-химического состояния дисперсной системы, свойств поверхности раздела твердой и жидкой фаз;

изменение состава и концентрации твердой фазы.

Изменение состояния дисперсной системы достигается вводом в глинистый раствор соответствующих химических реагентов, & Регулирование состава и концентрации дисперсной фазы ——разбавлением водой, механическим удалением части твердой фазы, вводом специальных добавок без изменения физико-химического с℃тояния дисперсной системы.

Для регул网решался состояния и свойств глинистых растворов "РНМеняют химические реагенты двух групп по химической при- Р°屈：неорганические реагенты — электролиты и органические P'f^Hibi защитные коллоиды.

Кратка五 характеристика важнейших реагентов — электроли- ьцриведена в табл. 8.5. Старейшими органическими реагента- / хвляютс5£ химические реагенты на основе гуминовых кислот м}“. 8.6). Краткие сведения о лигносульфонатных реагентах, 电:"①нитрованном крахмале МК-1 и других крахмальных реа- Ре；岂X，а также о некоторых модификациях КМЦ и химических °Нтах производных целлюлозы приведены в табл. 8.6.

Реагент

Товарный вид реагента

Массовое содержание актив libix веществ в товарном продукте, %

Примерная рабочая кон- пентрацкя активных ве- ществ и промывочной жидкости или ре- агента, кг/м3

Основное воздействие на необработанные глинистые растворы

Основное назначение и особенности применения

Важнейнще недостатки

Способ

ввода в глинистьш раствор

пресные (до

5 % солей одно

валентных металлов)

соленые (более 5 % солей)

Каустическая сода (едкий натр)

Сильногиг- роскош1чес- кая масса плотностью 2,13 г/см3. Поставляется в запаянньех стальных барабанах или в виде водного раствора различной плотности в стальных бочках

Как самостоятельный реагент не применяется, по широко используется как добавка для повышения pH при использовании многих реагентов (бурый уголь, ССБ, крахмал, нитролигнин и др.)

Дороговизна, дефицитность, опасность в обращении (ожоги кожи, разъедание одежды)

В виде водных растворов концентрацией до 10 %

Кальни-

Белый и се-

98 (прока-

《20

При малых

Переводит

Широко приме-

При повышен- 1

То же1

\ мир ов ан-

рый порошок

ленная),

конпектра-

ионы двух-

няется дляj

ной кон-/

\ная. сола.

^ПЛОТНОСТЬЮ

、80 (природ-

пиях разжи- I

валентных /

улучптени■京/

Егентраилет[bi贝е m> /

«угля-

、2、5 т / c；t«i3 ,

\ная. 1-й

женгае ir не-|

металлов /

лисп ер пиро-/ резко воз-/poziiKct/

I' а б л и ц a 8.5

/КЛСЛЬЕЙ

(трудно рас-

/ сорт).

которое cmi-

(Са十十и \

в амия глин.,\

расхают:\\

Г натрий}

/ творимый в холодной

воде

79 (природная 2-й сорт)

жение водоотдачи, при увеличении концентрации резкое загущение и в дальнейшем коагуляция глины в

растворе

др.) в нерастворимое состояние.

В растворах солей одновалентных металлов неэффективна

снижает вязкость и СНС глинистого раствора при разбуривании цемента, гипса или при притоках вод с содержанием ионов Са и т. д.

структурно- \ механические свойства глинистых растворов

Жидкое

Раствор

30-50

В мал оси-

Повышение

Аналогия-

Для нрнго-

Узкая область

В виде

стекло

в воде плот

ностью

1,32-1,5 г/см3 илп стекло

видная масса (силикатная глыба)

ликаткых

растворах 20-50

структурно- механических свойств и

водоотдачи

но кальцинированной

соде

товления специальных растворов,' малосиликат- ных, повышающих устойчивость стенок скважины в глинистых породах, и для осаждения катионов Са++ , Mg+ и др.

применения. Опасность в обращении

водных растворов

Продолжение табл.8.5

Реагент

Товарный вид реагента

Массовое содержание активных веществ в товарном продукте, %

Примерная рабочая концентрация активных веществ и промывочной жидкости или реагента, кг/м3

Основное воздействие на необработанные глинистые растворы

Основное назначение и особенности применения

Важнейшие недостатки

Способ

ввода в глинистый

раствор

пресные (до

5 % солей одно

валентных металлов)

соленые

(более 5 % солей)

Г ексаме- тафосфат натрия (ГМФН и другие фосфаты)

Стекловидная масса плотностью 2,5 г/см3

^100

^20-30

Аналогично кальщширо ванной соде, но разжижение более сильное

Аналогично кальцинированной соде

Сравшттельно редко применяется для тех же целей, что и кальцинированная сода

То же, что и кальцинированная сода. Кратковременность разжижающего действия

В виде водных растворов

Гипс

Порошок сероватого цвета, плохо растворимый в воде (1,7-2 %)

^100

3—20 при первичной обработке, 1-2 при по- следуюпшх

Повышение структурно- ме х анических свойств и водоотдачи

Аналогично извести для ^гипсовых растворов”

Как самостоятельный реагент не применяется, но используется как источник ионов кальщхя при ггриготов- 1 леиии расиэо- / DOH ГИПСОВЫХ/

Высокая вязкость раствора при большой концентрации

Растворением разбуренной породы (гипса и ангидрита) или ( в виде/

2Poшка /

1П(хвареп /ная соль

-!Пороиаохс, /кристаллтаге- /ская сыпучая [масса

1 Применяются 1 концентра^ ции от 0 до полного на- сышения

ПовЕлшение структурномеханических свойств и водоотдачи

Эффект воздействия незначителен

Примеияетгся. V В ОСНОВНОМ1

для насыщения промывочной жидкости перед вскрытием соленосных пород во избежание образования каверн и для понижения температуры замерзания промывочной жидкости при бурении в мерзлых породах

L. 1Всп.едсхвие \ Каалто-\

зависимо oris Хплгаао\

растворимо- 1 гипсу\

сти от темпе- 1 ратуры насыщения солью иа поверхности не предохраняет полностью от растворения соли на больших глубинах.

2. Концентрированные раст-[

воры расплав-।

ляют лед и вызывают разрушение льдистых пород

Таблиц^ &

Краткая характеристика наиболее распространенных химическ- “ реагентов鼠叱

Реагент

Исходные компоненты для полуния реагентов

Товарный вид реагента, содержание сухого вещества

Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добавки на первичную обработку

ввода реагец- та в г лини, стый раствор

пресный (до 5 % NaCl)

соленый (свыше

5 % NaCl)

Реагенты на основе гуминовых кислот

Углещелочной (УЩР)

Бурый уголь, NaOH

От жуткого до иорошк。- образншх)

Снижает водоотдачу (Ю-30 %); снижает вязкость у Na-глин приот

делении желатинозных веществ

Не применяется

В твердом или жидком состоянии

Торфо- шелочиой (Т1ЦР)

Торф, NaOH

—

Аналогично УЩР

В виде раствора

Нитрогу- матный (HFP)

Бурый уголь. HNO3, NaOH

Твердое вещество

Снижает вязкость и водоотдачу

В виде раствора

1-2 %

5-10 %

Сульфированный нитрогу- махный (СН「Р)

Сульфитспиртовая барда (ССВ)

Бурый уголь, 8%-наяки

слота HNO3, бисульфит натрия (36%- ный NaOH)

Лиг

Сульфитной щелок (многотоннажный отход целлюлозно- бумажной промышленности)

Твердое вещество

носульфона Г устая темнобурая жидкость скисло

ватым запахом (марка КБЖ), аморфная твердая масса (КБТ) или порошок (КЕТ), КБЖ — 50 %, КБТ — 76 %, КБП — 87 %

Снижает вязкость и СНС более эффективно, чем УЩР 1тные реаге

Снижает вязкость и водоотдачу при добавках 1-5 %

нты

Снижает водоотдачу (20-50 %)

В растворенном или сухом виде

В водном растворе

реагент

Исходные компоненты для полуния реагентов

Товарный вид реагента, содержание сухого вещества

Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добавки на первичную обработку

Способ ввода реагента в г лини- стый раствор

пресный (до 5 % NaCl)

соленый (свыше

5 % NaCl)

Кояденси- рованна^1 сульфит- спйртовая

баРЙсБ-1

Разбавленная ССБ (30%- ная), 8%-ный формалин, концентрированная H2SO4

Подобна жидкой или сухой ССБ '— 80 %

Снижает вязкость и водоотдачу

Снижает водоотдачу (10-20%)

В товарном виде

КССБ-2

Те же и 1-3 % фенола

Подобна

КССБ-1

То же

То же

КССБ-3

Те же и хроматы

Подобна

КССБ-2

Хлориро-

ССБ,хлор

Подобна

Снижает

Неэффек-

В товарном

ванная сульфит- спщ>товая барда (ХССБ)

NaOH

ССБ

вязкость (3-5 %)

тивиа

виде

Нитриро-

ССВ, HNO3,

Подобна

Снижает

з兄зкссть

Тот же да-

ванная сульфитспиртовая барда (НССБ)

NaOH

ССБ, 45 %

и СЫС (0,1-0,2 %) (0,25-0,3)

же при 10 ℃

Ферро- хромлигносульфонат (ФХЛС)

Хромлит- зосуль-

ССБ, 1,5-2 % Fe2(SO4)3, 7-10 % Cr2(SO4)3 и NaOH

50 %

Снижает вязкость (1-2 %)

Снижает вязкость (1-2,8%)

при NaCl не более 5 %

В водном растворе

30%-ная ССБ,

Жидкий

Снижает

Снижает

Жидким

4 % К2Сг2О7,

или nopoin-

вязкость

вязкость

или сухим

Ф^атм

；кзил (оки- 5еаный

3^ме-

躋产

H2SO4, NaOH

кообразныи (23-27 %)

(0,5-1 %)

(>3%), интенсивно снижает водоотдачу гидрогелей магния (2-5 %)

(полезны добавки

извести и

гипса)

Ценная 鳖_

30%-ная ССБ, хроматы или бихроматы

Х<идкость, подобная ССБ, 30 %

Снижает вязкость ФХЛС и аналогично XIIС

В жидком виде

Реагент

Исходные компоненты для полуния реаген-

Товарный вид реа- гейта, содержание сухого вещества

Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добавки на первичную обработку

ввода Реагец、 та в 「пили- стый раствор

пресный (до 5 % NaCl)

соленый (свыше

5 % N 泣 С1)

Крахмальный реагент

К

Натуральный крахмал СбНюОб, NaOH

рахмальны(

Клейстер； 5-8 %

2 реагенты

Снижает водоотдачу, но повышает вязкость.

В пресных растворах почти не применяется

Снижает вязкость и водоотдачу (1-3 %)

ЩелочНо& клейстер 5-8%-л。宓 когщец. трапии.

Если обра, ботайный буровой раствор имеет pH=lgii, то ВВОДЯТ крахмал в сухом виде

Модифицированный крахмал (МК)

Натуральный крахмал, антисептик (калиево-алюминиевые квасцы), Na2 cОз

Чешуйчатый продукт белого цвета, содержание твердой фазы >90 %

Подобен КР

Сухой реагент или его раствор в воде с щелочью

Декстрины

Натуральный крахмал, кислоты (например, НС1)

Сухой порошок

Подобен МК

Карбокси- метилцел- люлоза: кмн- 350 КМЦ- 500 КМЦ- 600

Реагенть

Целлюлоза, монохлоруксусная кислота или монохлорапе- тат натрия

J ——произв Мелкозернистый или волокнистый материал белого цвета, не менее 87 %

одные цели

Снижает водоотдачу и повышает вязкость (0,3-0,5 %)

юлозы

Снижает водоотдачу и резко уменьшает вязкость и СНС (14-3 % в зависимости от СП реагента)

Сухим после дополнительного измельчения *^ растворенным в воде

Сульфо- эфирцел- люлоза СЭЦ

Целлюлоза

Н2 sО4или

серный ангидрит, хлорсульфоновая кислота, NaOH

Внешне похожа на КМЦ

Влияние аналогично КМЦ, но допускается присутствие в растворе повышенной концентрации солей двух- и поливалентных металлов

АналогВ КМЦ

реагент

Исходные компоненты для полуния реагентов

Товарный вид реагента, содержание сухого вещества

Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добавки на первичную обработку

Способ ввода реагента в глинистый раствор

пресный (до 5 % NaCi)

соленый (свыше

5 % Nad)

3№处回一 фояатпел- дюлоза (ЭСЦ)

Алкашщеллю- лоза

Се Hg О4 ONa, хлорэтансуль- фокисльш натрий

Рыхлая волокнистая масса или порошок желтого цвета

В основном гична СЭЦ

анало-

Аналогично

КМЦи

СЭЦ

Монокар- боксимеа'ил- целлюпоза (МКН)

Раствор

Na2 О4 в

СС14, NaOH,

NH4 ОН или

Na2co

Похожа на

КМЦ

Снижает водоотдачу и повышает вязкость (0,5-1 %)

Снижает водоотдачу (5-7 %), вязкость и СНС

Растворенная в 510%-ном растворе NaOH или других щелочных электролитов

Сульфофенолокарбо- ксиметил- целяюлоза (СФ-КМЦ)

КМЦ, фенол NaOH,NaHSO3

Белая масса

Снижает водоотдачу и повышает вязкость и СНС (0,250,5 %)

Снижает водоотдачу (0,5-1%),

вязкость и СНС, допускает повышенную концентрацию солей двух- и поливалентных металлов

Растворенная в воде

Прн выборе химических реагентов необходимо учитывать, что °^тимальньш является количество реагента, добавление котоРого при меньшем расходе и невысокой стоимости дает наибо- йее эффективное изменение параметра. Оптимальная рецептура ^агента для обработки обычно подбирается опытным путем в Оратории.

Расчет требуемой массы бурого угля и каустической со- Для приготовления УЩР следует начинать с определения

Юности угля (в %):

“ b

%6/

100 %,

(8•⑺

количество влажного и просушенного угля, кг.

Количество влажного бурого угля (в кг), необходимо^приготовления реагента,口胃兄

тб.у = 100Лб.у1^щр/(100 -明)，佃

где /У%, у ——концентрация сухого бурого угля в 1 м3 реагент^

рецепту, %;匕,山р —— объем приготовляемого реагента, м3."°

Объем раствора каустической соды (в м3) для приготовлен единицы объема реагента по установленной рецептуре “* 吸 С — Ак. с^ущр/^-к. с?(&19)

где А], с ——концентрация каустической соды в реагенте % тк,с — количество каустической соды в растворе, кг. ' 1

Количество воды (в м3), необходимое для приготовления

% 二 ^ущр% 二 ^ущр△ + K.C△ + K.C(8.20)(8.20)

% 二 ^ущр

% 二 ^ущр

△ + K.C

△ + K.C

(8.20)

(8.20)

где рб.у — плотность бурого угля, кг/м3, рб.у — 1200 кг/м3.

Приготовленный УЩР сливают в глинистый раствор, циркулирующий через желоба, с таким расчетом, чтобы весь объем, который нужно добавить в скважину, вытек за время, необходимое для совершения его полного цикла.

Скорость (в л/мин), с которой реагент должен вытекатьнз спускного приспособления отстойника,

(8.21)(8.21)0=匕 щp/力u，

(8.21)

(8.21)

где /ц ——время цикла (т. е. время, необходимое для того, чтобы объем раствора совершил полный период циркуляции), мин.

(8.22)(8%)(8.22)(8%)Количество (в кг) крахмала тк и сухой каустической соды тк с для приготовления крахмального реагента рассчитывается по формулам

(8.22)(8%)

(8.22)(8%)

тк = 14-^к/ЮО.

^К.с = ^-К -^- К С / 100-

Здесь 匕——объем приготовляемого реагента, т. е. объема в°" ды, в которой засыпается крахмал, м3; *1=8210 % — к°н№； трация крахмала в реагенте; &匸=1〉0+1,4 % — концентру сухой каустической соды на рассчитанное хюличество крахм* (в сильноминерализованных водах Лк.с=24~4 %).⑴

Пример 8.10. Какое количество бурого угля (恥二工2；・ каустической соды (тк с=40 %) и воды надо взять, чтобы 迎 готовить 吟=20 м3 реагента УЩР-13-3?臧

Решение. По условию примера для приготовления ©〃"%另 объема реагента данного состава требуется по массе Аб.у^ бурого угля и Кк.с=3 % каустической соды.|

& формуле (8.18)

100 -13-20

.————=295 кг.

個f 一 100 — 12

go формуле (8.19)

3-20_3

限一40

口0 формуле (8.20)

№一 (黑+ 1'5)= 18,25

Пример 8.11. Объем глинистого раствора в циркуляционной ^стеме %.р 二 50 м3. По рецепту в скважину требуется добавить 『 =2, 7 м3. Найти скорость, с которой реагент должен выте- к隈 из отстойника, если подача бурового насоса Q—15 л/с.

решение. Время цикла можно определить по скорости двк- хеНия раствора и его объему:

匕.pll — 50- Ю3 = 15-60匕.pll — 50- Ю3 = 15-60=55, 5 мин.=55, 5 мин.

匕.pll — 50- Ю3 = 15-60

匕.pll — 50- Ю3 = 15-60

=55, 5 мин.

=55, 5 мин.

По формуле (8.21)

и 二 2700/55,5 = 48,6 л/мин.

33Пример 8.12. Определить количество крахмала и сухой ка-

3

3

устической соды для приготовления реагента объемом 匕=8,5 м:

с концентрацией крахмала Кк—9 % и соды ^^^=1,2 % (на крахмал).

Решение. По формуле (8.22)

^=8500-9/100=765 кг.

По формуле (8.23)

^7654,2/100=9,2 кг.

°6вем раствора ССБ, необходимого для приготовления реа- 風нта ССБ, рассчитывают по формуле

(8.24)(8.24)｛工 &С6&6

(8.24)

(8.24)

；： "ссб — содержание сухого вещества ССБ в реагенте по ре- 掃斗 ％; ©б — объем реагента, который следует приготовить, (/&・в — содержание сухого вещества ССБ в растворе ССБ, % ^Но составляет 30-50 %).

Up Р^Мер 8.13. Для понижения вязкости глинистого раствора 「配'н貝етсх реагент ССБ-30-4. Производится обработка 40 м3

Вора объемом 4 % от объема циркулирующего раствора.

T'loT'loТребуется определить необходимое количество С СБ плотнос 1270 кг/м3 с содержанием сухих веществ 50 %.

T'lo

T'lo

Решение. Объем реагента для обработки раствора Совит%

&б =&б =40-10Лоб-40-10Лоб-=4 м3.=4 м3.

&б =

&б =

40-10Лоб-

40-10Лоб-

=4 м3.

=4 м3.

Объем раствора ССБ, необходимый для приготовления 口гента ССБ-30-4, по формуле (8.24) составит'

%.p=%.p=30-45F30-45F二2,4 м3,二2,4 м3,

%.p=

%.p=

30-4

5F

30-4

5F

二2,4 м3,

二2,4 м3,

где 30 ——содержание сухого вещества ССБ в реагенте по р& пепту, %.

Потребное количество химических реагентов определенного вида для обработки буровых растворов в интервалах бурения определяется по формуле

мер 二人 Kicx + ^ 1 ( ^ 1 ^ 1 十笈 2z2 + …+ ^n/n)a6, (&25) где Xc* исходный объем раствора на буровой до обработки его химическим реагентом, соответствующий забою скважины, с которого начата химическая обработка, м3; К\ аи 6 — опытные коэффициенты, значения которых принимают в зависимости от типа химического реагента., назначения химической обработки и свойств раствора (табл. 8.7).

Таблица 8.7

Тип химического реагента или добавки

Дополнительные условия

К

а,

ь

ССБ, КССБ, КМЦ

Соленость фильтрата, %:

6

0,09

0,001

1,0

15

0,04

0,001

1,0

<2

0,025

0,001

1,0

УЩР, ТЩР

Приготовление:

на пресной воде

0,06

0,001

0,5

на морской воде

0,06

0,001

10

Кальцинирован ная

0,01

03001

10

сода

Крахмал

Соленость фильтра 15 %

Водоотдача, см^/ЗО мин:

20

0,004

0,001

10

15

0,005

0,001

偉

10

0,06

0.001

1,4

5

0,0125

0,001

1 0

Нефть

Для борьбы с прихватами

0」

о；13

и затяжками инструмента

м

(8.26)(8.26)口рМ получении буровых растворов с низкой температурой за- з&нм五 масса, поваренной соли (в кг), необходимая для приго- рдения водного раствора различной степени солености, опре- 唸етс0 по формуле '叫(10。-

(8.26)

(8.26)

К] 一 содержание соли, %.

蚀 Значение А] выбирается в зависимости от требуемой темпе- уры замерзания бурового раствора (табл. 8.8).

Р Если в качестве бурового раствора применяется глинистый

створ, то количество соли, необходимое для добавления к рас- ；ворУ, определяется следующим образом.

(8.27)(8.27)Вычисляют количество поваренной соли (в кг), которое надо добавить к 1 м3 раствора：

(8.27)

(8.27)

他二 Kcm「.p/(100 — KJ

где п2г.р 一 масса 1 м3 глинистого раствора.

Количество воды (в л), необходимое для приготовления насыщенного раствора соли (в глинистый раствор соль добавляют в виде насыщенного раствора)

(8.28)(8.28)% — ^с/^с?

(8.28)

(8.28)

где^с 二 0,36 кг ——количество соли, необходимое для насыщения 1 м3 воды.

Дополнительное количество соли т1с (в кг), необходимое для получения требуемой концентрации, связанное с добавлением к глинистому раствору воды %, составит

Щ^КСУ^/(Ш- 1Q.(8.29)

Таблица 8.8

Концентрация NaCl, %

——

Температура замерзания раствора, ℃

Концентрация NaCi, %

Температура замерзания раствора, ℃

ОД

0

14,9

-11,0

1,5

-0,9

16,2

-12,2

2,9

-1,8

17,5

-13,6

4,3

-2,6

18,8

-15,1

5,6

-3,5

20,0

-18,2

7,0

-4,4

22,4

-20,0

8,3

—5,4

23,1

-21,2

9,6

-6,4

23,7

-17,2

И,0

-7,5

24,9

-9,5

12,3

-8,5

26,1

-1,7

-2,8

26,6

0

Общее количество соли (в кг) для получения насыщеци раствора"%

^^<S 二 m。+ Ele*(g 3q)

Общее количество воды (в л) для получения насыщен^ раствора солиМ

Ks = VB/0,36.(&3])

Пример 8-14. Бурение скважины предполагается вести сц пользованием глинистого раствора плотностью рб р—1180 кг/м； в районе распространения многолетнемерзлых пород (темпера тура мерзлых пород ниже -5 ℃) со сложными геологически^ условиями. Определить общее количество соли и воды, если 丫现 буемая температура замерзания раствора составляет -2,6 ℃,

Решение. По табл. 8.8 находим, что такой раствор должен иметь концентрацию соли 4,3 %.

Тогда по формуле (8.27)

тс = 4,3 • 1180(100 - 4,3) = 52,8 кг.

По формуле (8.28)

К 二 52,8/0,36 = 146,5 л.

т1с = 4,3-146,5/(100- 4,3) = 6,5 кг.

Общее количество соли, вычисляем по уравнению (8.30)

?ncS 二 52,8 + 6,5 = 59,3 кг.

Общее количество воды находим из выражения (8.31)

Ks — 59,3/0,36 二 165 л.

(8.32)(8.32)При получении аэрированных бесструктурных буровых растворов необходимое количество ПАВ (в кг) для обработки определяется по формуле

(8.32)

(8.32)

Епав = ^б рР г^〉

厶2

Таб л и ца 8.9

Наименование

Содержание (в %) активных веществ в ПАВ

ОП-7

99,5

ОП-10

99,5

ПО-1

Прогресс

20

Сульфонат

89,5

Сульфонол

84

Бурол

25

концентрацияконцентрация'] — заданная концентрация ПАВ, %; К2 tgoro вещества в ПАВ, % (табл. 8.9).

концентрация

концентрация

iHMep 8-15. Объем обрабатываемого с помощью ОП-7 рас-

количествоколичествоора плотностью рб р-1100 кг/м3 составляет 20 м3. Определить '森холимое количество ОП-7 при концентрации А\=2 %.

количество

количество

* решение. По табл. 8.9 находим А^=99,5. Тогда по формуле

22佈ав佈ав二 20 • 1000二 400 кг.二 20 • 1000二 400 кг.(8.32)

2

2

佈ав

佈ав

二 20 • 1000二 400 кг.

二 20 • 1000二 400 кг.

РАСЧЕТБУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫРАСЧЕТБУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

РАСЧЕТ

БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

РАСЧЕТ

БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Выбор элементов бурильной колонны. By рильная колонна состоит из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых переводников, центраторов и калибраторов.

Бурильные колонны бывают следующими:

одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными из бурильных труб одного и того же наружного диаметра;

многоразмерными (многоступенчатыми), составленными 凿 труб различных наружных диаметров (двух-, трех- или четырехразмерными);

многосекционными, составленными из нескольких участков труб одной и той же группы прочности, одного и того же наружного диаметра с одинаковой толщиной стенки и одинаковой конструкцией резьбовых соединений.

Нижний участок бурильной колонны составляют из ^Б^ устанавливаемых непосредственно над долотом или забойный

двигателем.,

Основные размеры и масса УБТ приведены в табл. 9.1 »毋

Гладкие по всей длине горячекатаные УБТ рекомейД)'； ся применять только для бурения с забойными двигателя- _ УБТС ——для бурения в осложненных условиях; УБТ с 卜 дратным сечением по периметру — при бурении ннтер叫1fl склонных к самопроизвольному искривлению и со спиральн ^ и продольными канавками ——в условиях повышенной 0口8'口° затяжек и прихватов бурильной колонны.н”

Размеры и масса СБТ и ЛБТ, а также муфт и замков* приведены в табл. 9.2-9.7 {20].炉

Для бурения неглубоких вертикальных скважин 1)°"彳曲・ способом рекомендуется использовать трубы типа ТВВ,

Т а. б л и ц а 9.1

Размеры,Размеры,^размеры и масса УБТ

Размеры,

Размеры,

ЩяФР

Наружный диаметр, мм

Внутренний диаметр, мм

Длина, м

Масса/вес 1 м трубы, кг/м и кН/м

Резьба

95

38

6; 8

47/0,461

3-77

УбТ'5 ，

108

46

6; 8

59/0,579

3-88

146

74

6; 8

98/0,958

3-121

уВТ/46 3r178

178

90

12; 8

145/1,42

3-147

irT-203

203

100

8; 12

192/1,88

3-171

ygf-219

219

ПО

8

220/2,16

3-171

yrT-245

245

135

7

258/2,53

3-201

дал 20

120

64

6

65/0,635

3-101

УБТС2-133

133

64

6

84/0,824

3-108*

УБТС2-146

146

68

6

103/1,01

3-121

УВТС2-178

178

80

6

156/1,53

3-147

УБТС2-203

203

80

6

215/2,10

3-161

УБТС2-229

229

90

6

273/2,68

3-171

УБТС2-254

254

100

6

336/3,30

3-201

УБТС2-254

254

127

6

296/2,90

3-201

УБТС2-273

273

100

6

398/3,90

3-201

УБТС2-273

273

127

6

360/3,53

3-201

Примеч&ння. 1. УБТ (горячекатаные) поставляются 6е‘

проточки

под элеватсф, У bJ'C —

с проточкой

1од элеватор. 2. Звездочкой обозна-

чена резьба укороченного профиля. 3.

УБТ изготовляются из стали групп

прочности ]

н К, УБТС

—из стали 40ХН2МА

или 38ХНЗМФА.

Таблица 9.2

масса и жесткость стальных бурильных труб

Труба

Муфта

Масса, кг

Жесткость, кН-м2

Диаметр, мм

Толщи- на стенки, мм

Наружный диаметр, мм

Длина, мм

1 м гладкой трубы

Двух высадок

муфты

при изгибе

при сдвиге

внутренний

'^^^У]^*ЛЬные трубы с высаженными внутрь концами

⑶60,3

46,3

42,3

7

9

80

140

9,15

11,3

1,5

2,7

89

103

68

78

Г 73

59

55

51

7

9

11

95

166

ПЛ

14,2

16,8

2,0

4,2

168

198

223

128

151

170

Труба

Муфта

Масса, кг

Диаметр, мм

Толщи- на стенки, мм

Наружный диаметр, мм

Длина, мм

1 м гладкой трубы

двух высадок

муфты

При изгибе

叩№

叫 re

условный

наружный

внутренний

89

89

75

108

166

14,2

3,2

4,4

71

9

17,8

385

67

11

21,2

439

334

102’

101,6

87,6

7

127

184

16,4

5Q

干

491

— 374

85,6

8

18,5

545

415

83,6

9

20,4

595

453

81,6

10

22,4

641

488

114

114,3

100,3

7

140

204

18,5

6,0

9,0

716

546

98,3

8

20,9

797

607

96,3

9

23,3

872

664

94,3

10

25,7

944

719

92,3

11

28,0

1011

770

127

127

113

7

152

204

20,7

6,5

10,0

1000

762

111

8

23.5

1116

850

109

9

26,2

1226

934

107

10

28,9

1330

1013

140

139,7

123,7

8

171

215

26

7,5

14

1512

1152

121,7

9

29

1664

1268

119,7

10

32

1909

1378

117,7

11

35

1947

1483

168

168,3

150,3

9

197

229

35,3

9,5

16,7

3008

2292

148.3

10

39,0

3283

2501 -—

Бурильные трубы с высаженными наружу

концами

60

60,3

46,3

7

86

140

9,15

1,5

2,7

89

68

78

42,3

9

11,3

103

73

73

59

7

105

165

11.4

2.5

4,7

168

128

55

9

14,2

198

51

11

16,8

223

89

89

75

7

118

165

14,2

3.5

5,2

320

“3

71

9

17,8

385

济

67

11

21.2

439

415 I

102

101,6

85,6

8

140

204

18,5

4,5

9.0

545

行3 1

83,6

9

20,4

卢

81.6

10

22,4

Муфта

Масса, кг

Жесткость, кН м2

Тол-

Наруж-

1 м двух

小^щи-

ный Длина,

глад- выса- муф-

при при

на.

диа-мм

кой док ты

из- сдви-

^в- наруж- внут- стен-

метр,

трубы

гибе ге

噥常京рм ки,

НИЙ мм

мм

98,38

152204

20,95,011,0

797607

11496,39

23,3

872664

94,310

25,7

944719

92,311

28,0

1011770

R 139,7 123,78

185215

26,07,015,0

1512 1152

121,79

29,0

1664 1268

117,711

35,0

1947 1483

Таблица 9.3

Размеры бурильных труб (в мм) с высаженными внутрь

■ наружу концами к коническими стабилизирующими поясками

Условный два- метр, мм

Наружный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр, мм

Размеры высаженной части, мм

Масса 1 м гладкой трубы,

Увеличение массы одной трубы вследствие высадки обоих КОНЦОВ, кг

Диа

прохода

Наружный диаметр

Длина механической обработки

Длина до переходной части

'—-^

С

высаже

иным

и внут]

)Ь КОНГ

ками

89

89

9

11

71

67

57

54

89,9

150

145

17,9

21,2

3,9

3,4

102

Ю1,6

9

10

83,6

81,6

68

68

101,9

150

145

20,4

22,4

5J

5

口4

"4,3

9

10

11

96,3

94,3

92,3

78

76

74

115,2

160

155

23,3

25,7 28

7.3

7,1

6,9

127

9

10

109

107

92

90

130,2

160

155

26,2

28,9

7,8

7,6

139,7

9

10

_ И

121,7

119,7

117,7

102

100

100

140,2

160

155

29

32

35

11

10,2

9,2

Условный диаметр, мм

Наружный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр, мм

Размеры высаженной части, мм

Масса 1 м гладкой трубы, кг

就

0铀0з ТРУ6& Z с叫 8耻弧

Нх Коа， 叭⑶

Диаметр прохода

Наружный диаметр

Длина Механической обработки

Длина до переходной части

С высаженными наружу концами

73 '

73

9

11

55

51

52

48

85,9

150

155

14,2

16,8

37

-

£5

89

89

9

11

71

67

68

64

101,9

150

155

17,8

21,2

102

101,6

9

11

83,6

81,6

80,6

78,6

115,2

160

165

20,4

22,4

5.7

114

114,3

9

10

11

96,3

94,3

92,3

93,3

91,3

89,3

130,2

160

165

23,3

25,7

28,0

7,9

Т аб лица 9.4

Размеры, масса и жесткость бурильных труб с приваренными соединительными концами с высадкой наружу ТБПВ

У СЛОЕНЫЙ диаметр трубы, мм

Толщина стен- кп трубы, мм

Наружный диаметр высадки, мм

Толщина стенки высадки, мм

Наружный диаметр соединительного конца, мм

Резьба

Масса, кг

Жесткость, кН-м2

При изгибе

П₽Н 加方 re

1 м гладкой трубы

одного комплекса соедини- тельных КОННОВ

73

6

81

9,5

108

3-88

9,9

27.3

150

1М

128

7

10,5

11,4

27.5

168

8

11,5

12,8

27,7

184

89

6

97

9,5

120

3-102

12,3

29,6

284

脑

10,5

14,2

29,9

320

加

8

11,5

16,6

30,2

3巴

114

7

122

10,5

155

3-133

18,5

48,0

716

枝

8

П.5

20,9

48,5

797

战

9

12,5

23,3

49,0

872

riL

10

13,5

25,7

49,5

944J

уел。"

диаметр трубы，

ТоДШЯ- на стенки трубы, мм

Наружный диаметр вы- салки, мм

Толщина стенки высадки, мм

Наружный диаметр соединительного конца, мм

Резьба

Масса, кг

Жесткость, кН*м2

1 м гладкой трубы

одного комплек

са соедини- тель

ных концов

при изгибе

при сдвиге

135

11

170

3-147

20,7

47,0

1000

762

8

12

23,5

47,5

1116

850

9

13

26,2

48,5

1226

934

10

14

28,9

48,5

1330

1013

'8

154

12

188

3-161

27,2

64,0

1739

1325

9

13

30,4

64,5

1916

1460

10

14

33,5

65,0

2085

1589

11

15

36,6

65,5

2246

1711

Примечан ие. Длхша труб 12,4 и 8,5 м.

Таб л и ц а 9.5

Характеристика легкосплавных бурильных труб, изготовляемых из сплава Д16Т, и замков к ним

Параметры

Наружный диаметр трубы, мм

73

93

114

129

129

147

147

Толщина стенки, мм

9

9

10

9

11

9

11

Шк0р стальных обученных замков

ЗЛ-90

ЗЛ-110

ЗЛ-136

ЗЛ-152