Проектирование технологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м на Пашийский горизонт Кузайкинской площади

Требования к раствору при закачивании скважин на месторождении

Требования к раствору при вскрытии продуктивных пластов горизонтальных и наклонно-направленных скважин на низко и среднепроницаемые коллектора (Аг₁, Аг₂, ЮС₁, ЮС₂) имеют много общего, однако есть и специфические особенности, связанные с технологией бурения и заканчивания горизонтальных скважин.

Горизонтальные скважины намного более чувствительны к загрязнению, чем вертикальные в тех же условиях по следующим причинам:

- ствол горизонтальной скважины имеет более продолжительное время контакта с буровым раствором (недели) по сравнению с вертикальной скважиной (часы, сутки);

- большинство горизонтальных скважин в интервале продуктивного пласта не цементируются и не перфорируются, а заканчиваются открытым стволом или фильтром. Поэтому проникновение твердой фазы бурового раствора и тонкодисперсных частиц выбуренной породы в пласт, является главной причиной снижения продуктивности горизонтальных скважин. В вертикальных же скважинах поверхностное проникновение твердой фазы легко преодолевается перфорацией;

- в горизонтальном стволе трудно достигается равномерная депрессия из-за большой протяженности ствола в зоне пласта. Кроме того, она может быть не достаточной, чтобы очистить загрязненный пласт;

- методы химического стимулирования пласта в горизонтальной скважине могут быть дорогостоящими и не эффективными;

- физико-механика притока в горизонтальной скважине имеет достаточно обоснованные различия с вертикальной скважиной потому, что вертикальная и горизонтальная проницаемость в большинстве пород неодинаковы. Если загрязнение сильное, эксплуатация может быть не экономичной. В конечном итоге указанные выше отличия вызывают более сильное снижение продуктивности в горизонтальных скважинах, чем в вертикальных.

Экспериментальные исследования показывают, что при прочих равных условиях коэффициент восстановления проницаемости продуктивного пласта в горизонтальной скважине на 17-20 % меньше, чем в вертикальной.

Это подтверждается и данными из современной зарубежной практики (см. табл.1 и 2).

Таблица 7

Влияние буровых растворов на загрязнение пласта в горизонтальной скважине (результаты испытаний на керне при 37С).

Буровой раствор	Начальная проницае-мость, мД	Репрессия на пласт, МПа	Восстановление нефтепроницаемости, %
1. Инвертный эмульсионный раствор с твердой фазой в виде СаСО3 с размером частиц 20мкм	871,4	1,2	29,3
2. Инвертный эмульсионный раствор низкой вязкости с твердой фазой в виде СаСО3 с размером частиц 325 мкм	864,6	1,2	71,1
3. То же	1173,8	1,2	59,4
4.КСl - полимерный раствор*	932,9	1,2	52,5
5. Полимерный раствор с твердой фазой в виде СаСО3 и бентонита	1246,0	1,1	56,4

* - рекомендованный и использованный при бурении ГС раствор

Таблица 8

Влияние буровых растворов на загрязнение низкопроницаемого консолидированного песчаника - коллектора в горизонтальной скважине (результаты испытаний при 81С)

Буровой раствор	Начальная проницае-мость, мД	Репрессия на пласт, МПа	Восстановление нефтепроницаемости, %
1. Биополимер+крахмал в пресной воде	8,32	3,65	42,9
2. Биополимер+крахмал в 3% КСl	1,20	3,65	49,8
3. Биополимер+Дриспак в пресной воде	18,92	3,65	7,8
4. Биополимер+Дриспак в 3% КС1	15,32	3,65	28,0
5. Промысловый инвертный эмульсионный раствор, содержащий 6% выбуренной породы	18,78	3,28	46,4
6. Промысловый инвертный эмульсионный раствор с низким содержанием твердой фазы при низком перепаде давления*	1,53	0,30	96,1

* - рекомендованный и использованный для бурения ГС раствор

Из таблицы 1 и 2 следует, что к качеству раствора для вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом предъявляются более высокие и жесткие требования, и не всякий буровой раствор, дающий хорошие результаты в вертикальной скважине, может эффективно использоваться в горизонтальной скважине (растворы 2, 4, табл.2)

Даже инвертно-эмульсионные растворы ( на нефтяной основе) не во всех случаях дают хорошие результаты (см.раствор 1 табл.1, раствор 5 табл.2).

Поэтому вопросы качественного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами требуют особого подхода, тщательного их изучения и создания специальных материалов и систем буровых растворов.

Одной из главных целей горизонтального бурения является возрастание нефтегазовой продукции в сравнении с условно вертикальным бурением.

Выбор не загрязняющих буровых растворов для горизонтальных интервалов является определяющим для успеха или неудачи горизонтального бурения.

Практика показывает, что при одинаковом уровне загрязнения ПЗП (призабойной зоны пласта) в ГС и ВС (Оп_гс=Оп_вс) абсолютные потери дебита в горизонтальных скважинах будут существенно выше, чем в вертикальных, так, например, в ВС при Оп_вс=0,5 и фактическом дебите, равном 50м³/сут. потеря дебита составляет 50м³/сут., а в в ГС при Оп_гс=0,5 и фактическом дебите, равном 150 м³/сут. потеря дебита составляет 150 м³/сут., т.е. настолько больше, во сколько раз увеличивается ее дебит за счет увеличения поверхности отбора.

Основными технологическими факторами, влияющими на коэффициент гидродинамического совершенства скважины - параметр ОП, характеризующий снижение проницаемости в процессе первичного вскрытия продуктивного пласта являются:

тип бурового раствора;

структура порового пространства;

минерализация пластовых вод;

литологические свойства пласта;

репрессия на пласт;

температура пласта;

скорость фильтрации жидкостей;

время контактирования бурового раствора с породой.

Результаты исследований, а также промысловый опыт и анализ состояния вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири показывает, что существующая технология вскрытия пластов значительно снижает продуктивность коллекторов. Достигается лишь 50-70% потенциальной продуктивности, а зачастую и меньше, особенно для низкопроницаемых пластов (К<0,01 мкм²).

Несмотря на то, что работы по совершенствованию существующих методов уменьшения загрязнения продуктивных пластов в ОАО «Сургутнефтегаз» ведутся на протяжении последних лет (использование ПАВ при первичном и вторичном вскрытии, ступенчатое и манжетное цементирование и др.) ощущается необходимость в новых научных методических подходах.

При лабораторных исследованиях влияния буровых растворов на нефтепроницаемость кернов невозможно адекватно смоделировать процессы, происходящие при вскрытия пластов бурением. Поэтому существующие методы оценки влияния буровых растворов на нефтепроницаемость коллекторов являются сугубо эмпирическими.

Разрабатываемые на основе этих исследований рекомендации во многих случаях не дают ожидаемых результатов в промышленных условиях.

Гидродинамические данные носят интегральный характер, что не позволяет оценивать дифференциальный вклад различных факторов в ухудшение состояния приствольной зоны в целом и не дает возможности также идентифицировать механизм изменения фильтрационной характеристики приствольной области.

Статистическая природа показателя продуктивности пласта, связанная с двумя объективными причинами: неоднозначностью объекта и неточностью измерений и интерпретации данных ГДИ, делает экспериментальные методы оценки эффективности мероприятий по обеспечению качества вскрытия продуктивных пластов ограниченными и малонадежными.

Это обуславливает необходимость развития аналитических методов оценки, отличающихся большой оперативностью и возможностью учета варьирования более широкого числа факторов.

Механизм перемещения нефти в пласте во многом определяется молекулярно-поверхностными явлениями, происходящими на границе раздела фаз. При этом характеристика смачиваемости играет решающую роль в предопределении гидродинамической подвижности углеводородов.

Физико-химический подход позволяет связать коэффициент переноса со структурными особенностями пористых тел, физическими свойствами жидкостей и силами их взаимодействия с поверхностью пор. Это создает возможность теоретического расчета коэффициента восстановления проницаемости пласта (), как на стадии первичного, так и вторичного вскрытия.

Аналитические исследования показали, что степень повреждаемости пласта, характеризуемая коэффициентом , зависит от петрофизических характеристик пласта (пористости, проницаемости, глинистости) и физико-химических свойств фильтрата или жидкости перфорации - величины межфазного натяжения (), краевого угла смачивания (), уровня ингибирующего действия (П_о) структурно-механических свойств (_о), а также от величины депрессии (Р) при освоении скважины.

Конечная же продуктивность скважины, характеризуемая ОП, зависит от степени повреждаемости пласта () и величины зоны поражения (R_ф), которая в свою очередь зависит от времени контакта пласта с буровым раствором (Т) , величины репрессии на пласт () при вскрытии и величины забойной фильтрации - Ф_втвд.

Таким образом объективным критерием качества вскрытия продуктивного пласта является коэффициент гидродинамического совершенства скважины - величина ОП ( отношение продуктивностей приствольной и удаленной зоны пласта), а интегральным критерием качества бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта - коэффициент восстановления проницаемости .

Учеными НПО «Бурение» установлена функциональная связь коэффициента с петрофизическими свойствами и физико-химическими и технологическими свойствами бурового раствора. Это позволяет с одной стороны, с достаточной степенью точности аналитически определять и ОП а также выявить показатели, влияющие на достижение требуемых критериев, исследовать и установить количественные значения управляющих факторов для качественного вскрытия продуктивных пластов.

В результате аналитического исследования влияния различных факторов на нефтепроницаемость коллекторов установлено, что предотвратить или существенно уменьшить влияние загрязняющих факторов позволяют следующие мероприятия:

Ограничение проникновения фильтрата и твердых частиц в пласт за счет

- обработки растворов полимерами, повышающими вязкость фильтрата;

- сокращение времени контакта жидкости с пластом;

- снижение перепада давления в системе скважина-пласт.

2) Добавка солей калия или аммония для предупреждения набухания и диспергирования глин.

3) Обработка раствора ПАВ, регулирующими нефтесмачивающую и эмульгирующую способность фильтрата.

4) Обработка раствора с целью исключения осадкообразования при взаимодействия раствора с пластовыми породами и флюидами.

С учетом этого возможны два принципиальных направления в технологии вскрытия продуктивных пластов:

1) Технология, исключающая проникновение компонентов бурового раствора (фильтрата и твердой фазы) в пласт. Она основана на использовании нефильтрующихся буровых растворов без твердой фазы или с поверхностно- кольматирующей водо- и кислоторастворимой твердой фазой и бурении на равновесии или при минимальных репрессиях.

Такое направление в настоящее время широко используется зарубежными фирмами. Используются буровые растворы на основе полисахаридов, без твердой фазы с высоковязким и тиксотропным фильтратом практически не фильтрующимся в пласт при репрессии до 2 МПа (табл.3).

Для реализации этой технологии необходимы специальные материалы - полимерные структурообразователи и загустители (биополимеры, полианионная целлюлоза различной вязкости), а также оборудование для бурения на равновесии или при минимальной репрессии.

2)Технология, основанная на придании буровому раствору и его фильтрату таких свойств, которые бы не поражали продуктивный пласт и обеспечивали легкое и полное удаление проникшего фильтрата из пласта и восстановление его первоначальной нефтепроницаемости.

В этом случае фильтрат бурового раствора должен обладать сильным ингибирующим действием, чтобы исключить гидратацию и диспергирование глинистых пород, обеспечивать хорошую нефтесмачиваемость пород коллектора, иметь низкое межфазное натяжение на границе с углеводородной жидкостью и не образовывать осадки при контакте с пластовыми водами и породами.

Как известно большинство нефтесодержащих пород являются гидрофильными и способны адсорбировать воду, отфильтровавшуюся в продуктивный пласт при применении бурового раствора на водной основе. В результате снижается фазовая проницаемость по нефти и блокируется ее поступление в скважину.

Характер смачиваемости нефтесодержащих пород можно изменить путем воздействия бурового раствора с гидрофобизующими добавками (на стадии первичного вскрытия), либо композициями, обладающими гидрофобизирующими свойствами (на стадии вторичного вскрытия).

В качестве регулятора межфазного натяжения и нефтесмачивающих свойств целесообразно использовать поверхностно-активные вещества (ПАВ). Адсорбируясь на поверхности поровых каналов, ПАВ гидрофобизируют ее, изменяя характер смачиваемости паровых каналов, а концентрируясь на границе раздела фаз нефть - фильтрат, снижают поверхностное натяжение.

В этом случае капиллярные силы, развивающиеся на границе раздела фаз нефть- фильтрат, будут направлены в сторону скважины, что способствует более полному удалению фильтрата бурового раствора из призабойной зоны при вызове притока.

Для исключения осадкообразования при взаимодействии с пластовыми глинами и водой следует использовать комплексообразующие реагенты.

В связи с приданием незагрязняющих свойств фильтрату раствора, требования к ограничению фильтрации хотя и сохраняются, но они становятся менее жесткими, чем в случае использования нефильтрующихся растворов.

Однако необходимость ограничения фильтрации раствора требует все же использования полимерных реагентов, и предпочтение следует в этом случае отдавать реагентам полисахаридной природы, обладающих устойчивостью в широком диапазоне рН и минерализации.



Таблица 9

№ п/п	Состав раствора, %	Проницаемость (по воздуху), мкм2	Коэффициент восстановления проницаемости, %
1	Бентонит + 0,07 ДК-Дрилл-1А + 0,35 Sypan	0,022	34,7
2.	Бентонит + 0,35 Гивпан	0,020	48,0
3.	Бентонит + 0,01 Poly-KemD + 0,03 Kem-Pac	0,017	47?0
4.	Бентонит + 0,4 Sypan + 0,1 Sydrill + 0,45 Эмультал	0,023	37,3
5.	Бентонит + 0,35КМЦ ТОРОС-2	0,022	64,0
6.	Бентонит + 0,35КМЦ + 0,45Эмультал	0,023	65,4
7.	Бентонит + 0,35 КМЦ ТОРОС-2 + 1,5 ПКД-515	0,027	72,0
8.	Бентонит + 0,35 КМК (карбоксиметилированный крахмал)	0,018	74,0
9.	Бентонит + 0,35 КМК + 1,5 ПКД-515	0,012	81,3

Из данных, приведенных в таблице 4 видно, что только смена акриловых полимеров на полисахаридные (КМЦ или КМК), увеличит коэффициент восстановления проницаемости на 15-35%, а использование в дополнение к этому ПАВ ПКД - 515 повышает коэффициент восстановления проницаемости на 25 -45%.

Для случая спуска готового фильтра или горизонтальных скважин - отсутствие в растворе глины, барита и другой нерастворимой в воде и НCl твердой фазы.

Как было отмечено выше, основными проблемами, связанными с буровыми растворами являются:

- сохранение устойчивости ствола скважины;

- предупреждение прихватов;

- обеспечение качественной очистки ствола скважины от шлама;

- обеспечение надлежащих смазочных свойств бурового раствора;

- предупреждение ГРП и поглощений;

- предупреждение загрязнения продуктивных пластов.

Выбор типа и требования к качеству бурового раствора для решения указанных проблем определяются следующими геолого-техническими факторами:

- наличием потенциально неустойчивых глинистых отложений;

- величиной пластовых (паровых) давлений, от которых зависит возможная и допустимая репрессия на пласты, а следовательно и плотность раствора;

- коллекторскими свойствами продуктивного пласта (тип, пористость, проницаемость, глинистость, прочностные характеристики) и минерализацией пластовой воды,

- забойной температурой,

- конструкцией скважины, определяющей:

а) длительность бурения под каждую колонну, а следовательно, время нахождения ствола в необсаженном состоянии и длительность воздействия бурового раствора на продуктивный пласт и в итоге требования к раствору для обеспечения устойчивости и качественного вскрытия продуктивного пласта;

б) угол отклонения ствола от вертикали и требования к реологическим свойствам для обеспечения хорошей очистки ствола.

Этим требованиям могут удовлетворять различные типы буровых растворов. Некоторые из них приведены ниже:
- малоглинистые и безглинистые буровые растворы на водной основе на базе биополимеров или гидрогелей полисахаридной природы, обладающие вязкопластичными реологическими свойствами;
- традиционные глинистые растворы, модифицированные в зависимости от условий бурения добавками минеральных солей, ПАВ, полимеров;
- растворы на углеводородной основе, инвертные эмульсионные растворы.

Некоторые составы для бурения горизонтальных скважин на базе отечественных и импортных реагентов и результаты их испытаний приведены в табл. 5,6.

Ряд рецептур буровых растворов, относящихся к выше указанным классам, разработан НПО «Бурение». Эти растворы предполагают использование в основном отечественных реагентов.

1) РАГИПОЛ - буровой раствор без твердой фазы на основе гидрогелей полимеров. Это, превращенный солями металлов в гидрогель, водный раствор оксиэтилцеллюлозы. Раствор обладает недиспергирующими ингибирующими и сильно флокулирующими свойствами, высокой мгновенной и низкой интегральной (за 30 мин.) водоотдачей (4-5см³) и особыми реологическими свойствами - низкой вязкостью, близкой к вязкости воды, при высоких скоростях сдвига, характерных для затрубного пространства.

Это обеспечивает сочетание преимуществ бурения на воде (высокие скорости бурения и проходки на долото) и бурения с использованием раствора (обеспечение хорошей очистки и устойчивости ствола скважины).

Эффективная вязкость раствора может изменяться от 18 до 1000 мПас. Раствор устойчив к любым электролитам. Плотность раствора 1,0-1,2г/см³, снижение плотности меньше 1,0 г/см³ возможно добавкой углеводородной фазы. При необходимости раствор может быть утяжелен солями или баритом до плотности 2,2 г/см³.

Раствор хорошо кольматирует трещины и полностью разрушается в присутствии 12%-ой HCl, что обеспечивает высокое качество вскрытия пластов, особенно при добавке ПАВ-ПКД-515 (=98,6-99,5%). Раствор устойчив до 120С, а при использовании специальных присадок до 140С. По токсикологической характеристике раствор относится к четвертому классу опасности.

Эффективность использования системы Рагипол при бурении в ПО «Нижневолжскнефть» приведена в табл.7



Таблица 10

Результаты применения системы раствора Рагипол на Нижней Волге

Показатели	Среднее значение по 5 скв.
1.Сокращение расхода долот %	41
2.Рост проходки на долото, %	90
3. Повышение механической скорости, %	20
4. Сокращение расхода реагентов, %	87

2) РИНПОЛИС - буровой раствор, незагрязняющий продуктивные пласты.

Это водный раствор полимерного состава полисахаридной природы, индеферентного к солям, содержащий ПАВ комплексного действия (ПКД-515), минеральные соли и комплексоны.

Главным образом данный раствор предназначен для вскрытия продуктивных пластов, обеспечивая сохранение их природной нефтепроницаемости (коэффициент восстановления проницаемости = 95 -100 %).

Особенно необходим Ринполис для бурения горизонтальных скважин в различных отложениях, характеризующихся как высоким содержанием глин, так и в крепких устойчивых карбонатно-глинистых породах при температуре до 140⁰С.

Особые реологические и высокие смазочные свойства раствора обеспечивают эффективную очистку и исключение прихватов в переходных и горизонтальных участках ствола скважины.

Отличительной особенностью системы Ринполис является то, что все компоненты, входящие в ее состав являются водо- и (или) кислоторастворимыми, использование этого раствора обеспечивает:

- повышение продуктивности скважин;

- сохранение устойчивости ствола;

- уменьшение крутящего момента и трения;

- повышение скоростей бурения;

- сохранение природной среды.

Система была использована при бурении ГС на Оренбургском ГКМ. Продуктивность скважин возросла в 2 раза.

3) Буровой раствор РНСО - раствор на синтетической нефтяной основе - эмульсионная система, дисперсионной средой которой является синтетическая биоразлагаемая углеводородная жидкость класса альфаолефинов, полиальфаолефинов, сложных эфиров растительных масел и животных жиров.

Дисперсной фазой служит эмульгированная вода с заданной степенью минерализации, стабилизирования эмульгаторами, и твердый структурообразователь.

РНСО - является альтернативой применяемым РУО на основе нефти и продуктов ее переработки.

По своим физико-химическим и технологическим свойствам, положительному воздействию на устойчивость горных пород, смазочной способности, а также сохранению продуктивности нефтегазовых коллекторов, РНСО не уступает системам РНСО зарубежных фирм и отвечает всем требованиям охраны природной среды.

Минимальная токсичность РНСО, а также его биоразлагаемость как в аэробных так и анаэробных условиях (индукционный период биоразлагаемости 28 - З5 суток, продукты биоразложения - вода и СО₂, позволяет применять его в районах с повышенными экологическими требованиями, в том числе и при бурении на море.

Так же НПО "Бурение" является разработчиком количественных критериев и методов проектирования свойств буровых растворов и компьютерной программы для их реализации.

Из всего вышеизложенного следует, что независимо от конструкции скважин на Конитлорском месторождении вопросы проектирования состава и свойств буровых растворов являются залогом успешной их проводки.

Лабораторные исследования по подпору рецептур планируется проводить собственными силами.

В качестве соисполнителя возможно привлечение НПО "Бурение" для выполнения следующих работ:

- передача и адаптация компьютерной программы для проектирования состава и свойств буровых растворов и обучение специалистов (стоимость 300 тыс.руб);

организация поставок химреагентов, контроль их качества (стоимость 50 тыс.руб);

участие в промысловых экспериментах (30-50 тыс.руб на 1 скв.).

Решение проблемы устойчивости ствола скважины необходимо вести по двум направлениям:

устойчивость ачимовских глин;

устойчивость ствола скважины при бурении на депрессии.

Для решения этой проблемы потребуется:

разработать методологический подход к исследованию данной проблемы;

провести физико-химические и механические исследования на кернах;

провести промысловые исследования при бурении разведочных скважин с использованием геофизических методов;

рассчитать время устойчивости ствола скважины и разработать рекомендации по его увеличению.

К этим работам могут быть привлечены специалисты Тюменского НГУ и инженерного центра нефтегазовых технологий Академии инженерных наук РФ (НИПИнефтегаз).

Стоимость работ ориентировочно 500 тыс.рублей.

1

55

Реагенты	Фунциональное	ФИРМЫ
	значение	БАРОИД	МЕССИНА	ИДФ	МИДФ
		фирменное название реагента	содержание %	фирменное название реагента	содержание %	фирменное название реагента	содержание %	фирменное название реагента	содержание %
1. Бентонит	структурообразов.	-	-	-	-	-	-	-	1-1,5
2. Биополимер	--//--	Barazan	0,285	Kleen-Viz	0,25-0,5	IDVIZ	0,10	-	-
3. Полианионная целлюлоза (РАС)	загуститель	-	-	-	-	-	0,30	MIPoly Pac	0,8-1,3
4. Крахмал (КМЦ)	понизитель водоотдачи	Dextrid	1,4-1,6	Celtrol HV	1,6	IDFLO	0,6-1,0	-	-
5. КОН	регулятор рН	КОН	0,15	КОН	0,2-0,27	КОН	0,15	КОН	0,1-0,2
6. KCl	ингибитор глин	KCl	4,0	KCl	3,5	KCl	2,5-5,0	KCl	3-3,5
7. ПАВ	регулятор поверхностно-активных свойств	-	-	Kleen Surf	0,2	ID FAC	0,2	-	-
8. CaCO3	кольматант	-	-	Kleen Block	8,6-9,8	-	-	-	-
9. MgO	буфер рН	MgO	0,08	-	-	-	-	-	-
10. Бактерицид	бактерицид	-	-	-	-	IDCideL	0,025	-	-

Таблица 11

Состав растворов, применяемых зарубежными фирмами для заканчивания скважин

1

132

Таблица 12

Составы растворов для бурения горизонтальных скважин

№	Наименование раствора	Состав раствора
1	Соленасыщенный Скв.20-2 ОНГКМ	Соленасыщенный с крахмалом
2	Модифиц. скв.20-2	Раствор 1+2% ПКД-515
3	Полимерный безглинистый	2,5%ПС-2; 3,0%KCl; 55%CaCO3
4	Малоглинистый полимерный	4%бент; 2%ПС-2; 3%KCl; 2%ПКД; 30%CaCO3
5	Гидрогель полимера	Сульфацелл-0,9%; NaOH-0,5%; Cr2(SO4)3-0,4%; CaCO3-10%
6	Гидрогель полимера	КМОЭЦ-0,8%; NaOH-0,5%; Cr2(SO4)3-0,4%;CaCO3-10%
7	Биополимерный	Родопол-0,6%; КМК-1,4%;КМЦ-0,6%; KCl-3%;CaCO3-10%
8	MIDF Flo-Pro полимерный	Flo-Vis-0,6%;Flo-Tro-1,4%;KCl-3,0%;CaCO3-10%

Таблица 13

Свойства буровых растворов, применяемых для бурения горизонтальных скважин

Наименование показателей	Свойства буровых растворов
свойств бурового раствора	1	2	3	4	5	6	7	8
Плотность, г/см3	1,18	1,18	1,34	1,23	1,25	1,25	1,20	1,20
Пластическая вязкость, пл., мПас	46	48	92	52	65	27	28	13
Динамическое напряжение сдвига, о, дПа	173	173	273	172	380	429	412	230
Статическое напряжение сдвига, СНС1/10, дПа	3/6	3/9	2/3,5	42/46	27/39	36/45	50/56	85/100
Вязкость при низких скоростях сдвига, ВНСС, мПас	-	-	21900	39600	-	-	68200	58000
Показатель фильтрации Фар1/рос, см3	9/3	9/2,8	7/3	8/3,5	-/4	-/5	7/3	5/2
Коэффициент трения	0,08	0,08	0,2	0,2	0,2	0,2	0,18	0,20
рН	8,0	8,0	8,0	8,2	9,5	10,7	12,0	9,4
Транспортирующая способность, ТС, не менее 1,27/1,43*	1,29	1,29	1,65	1,34	2,10	2,25	1,91	1,57
Удерживающая способность УС, не более 0,2**	0,25/0,5	0,25/0,5	0,25/0,5	0,13/ 0,25	0,17/ 0,34	0,15/ 0,29	0,12/ 0,20	0,07/ 0,136
Термостойкость, С	120-140	120-140	120	140	120	120	100-140	100-140
Коэффициент восстановления проницаемости, , %	66	86	100	100	98,8	98,5	-	89-95

* - нормы при диаметре скважины 216/245мм, угле наклона 45, длине наклонного участка 150м и механической скорости бурения 10м/час.

** - Турбулентный/ламинарный режим течения бурового раствора. Производительность насосов - 24л/с.

В качестве основы исходного бурового раствора предполагается использовать местную товарную нефть с плотностью 876 кг/м³. При лабораторных исследованиях состав бурового раствора подбирался для нефти, близкой по плотности (890 кг/м³). Реологические характеристики определялись по результатам замеров на 12-ти скоростном вискозиметре "Реотест-2". Концентрация УТЖ VIP изменялась от 2 до 10% мас. Результаты приведены в табл. 8. Помимо параметров n и К, для разработанной системы определялись традиционно измеряемые характеристики: динамическое напряжение сдвига (_о), пластическая вязкость () и условная вязкость.

Таблица 14

Реологические характеристики загущенных систем при Т = 20 ^оС

Плотность, кг/м3	Концентрация, VIP, %	Скорость сдвига, с-1	о, дПа	, мПа·с	Условная вязк., с
		ниже 81	выше 81
		n	К, Па•сn	n	К, Па•сn
890	0	-	-	-	-	24	36	68
910	2	0,88	0,12	0,88	0,12	69	43	88
910	4	0,69	0,58	0,69	0,58	90	52	150
910	6	0,65	0,78	0,65	0,78	102	60	180
920	8	0,54	1,63	0,64	1,05	162	63	272
920	10	0,37	4,41	0,56	1,86	249	65	500

Как определено ранее, при лабораторных исследованиях исходный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов кизеловского горизонта должен подбираться таким образом, чтобы его параметры находились в следующих границах: 0,3<n<0,7 и К>0,12 Па•сⁿ во всем интервале изменения скоростей сдвига, а при высоких и средних скоростях сдвига К< 1,0 Па•сⁿ. Следовательно, составы с концентрацией 2, 8,10% можно сразу отбросить. Остаются составы с интервалом изменения концентрации УТЖ VIP 4 - 6% мас., которые хорошо описываются одним участком во всем интервале изменения скорости сдвига. Системы с более высокой концентрацией характеризуются двумя участками, описываемыми степенным законом, точка перехода - j = 81 с^-1.

В качестве исходного бурового раствора отобраны системы с концентрацией VIP 4- 6%мас., которые имеют следующие характеристики: n = 0,69-0,65 и К = 0,58-0,78 Па·сⁿ, _о = 125-136 дПа, = 52-62 мПа·с и условную вязкость, равную 150-180 с. Гидравлические расчеты для кольцевого канала колонны, аналогичные предыдущим, были выполнены при тех же исходных данных: внутренний диаметр ЭК и наружный БТ соответственно 150,1 и 88,9 мм, длина 1230 м, механическая скорость бурения 1-3 м/ч, расход жидкости 6 - 10 л/с, диаметр сферической частицы шлама 0,004 м, плотность породы частицы 2500 кг/м³. Результаты расчетов для выбранных загущенных систем приведены в табл. 9. Для сравнения там же приведены результаты расчетов для систем с концентрацией VIP 8%. Кроме того, выполнен гидравлический расчет для течения выбранных жидкостей в БТ (толщина стенки 9,35 мм, внутренний диаметр 70,2 мм) длиной 1230 м (см. табл. 9). Во всех случаях режим течения и осаждения ламинарный.

Как следует из табл. 9, все системы обеспечивают высокую степень очистки ствола скважины (V_теч /V_ос > 8,5) и имеют хорошую удерживающую способность (скорость осаждения частицы в неподвижной жидкости от 0,09 до 0,05 м/мин). Но при этом система с концентрацией VIP 8% (при К >1 Па сⁿ) действительно имеет потери давления на трение значительно выше (на 28-49%), чем выбранные системы, как это и было определено в предварительном расчете.

Таблица 15

Гидравлический расчет для кольцевого канала колонны и для течения в БТ при использовании загущенных систем с различной концентрацией УТЖ VIP.

Течение в кольцевом канале, плотность жидкости 900 кг/м3
Расход, л/с	6	8	10
Концентрация VIP,%	4	6	8	4	6	8	4	6
Общие потери, МПа	1,2	1,35	1,74	1,46	1,63	2,09	1,71	1,88
Скор.теч./скор.осажден.	8,5	9,7	14,7	11,3	13,0	19,5	14,2	16,2
ППРж, кг/м3	9,76	11,0	14,1	11,9	13,2	17,0	13,9	15,3
ППРш, кг/м3 V = 1 м/ч V = 3 м/ч	1,48 4,45	1,46 4,38	1,40 4,21	1,08 3,23	1,06 3,19	1,03 3,10	0,85 2,54	0,84 2,51
ЭПРоб, кг/м3 V = 1 м/ч V = 3 м/ч	911,2 914,2	912,4 915,3	915,5 918,3	913,0 915,1	914,3 916,4	918,0 920,1	914,7 916,4	916,1 917,8
Течение в трубах (БТ), режим течения ламинарный
Общие потери, МПа	1,55	1,71	2,20	1,90	2,07	2,64	2,21	2,39
Суммарн. потери в трубах и затрубье, МПа	2,75	3,06	3,94	3,36	3,70	4,73	3,92	4,27
Скор.осажден. в непод- вижной жидк., м/мин	0,087	0,055	0,013	0,087	0,055	0,013	0,087	0,055

Таким образом, в качестве исходного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов кизеловского горизонта выбрана загущенная нефть с концентрацией УТЖ VIP от 4 до 6% со следующими параметрами при 20^оС: n = 0,69-0,65 и К = 0,58-0,78, _о = 90 -102 дПа, = 52-60 мПа·с, условная вязкость - 150-180 с.

Перед началом работ на местной нефти необходимо уточнить концентрацию загустителя УТЖ VIP. Она может быть иной и изменяться от 3 до 7%. При ее выборе нужно обеспечить выполнение следующих требований: 0,3 < n < 0,7, К > 0,12 Па•сⁿ во всем интервале изменения скоростей сдвига, К < 1,0 Па•сⁿ - при высоких и средних скоростях сдвига, а также ориентироваться на параметры загущенной нефти, приведенные в табл. 8.

Поддержание требуемых параметров бурового раствора в условиях поступления в ствол пластового флюида.

Как показали лабораторные исследования, разработанная углеводородная система сохраняет необходимые параметры при разбавлении нефтью до концентрации загустителя 3 - 3,5%. Максимально допустимый объем поступления пластового флюида составляет 7,5% от исходного объема. Для восстановления требуемых показателей бурового раствора необходимо на 1 куб. метр поступившей нефти добавить 2,5 л УТЖ VIP и 0,75л 30%-ного раствора каустика.

Требования к системе очистки промывочной жидкости от выбуренной породы.

Бурение на депрессии предъявляет жесткие требования к регулированию и поддержанию плотности буровых растворов и, следовательно, высокие требования к качеству его очистки от выбуренной породы. Эффективная механическая очистка достигается при использовании, например, разработанного в НПО "Бурение" наземного оборудования ДЦС "Комплекс оборудования для разделения твердых, жидких и газообразных фаз в составе бурового раствора при избыточном давлении".

7.1 Выбор раствора для глушения скважин

Необходимые расчеты и лабораторные исследования по выбору раствора для глушения проводятся в соответствии с требованиями, которым он должен удовлетворять.

Общие требования к растворам для глушения:

плотность должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт;

реологические характеристики раствора должны обеспечить глушение без поглощений или при их минимальном объеме;

при пластовой температуре сохранять стабильность свойств в течение заданного промежутка времени;

не оказывать необратимого отрицательного воздействия на пласт.

Плотность жидкости глушения определяется из расчета создания столбом жидкости давления (Р_гс), превышающего пластовое (Р_пл), в соответствии с требованием Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, вып.4, ПБ 08-624-03, 2003г.

Р_гс Р_пл + 0,05 Р_пл

Для глушения продуктивных пластов кизеловского горизонта при Р_пл = 9 МПа требуемое давление (Р_гс)_min= 9,45 МПа. Минимальная плотность при (Р_гс)_min= 9,45 МПа равна 783,2 кг/м³. Поскольку при плотности местной нефти 876 кг/м³ Р_гс = 10,57 МПа и минимальная репрессия на пласт не может быть обеспечена, необходимо применить способ глушения, при котором создаваемая репрессия ниже максимальной, а жидкость глушения практически не фильтруется в пласт.

Для такого способа глушения рекомендуется использовать загущенную УТЖ VIP местную нефть. Жидкость глушения в объеме 3 - 4 м³ помещается в зону продуктивного пласта, часть ствола скважины выше пачки жидкости глушения заполняется нефтью. При плотности местной нефти 876 кг/м³ состав с загустителем будет иметь плотность 890 - 910 кг/м³. Добавление 5% гидрофобного карбонатного утяжелителя (мела) повысит плотность до 920 кг/м³. Концентрация мела при необходимости (для обеспечения нулевой фильтрации в трещиновато-поровом коллекторе) может быть увеличена до 20%. В табл. 10 приведена плотность системы с различной концентрацией мела. При использовании рекомендуемого способа глушения репрессия на пласт превышает величину 0,05 Р_пл, но не вызывает вредного воздействия на пласт.

Таблица 16

мел, С, % об.	0	5	10	15	20
плотность, кг/м3	890	920	950	980	1010

Для определения реологических характеристик раствора, обеспечивающих глушение без поглощений или при их минимальном объеме, выполнен расчет относительного радиуса проникновения жидкости в пласт при следующих исходных данных: проницаемость пласта 0,012 мкм², пористость 0,12, радиус скважины0,07 м, репрессия на пласт 3МПа, что значительно выше ожидаемой, вязкость пластового флюида 15 мПа·с. Радиус определяется на основании численного решения задачи о нестационарной фильтрации вязкой жидкости в пласт, содержащий жидкость другой вязкости, без учета диффузионного перемешивания жидкостей (поршневое вытеснение).

Результаты расчета для жидкости плотностью 920 кг/м³ с различной эффективной вязкостью приведены на граф. 1. Из приведенных графиков следует, что при эффективной вязкости более 400 мПа·с радиус проникновения жидкости достаточно мал. Системы с концентрацией УТЖ VIP 8-10% c параметрами, приведенными в табл. 8, имеют при низких скоростях сдвига (j< 27с^-1) эффективную вязкость 490-950 мПа·с и 770-2200 мПа·с соответственно. Это позволяет рекомендовать их в качестве жидкости глушения. Если жидкость обладает ярко выраженными коркообразующими свойствами (при увеличенной концентрации мела), то расчетный радиус ее проникновения в пласт будет меньше 5 -7 мм.

Лабораторные исследования, выполненные по стандартной методике на установке УИПК-1М для оценки влияния выбранных загущенных составов (с концентрацией мела 5%) на восстановление проницаемости искусственных кернов, показали практически их нулевую фильтрацию: коэффициент восстановления проницаемости кернов с проницаемостью от 0,01 до 0,135 мкм² - 95-96%.

Как показали исследования, стабильность свойств составов на нефти, загущенных УТЖ VIP с концентрацией более 2%, сохраняется минимум в течение двух недель после приготовления.

График 1

Таким образом, в качестве пачки раствора для глушения рекомендуются приготовленные на местной товарной нефти загущенные системы с концентрацией УТЖ VIP 8-10%. Плотность жидкости с обеспечением нулевой фильтрации может изменяться от 920 до 1010 кг/м³.

Перед началом работ на местной нефти необходимо уточнить концентрацию загустителя УТЖ VIP. Она может быть иной и изменяться от 6 до 10%. При ее выборе нужно ориентироваться на параметры загущенной нефти, приведенные в табл. 8, и требования к эффективной вязкости: при низких скоростях сдвига (j< 27с^-1) она должна быть не ниже 400-550 мПа·с.

Результаты проведенных исследований, рекомендуемых применительно к кизеловскому горизонту Коробковского участка, представлены в табл. 11 - 13.

Таблица 17. Прихватоопасные зоны

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м	Причина прихвата	Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет)	Условия возникновения
	от	от
1	2	3	4	5	6
Q+P2+P1	0	246*	осыпи, обвалы, поглощения	да	Технические причины нарушение правил ведения буровых работ в зонах осыпей, обвалов, поглощений
C2 vr	784	848	осыпи, обвалы	да
C1 spr	848	920	поглощения	да
C1 bb	1115	1155	осыпи, обвалы	да
D3 fm+fr2	1155	1306	поглощения	да
D3 srg+kn	1684	1730	осыпи, обвалы	да

Примечание: * указана средняя глубина возможных зон прихватов в интервале бурения под кондуктор.



8. Обоснование и расчет профиля проектной скважины

Бурение искусственно искривленных скважин позволяет решить две большие задачи: эффективно использовать капитальные вложения на строительство скважин и в большей степени сохранить среду на дневной поверхности.

В настоящее время наиболее распространена методика проектирования профиля, искривленного в одной плоскости, основанная на аналитическом методе расчета с последующим построением его элементов.

При проектировании профиля наклонно направленной скважины исходными данными являются: глубина скважины по вертикали Н и отклонение забоя от вертикали А.

По исходным данным Н = 1676 м., А = 620 м. Поскольку А > 300 м., то применяется четырехинтервальный профиль.

- интенсивность набора кривизны 1,4 на 10 м.

- интенсивность снижения кривизны 0,4 на 10 м.

- длина первого вертикального участка 100 м.

Определим радиус искривления второго участка:

R1 = 573/?б10 = 573/1,4 = 409 м.

Находим радиус снижения угла наклона на третьем участке:

R2 = 573/0.4 = 1432 м.

Определим величину необходимого угла наклона:

cos б =1-A/(R1+R2)

тогда

cos б = 1-620/(409+1432) = 0,66 б = 42

Рассчитаем длину участков профиля и их горизонтальные и вертикальные проекции.

Участок набора угла наклона ствола скважины:

длина

l2 = 0.01745*R1*б = 0.01745*409*49 = 349 м.

вертикальная проекция

h = R1*sinб = 409*sin49 = 308м.

горизонтальная проекция

a1 = R1*(1-cosб) = 409*(1-cos49) = 141 м.

Участок снижения угла наклона ствола:

длина

l3 = 0.01745*R2*б = 0.01745*1432*49 = 1170 м.

вертикальная проекция

H1 = R2*sinб = 1432*sin49 = 1081 м.

горизонтальная проекция

a2 = R2*(1-cosб) = 1432*(1-cos49) = 478 м.

Вертикальный участок(четвертый):

длина

lн = H - Hв - h - H1 =1676 - 100 - 308 - 1081 = 187м.

вертикальная проекция hв = lн = 187 м.

Длина ствола по профилю:

L = l1 + l2 + l3 + lн = 100 + 349 + 1170 + 187 = 1806 м.

Проекция ствола:

горизонтальная

A = a + a = 141 + 478 = 620 м.

вертикальная

H = Hв + h + H1 + hв = 100 + 308 + 1081 + 187 = 1676 м.

Для построения профиля скважины по вертикальной линии откладываем отрезки:

АВ = Н = 1676 м; АС = Нв = 100 м; СД = h =308 м; ДЕ = Н1 = 1081 м;

ЕВ = hв = 187 м.

Через точки С,Д,Е,В проводим горизонтальные линии и откладываем от точки С отрезок: СО1 = R1 = 409 м, от точки Д - отрезок: ДF = a1 =141 м, от точки Е - отрезок: ЕК = А = 478 м, от точки К по направлению линии КЕ отрезок: КЕО2 = R = 1432 м, от точки В - отрезок: ВL = A = 478 м. Из точки О1 описываем дугу радиусом R1, а из точки О2 - дугу радиусом R2.

Ломанная линия ACFKL представляет собой профиль ствола наклонной скважины.



9. Обоснование выбора типа промывочной жидкости и свойств ее для бурения различных интервалов проектной скважины

9.1 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин

На выбор промывочной жидкости влияют следующие осложнения:

1. поглощение промывочной жидкости.

2. газоводонефтепроявления.

3. нарушение устойчивости стенок скважины.

4. затяжки, прихваты бурильной колонны.

5. искривление скважины.

Основной причиной поглощений и газоводонефтепроявлений является нарушение условия:

Кa<с0<Kn

При циркуляции раствора в скважине имеют место гидравлические сопротивления, обуславливающие потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и колонной труб. Благодаря этому давление на стенки скважины повышается на величину потерь на участке на данной точке ствола до уровня начала наземной циркуляционной системы.

В глинисто-трещиноватых захарстованных породах, на кавернозных известняках при нарушении равновесия между пластовыми и гидростатическими давлениями вплоть до полной потери циркуляции происходит поглощение бурового раствора в интервалах: 100-200 м., 380-390 м., 867-877 м., 940-950 м., 1200-1356 м., При значительном увеличении пластового давления над забойным наблюдается нефтегазоводопроявления. В мягковских отложениях(480-500 м) проявляется газ, а в серпуховских(860-910 м) вода.

С учетом этих осложнений целесообразно в качестве промывочной жидкости использовать техническую воду в интервале 0-1730 м. Во-первых, этот раствор недорогой, во-вторых, удовлетворяет требованиям по предотвращению или уменьшению осложнений. Продуктивные пласты с высокой и средней проницаемостью подвергаются необратимой кальматацией твердыми частицами бурового раствора, а содержание в пласте глинистой фракции приводит к уменьшению проницаемости пласта. Для качественного вскрытия таких пластов необходимо использовать систему трехступенчатой очистки бурового раствора и раствора с минимальным содержанием твердой фазы или без нее. Этим требованиям отвечает полимер - глинистый раствор на основе пресной воды.

9.2 Расчленение по литологическому составу пород

Все многообразие осадочных пород, слагающих месторождение нефти и газа, целесообразно подразделить на несколько категорий, каждая из которых должна иметь характерную особенность, отличающую породу данной категории.

Можно выделить три основных принципа несовпадение, которые дают основание выделять различные группы пород.

1. растворимость в воде, способность вызывать коагуляцию глинистых суспензий;

2. способность сохранять прочность и устойчивость стенок скважины при контакте с водой, промывочной жидкостью.

3. способность образовывать с водой устойчивые тиксотропные дисперсные системы

С учетом этих признаков выделяем следующие технологические интервалы.

1. пески 0-10 м.

2. глины, алевролиты, песчаники 10-246 м.

3. доломиты, известняки, ангидриты, аргиллиты 246-1128 м.

4. песчаники, алевролиты, аргиллиты, известняки, доломиты 1128-1806 м.

При бурении пород первой группы основным требованием к промывочной жидкости является способность укреплять породы на стенках скважины. Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для создания на стенках скважины прочной фильтрационной корки, укрепляющей ствол. Промывочная жидкость должна обладать хорошими тиксотропными свойствами, необходимыми для создания в кавернах «тиксотропной рубашки», задерживающей осыпание рыхлой породы.

Основными требованиями при бурении пород второй группы являются:

- обеспечение устойчивости стенок скважины в глинистых породах;

- предотвращение в интервалах проницаемых песчаных пород затяжек и прихватов бурильной колонны, обусловленных действием дифференциального давления;

Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркооброзующие свойства для предотвращения образования толстой корки в интервалах проницаемых пород. Она должна быть лишена явно выраженной способности разупрочнять глинистые породы.

При бурении пород третей группы требования к промывочной жидкости невелики и основным является обеспечение высоких показателей роботы долот.

Но при бурении ангидритов основное требование - предотвращение затяжек и прихватов бурильной колонны, вызванных действием дифференциального давления, а при бурении в аргелитах основное требование - обеспечение устойчивости стенок скважины, для чего промывочная жидкость не должна оказывать разупрочняющего действия на породу.

При бурении пород четвертой группы приводятся такие же требования, как и к промывочной жидкости второй и третьей групп.

9.3 Обоснование выбора типа промывочной жидкости для различных интервалов разреза

Для каждой группы горных пород, выделенных по литологическому составу, характерны определенные основные требования к буровому раствору. Анализ факторов, влияющих на выбор бурового раствора, целесообразно привести в виде таблицы.

Таблица 18

Факторы, влияющие на выбор бурового раствора	Характеристика фактора	Типы буровых растворов, применение которых невозможно или нецелесообразно	Типы буровых растворов которые можно применять
1	2	3	4
Устойчивость пород	неустойчивы	Исключается применение газообразных агентов, воды, рассолов из-за неспособности к коркообразованию и склонности к размыву стенок скважины	Невозможно применение глинистых растворов, безглинистых полимерных растворов, асбогуматов, торфогуматов, гидрогелей, РУО, ОЭР
Растворимость пород в воде	нерастворимы	Исключается необходимость применения насыщенных солевых растворов, гидрогелей	Возможно применение растворов на пресной воде
Способность пород образовывать устойчивые водные дисперсионные системы	Не способны	Исключается возможность получения бурового раствора самозамесом при бурении	Необходимо приготовление бурового раствора и спецматериалов
Причины неустойчивости пород	Плохая цементированность пород	Исключается необходимость применения ингибирующих растворов	Возможно применение пресных, слабоминерализованных промывочных жидкостей
Пластовое давление Давление поглощения	Ка=1,00 Кп=1,20	Исключается возможность применения растворов с конденсированной твердой фазой, шламовых суспензий (со>1.2)	Возможно и необходимо применение буровых растворов невысокой плотности
Температура горных пород	<20 C	Забойная температура не накладывает ограничений на применение буровых растворов и реагентов	Возможно применение любых типов буровых растворов и химических реагентов
1	2	3	4
Наличие в разрезе продуктивных пород	присутствуют	К буровым растворам предъявляются требования минимальной загрязненности пласта	Возможно применение РУО
Наличие в разрезе пластов с пресной водой	Имеются пласты с водой, пригодной для бытовых нужд	Исключается применение минерализованных растворов, гидрогелей, РУО, растворов содержащих токсичные компоненты	Возможно применение любых систем на основе капельных жидкостей
Характеристика воды для приготовления раствора	пресная	Дополнительные требования и ограничения отсутствуют	Возможно применение любых буровых растворов на пресной воде
Способ бурения	турбинный	Исключается применение газообразных циркуляционных агентов и сильно утяжеленных растворов	Возможно применение любых систем на основе капельных жидкостей
Наличие стандартных материалов для промывочной жидкости	Ассортимент полимерных реагентов ограничен(КМУ, гипан)	Исключается возможность применения безглинистых растворов, в состав которых входят специальные примеси - полимерные реагенты	Возможно применение глинистого раствора из высококачественного бентонита

Анализируя выше изложенные факты примем следующие растворы для следующих интервалов:

Для интервала 0-1744 используем техническую воду;

Для интервала 1730-1761 используем глинистый раствор;

Для интервала 1761-1806 используем полимер-глинистый раствор;



10. Обоснование выбора способов бурения по интервалам глубин, разработка режима бурения проектной скважины и выбора гаммы долот

10.1 Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости

На координатной плоскости « глубина скважины - время бурения» наносим согласно исходным данным результата отработки долот в каждом рейсе. Излом линейной зависимости hy=hg*(tб) в скважине на глубине соответствует границе между двумя пачками пород с различной буримостью.

С учетом промысловых данных, а также в зависимости от способа бурения можно выделить следующие основные интервалы режимных пачек.

Таблица 19

Интервал буримости, м.	Рекомендуемые параметры промывочной жидкости
	p,кг/м	Q, м/с
0 - 358 351 - 420 420 - 538 538 - 626 626 - 830 830 - 940 940 - 1121 1121 - 1415 1415 - 1595 1595 - 1666 1666 - 1702 1702 - 1720 1720 - 1806	1020 1020 1020 1020 1020 1020 1020 1020 1020 1020 1020 1090 1090	0,028 0,032 0,032 0,032 0,032 0,032 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,015

Определим значения средних за рейс механических скоростей:

В скважине № 1 Umi=hgi/ti

Um1=75/43=1.26м/ч; Um2=1.51 м/ч; Um3=1.43 м/ч; Um4=1.4 м/ч; Um5=0.38 м/ч; Um6=0.36 м/ч; Um7=0.38 м/ч; Um8=0.32 м/ч; U m9=0.34 м/ч.

В скважине № 2

Um1=70/52=1.53 м/ч; Um2=1.44 м/ч; Um3=1.38 м/ч; Um4=1.32 м/ч; Um5=0.36 м/ч; Um6=0.43 м/ч; Um7=0.37 м/ч; Um8=0.34 м/ч; U m9=0.34м/ч.

Для первого ряда скоростей в скважине №1

Для 1-го рейса

y1=(9-1)/(9(9-1)-1)*((9-1)*1.52-1(1.26+1.51+1.43+0.38+0.36+0.38+0.32+0.34))/2.5249=1.698

Для 2-го рейса

y2=(9-1)/(9(9-1)-1)*((9-2)*(1.52+1.24)-2(1.53+1.44+0.36+0.43+0.37+0.34+0.34))/2.5262=2.474

Для остальных рейсов значение функции «у» вычисляется аналогично

y3=4.7; y4=8.3; y5=4.7; y6=2.91; y7=1.85; y8=0.53.

Для 2-ог ряда скоростей в скважине №2

y1=1.27; y2=3.145; y3=4.18; y4=7.158; y5=4.567; y6=2.343; y7=1.364; y8=1.669.

Максимальное значение функция «у» для ряда скоростей по скважине №1 и №2 имеет при к=4.

10.2 Выбор оптимального режима бурения

Рассмотрим задачу для второго интервала пород буримости 1534-1806 м., пробуренного в скважине №1 и №2 пятью долотами одинакового размера при нагрузке на долото Рд=180 кН и частоте вращения nk=60 об/мин. В скважине №1 отработаны долота марки 215,9 С3-ГАУ, а скважина №2 долотами марки 215,9 МС3-ГАУ. Определим среднеарифметические значения проходки на долото hд, стойкости долота tб и механической скорости проходки Uм.

Скважина №1

Hд = (43+52+47+56+49)/5 = 49

Tб = (126+147+127+139+163)/5 = 140.4

Uм = 49/140,4 = 0.34

Найдем адаптационные коэффициенты

K = Um/(hд*Pд) = 0,34(49*(180*10) ) = 8.937*10

А = t*h*P = 140,4*49*(180*10) = 6.4*10

Скважина №2

Hд = (52+46+52+54+46)/5 = 50.1

Tб = (128+190+163+90+185)/5 = 150.2

Uм = 50,1/150,2 = 0.32

K = Um/(hд*Pд) = 0,32/(50,1*(180*10) )=8.9*10

А = t*h*P = 150,2*50*(180*10) = 6.1*10

Устанавливаем предельные наибольшие эффективные значения нагрузки и частоты с учетом паспортных данных.

Рд = 0,9*Рд max =0.9*220*10 = 200 kH

nд = (40-80)/((220-130)*(200-130)+80) = 49 об/мин