ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ДОЛОТ PDC И ИХ ВЛИЯНИЕ НА ПОКАЗАТЕЛИ БУРЕНИЯ В КАРБОНАТНЫХ И ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОДАХ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ДОЛОТ PDC И ИХ ВЛИЯНИЕ НА ПОКАЗАТЕЛИ БУРЕНИЯ В КАРБОНАТНЫХ И ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОДАХ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ

Научная статья

Логунов В.П.¹, Мельников В.А.^2, *, Шокалюк В.В.³

^{1, 2, 3} РГУ нефти и газа им.Губкина, Москва, Россия

* Корреспондирующий автор (vikmelkras[at]gmail.com)

Аннотация

В статье приведены расчеты гидравлической мощности долота, перепад давления, скорости истечения раствора из насадок долота, реактивной силы, действующей на забой от гидродинамических струй из насадок долота PDC  в карбонатных и терригенных разрезах Сибирской платформы. При расчетах использован справочник Миттельмана Б.И. и показано, как считать, используя промысловые и справочные данные. Приведены графические зависимости показателей бурения от параметров бурения. Приводится методика проведения базисных долблений для получения оптимальных режимов бурения и соответствующих им показателей бурения.

Критерием отработки долот является максимальный рейсовая скорость бурения в каждом долблении.  Долота типа PDC должны отрабатываться по достижению максимального значения рейсовой скорости на долбление, что обеспечит минимальное время бурение скважины.

Ключевые слова: долота PDC, гидравлические параметры, управляющие и управляемые параметры бурения, показатели бурения, рейсовая скорость, проходка на долото, время работы долота. 

DETERMINATION OF THE HYDRAULIC CHARACTERISTICS OF PDC BITS AND THEIR EFFECT ON DRILLING PERFORMANCE IN CARBONATE AND TERRIGENOUS ROCKS OF EASTERN SIBERIA

Research article

Logunov V.P.¹, Melnikov V.A.^2, *, Shokalyuk V.V.³

^{1, 2, 3} Gubkin Russian State University of Oil and Gas, Moscow

* Corresponding author (vikmelkras[at]gmail.com)

Abstract

The article presents calculations of the hydraulic power of the bit, draw-down, solution flow rate from the bit nozzles, the reactive force acting on the bottom of hydrodynamic jets from PDC bit nozzles in carbonate and terrigenous sections of the Siberian platform. B.I.Mittleman's reference was used for calculations, and the paper shows how to perform the calculation using field and reference data. Graphic dependences of drilling indices on drilling parameters are given. The technique of carrying out basic slottings to obtain the best drilling conditions and the corresponding drilling indicators are also given. The maximum bit run speed in each slotting is the criterion for drilling bits. PDC bits should be processed to achieve the maximum value of the bit run speed for spudding drilling, which will ensure the minimum time for drilling a well.

Keywords: PDC bits, hydraulic parameters, controlling and controlled drilling parameters, drilling performance, bit run speed, advance per bit, bit operation time. 

Долота типа PDC появились в бурении сравнительно недавно и их гидравлические характеристики и влияние их на показатели бурения в отличии от шарошечных долот исследованы мало. Влияние режимов бурения и выбор критерия отработки долот исследован еще меньше. Цель статьи описать влияние гидравлических, режимных параметров на показатели работы долот и определить критерий их отработки.

Под гидравлическими параметрами промывки будем понимать сочетание управляющих конструктивных параметров долота: диаметры гидромониторных насадок долота, ; число гидромониторных насадок, n; диаметр долота,  и управляющих параметров промывки – производительность насосов, ; скорость истечения бурового раствора из гидромониторных насадок долота, ; перепад давления на гидромониторных насадках долота, ; гидравлическая сила действия струи на забой скважины,  и влияния их на показатели работы долот типа PDC.

Обоснование и расчет  гидравлических параметров будем вести на данных промысловых результатах отработки долот в карбонатных и терригенных породах при бурении в Восточной Сибири.

При  расчетах воспользуемся [1]. Результаты, приведенные в справочнике получены на реальных конструктивных и гидравлических характеристиках бурового оборудования и обоснованы гидравлическими формулами. Для анализа гидравлических параметров одна методика вычисления гидравлических параметров позволяет установить закономерности в поведении гидравлики, цель которой и стоит в нашей статье.

1. Скорость истечения струи бурового раствора из гидромониторных

насадок долота. Согласно :

   (1)

Где - табличное значение скорости истечения бурового раствора из насадок долота, м/сек; n - фактическое число насадок в долоте;  - фактическая скорость истечения бурового раствора из насадок долота м/сек;   Из (таблицы 1), согласно (1) вычислим для первой строки скорость истечения бурового раствора из насадок долота: данное долото имеет 11 насадок различного диаметра: 4 насадки диаметром =7,93мм, 6 насадок диаметром  =9,52мм, 1 насадка диаметром 11,11мм. Общая площадь насадок равна . Для трех различных диаметров насадки  определим диаметр эквивалентной насадки  при неизменном их количестве, равном 11   из уравнения: , откуда

 

Таблица 1 – Фактические показатели работы долот диаметра 295,3 мм  под техническую колонну в карбонатных породах

. Используя   и интерполируя диаметр насадки и отношения фактической производительности насоса к табличному значению, величину скорости истечения получим:

. Расчетное значение скорости истечения бурового раствора из насадок долота, хорошо согласуется с вычислениями по . Записываем расчетные величины скоростей истечения в (таблицу 1) в столбец 10, в (таблицу 2) столбец 11.

 

Таблица 2 – Фактические показатели работы долот под техническую колонну 295 мм для терригенных пород

2. Перепад давления на гидромониторных насадках долота. По :

   (2)

Где  фактическая, табличная производительность насосов.

Запишем расчетные величины перепадов давлений на долоте в (таблицу 1) в столбец 11, в (таблицу 2) столбец 10, соответственно, строка вторая в столбце.

3. Гидравлическая сила от струи бурового раствора, действующая на

забой скважины. Данная сила препятствует прижатию долота к забою скважины и создания осевой нагрузки. Сила приподнимающая инструмент из-за выталкивающей силы струи из насадок долота при подвешенной колонне равна:

   (3)

С приближением к забою выталкивающая сила возрастает и достигает максимума при касании долота забоя. Данная сила превышает (3) в несколько раз и сравнима с осевой нагрузкой на долото. При бурении расчетную нагрузку на долото необходимо увеличивать на величину выталкивающей силы, равной осевой нагрузки, т.е. на (2-5) т., что требует проведения дополнительных исследований. Запишем расчетные величины данных гидравлических сил в (таблицы 1-2)  в столбец  7, во вторую строку столбца.

4. Гидравлическая мощность долота [1]:

    (4)

увеличивается с увеличением Q и уменьшением площади гидромониторных насадок, что увеличивает . Однако,  эти величины  ограничены предельным давлением на выходе насоса. Следовательно, существует соотношение между диаметрами насадок, их количеством и значением Q, при которых  достигнет максимального значения, что определит ограничения на  по верхнему диапазону их значений для поиска оптимальных значений .   Фактические значения  по (4) запишем в столбец 11 (таблицы 1), в столбец 10 (таблицы 2) в третьей строке столбца. Соотношения между  и значениями  для долот PDC требуют исследований на реальных размерах долот, компоновках инструмента  и гидравлических параметров промывки.

5. Режимы бурения. Для шарошечных, не гидромониторных долот

режимы  бурения: осевая нагрузка на долото -  число оборотов долота -  являются управляющими параметрами бурения. Для долот типа PDC (с отсутствием опоры долота) с набором конструктивных характеристик гидромониторных долот: диаметры гидромониторных насадок, [мм]; число насадок, а также  гидравлическими управляемыми параметрами: производительности насосов -  скорость истечения струи из насадок долота -  перепад давления на долоте -  можно считать, что режимы бурения являются управляемыми параметрами от конструктивных характеристик долот PDC и управляемых гидравлических параметров – . Диапазон значений выбора режимов бурения определяется конструктивными характеристиками гидромониторных насадок и . Хотя значения  возможно  вычислять самостоятельно (независимо), но их допустимые величины   ограничиваются приведенными выше характеристиками гидромониторных долот PDC. Если гидромониторная скорость струи бурового раствора не будет разрушать горную породу, то увеличивая  мы не увеличим скороcть бурения или увеличим незначительно. Гидромониторный эффект разрушения горной породы начинается со скорости истечения бурового раствора из насадок долота не менее 80 м/сек. [2]. При бурении винтовыми забойными двигателями наибольшее значение  определяется по максимальному крутящему моменту на ВЗД при определенном , которое меньше, чем при бурении ротором из-за утечек бурового раствора в шпинделе ВЗД. Величина  определяется конструктивными характеристиками ВЗД.

При бурении ротором максимальная  определяется из допустимого крутящего момента на долоте, при котором допустимая нагрузка на бурильную колонну не будет больше допустимой крутящего момента на нормальное напряжение с учетом касательного напряжения [3].

Рис. 1 – Зависимость по данным (таблицы 1)

 

Используя [1], покажем, как изменяется гидравлическая мощность долота от диаметров гидромониторных насадок и величины Q.

Построим график зависимости  рейсовой скорости  для карбонатных пород по данным (таблицы 1).

Рис. 2 – Функция для карбонатных пород диаметр долота 295 мм

 

Построим график зависимости  для терригенных пород по данным (таблицы 2). Гидравлическую мощность долота можно повысить, увеличивая производительность насоса и уменьшая площадь сечения насадок в долоте.

Рис. 3 – Функция  для терригенных пород диаметр долота 295 мм

С увеличением и максимального значения проходки в карбонатных породах значение  достигает (Рис. 2) максимального значения. В терригенных породах с максимальной  и минимальным значением проходки  достигает максимального значения, так как  в терригенных породах почти в 6 раз больше, чем в карбонатных. Тенденция роста  с уменьшением проходки и ростом механической скорости прослеживается. В карбонатных породах на график   сильно влияет качество работы ВЗД, которое неизвестно в данных промысловых данных.

Зависимости механической скорости бурения  от гидравлических параметров гидромониторного долота PDC: , конструктивных параметров  и значений осевой нагрузки на долото  возможно получить исследуя фактические промысловые параметры долблений, а также в процессе долбления, специально проводя замеры механической скорости бурения хотя бы при трех фиксированных . Замеры механической скорости бурения при трех фиксированных  в процессе долбления следует проводить следующим образом. Такие замеры необходимо проводить в начале долбления, в середине долбления и в конце долбления перед подъемом долота. Фиксируются значения  и в процессе бурения 1 м замеряется время бурения ; крутящий момент на долоте , где  крутящий момент  измеряется при нулевой нагрузке на долото  и при нагрузке на долото . При турбинном бурении при застопоренном роторе.  Затем фиксируется значения   с шагом по нагрузке не менее (2-3)т и по числу оборотов, насколько позволяет конструкция ротора, но не менее 20 об/мин и также фиксируется время бурения 1м - . Затем фиксируется значения  и замеряется время бурения 1м . Назовем проведение таких долблений базисными долблениями, позволяющими установить зависимости параметров долота, гидравлики и режимов бурения с показателями или значениями механической скорости бурения. Вместо приведенных рекомендаций проведения базисных долблений возможны аналитические исследования указанных зависимостей на реальных стендах, что не исключает все же проведение базисных долблений и занесения полученной базисной информации в карточки отработки долот для проведения и использования аналитических исследований в практическом бурении. В процессе проведения базисных долблений получим следующую информацию:

   (5)

По полученным значениям в (5) вычислим средний удельный крутящий момент:

в зависимости от диаметра долота и типа свиты. На Рис.4 показана качественная зависимость крутящего момента на долоте и значений осевой нагрузки.

Рис. 4 – Качественная зависимость крутящего момента на долоте от осевой нагрузки

 

Изучение интенсивности разрушения горной породы во времени в сопоставлении с характеристиками долбления: механической скоростью, проходкой и временем бурения с одной стороны, значениями режимов бурения – осевой нагрузки на долото; числа оборотов долота, производительностью и площадью гидромониторных насадок.  и значением магнитной проницаемости выбуренной горной породы с другой. В процессе долбления долото изнашивается и продукты его износа выносятся вместе с породой. Замер магнитной проницаемости горной породы в процессе долбления, совместно с режимами бурения и полученными показателями позволяют получить закономерности износа долота от режимов и влияния их на показатели бурения. Бурение гидромониторным долотом не изучено и влияние гидравлической мощности долота и режимов бурения на механическую скорость проходки во времени требует изучения. Изучение данных взаимодействий требует проведения лабораторных и промысловых исследований.

Промысловые исследования зависимостей показателей бурения: механической скорости бурения, проходки на долото, времени бурения от гидравлической мощности долота, осевой нагрузки и числа оборотов связано с трудностями получения текущих показателей бурения в процессе бурения.

В промысловых данных законченных долблений показаны конечные показатели долбления: проходка на долото, механическая скорость, время бурения. Показатели долбления в процессе бурения - время бурения «однотрубки» бурильных труб отсутствуют. Поэтому использовать критерий подъема долота по промысловым данным невозможно, невозможно изучить зависимости изменения механической скорости бурения в процессе долбления, а отсутствие информации вида (5) не позволяет установить зависимости режимов бурения от показателей бурения. С помощью одной теории невозможно получить такие зависимости и, следовательно, не только управлять процессом отработки долота, но и проектировать показатели бурения в процессе проектирования скважин.  Структура информации, показанная в (5) должна быть базисной.

Покажем, как в производственных условиях использовать структуру информацию (5).

Рис. 5 – Зависимость 

 

Выбираем на (рис.5) второй или третий режим и бурим до следующего базисного долбления. Если выбрали режим бурения для третьего базисного долбления, то следующие базисные долбления  проводим с режимами: .

Тогда качественные зависимости показателей бурения от осевой нагрузки показаны на (рис.6)

Число оборотов долота в процессе проведения базисных долблений может оставаться постоянным.

На рис.6 показан случай проведения базисных долблений при постоянном числе оборотов долота.

Рис.6 - Зависимость при 

 

На (рис.7) показан график зависимостей рейсовой скорости от времени бурения и проходки на долото  по номерам указанных долблений №5, №6, №11 и №3 в (таблице 3).

 

Рис. 7 – Зависимость рейсовой скорости от времени бурения и проходки

 

Если режимы бурения держим постоянными после проведения базисных долблений до следующего базисного долбления, обязательно проводим замер времени бурения каждой «однотрубки» и одновременно вычисляем значение рейсовой скорости по формуле:

   (6)

Где i - порядковый номер наращивания «однотрубки»; нарастающая проходка в момент наращивания.

Следовательно, пятое долбление с проходкой , временем бурения  и рейсовой скоростью  является оптимальным долблением, так как оно обеспечивает минимальное бурение интервала под хвостовик в интервале 2188-2874 м.

Долбление с максимальным значением рейсовой скорости соответствует минимальному времени рассматриваемого  интервала бурения.

 

Таблица 3 – Фактические показатели работы долот под хвостовик  колонну диаметра 152,4 мм в терригенных  породах Красноярского края

Выводы

При одинаковых конструкциях скважин, глубин бурения в карбонатных и терригенных породах Восточной Сибири потенциальные возможности для карбонатных  пород возможны при использовании компоновок РУС. С увеличением гидравлических параметров долот  увеличиваются показатели работы долот PDC.  В сильно искривленных скважинах необходимо увеличить число ТБТ в обсаженном вертикальном участке ствола.

Проведение базисных долблений в процессе бурения долотами PDC необходимо для установления качественных и количественных закономерностей режимов бурения на показатели бурения и выбора эмпирических моделей работы долот.

Конфликт интересов Не указан.

Conflict of Interest None declared.

Список литературы / References

1. Миттельман Б.И. Справочником по гидравлическим расчетам в бурении / Б.И. Миттельман.- Москва. Государственное научно – техническое издание нефтяной и горно-топливной литературы: - 257 с.
2. Балденко Ф. Д. Расчеты бурового оборудования / Ф. Д. Бадденко. -Москва. : РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина: – 428 с.
3. Инструкция по расчету бурильных колонн (РД 39 – 01147014-502 - 85),– Куйбышев; ВНИИТнефть, 1986. – 129 с.
4. Бронзов А. С. Кустовое строительство скважин на нефтяных и газовых промыслах / А. С. Бронзов. - Москва. ГОСТОПТЕХИЗДАТ; 1962. - 326 c.
5. Вудс Г., Лубинский А. Искривление скважин при бурении / Г. Вудс, А. Лубинский. - Москва. ГОСТОПТЕХИЗДАТ; 1960. – 160 с.
6. Григорян А. М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами / А. М. Григорян. - Москва. Недра;1969. – 192 с.
7. Булатов А. И. Проектирование конструкций скважин / А. И. Булатов, Л. Б. Измайлов. О. А. Лебедев.- Москва. Недра; 1979. – 280 c.
8. Булатов А. И. Решение практических задач при бурении и освоении скважин / А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. – Краснодар. Советская Кубань; 2006. – 744 c.
9. Басарыгин Ю. М. Заканчивание скважин. / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. – Москва. Недра; 2000. – 670 c.
10. Булатов А. И. Бурение горизонтальных скважин / А. И. Булатов, Е. Ю. Проселков, Ю. М. Проселков. – Краснодар. Советская Кубань; 2005. – 424 c.

Список литературы на английском языке / References in English

1. Mittelman B. I. Spravochnik po gidravlicheskim raschetam v burenii [Reference for hydraulic calculations in drilling] / B. I. Mittelman. - Moscow. State scientific and technical publication the oil andfuel mining literature. 1963. – 257 p. [in Russian]
2. Baldenko F. D. Raschet byrovogo oborydovaniy [Calculation of drilling equipment] / F. D. Baldenko. - Moscow. Gubkin Russian State University of oil and gas.  - 428 p.  [in Russian]
3. Instrukciy po raschetu burilnyh kolonn [Instructions for the calculation of drilling columns] / (RD 39-01147014-502-85).- Kuibyshev; VNIITneft, 1986. -129 p. [in Russian]
4. Bronzov A.S. Kustovoe stroitelstvo skvagin on neft and gas promyslah [Bush construction of wells on oil and gas Fisheries] / A. S. Bronzov. - Moscow. Leningrad 1962. - 326 p. [in Russian]
5. Woods G., Lubinsky A. Iskrivlenie scvagin for burenii [Warp wells Drilling] / G. Woods, A. Lubinskiy. - Moscow. Leningrad. 1960. – 160 p. [in Russian]
6. Grigoryan А. М. Vskrytie plastov mnogozaboinymi and gorizontalnymi skvaginami [Opening of layers by multi-hole and horizontal wells] / A. M. Hrynarian. - Moscow. Nedra, 1969. 192 p. [in Russian]
7. Bulatov А. I., Izmailov L. B., Lebedev O. А. Proektirovanie konstrukcii skvagin [Design of Well constructions] / A. I. Bulatov, L. B. Izmaylov. O. A. Lebedev. - Moscow. Bowels 1979. – 280 p. [in Russian]
8. Bulatov A. I., Proselkov Y. M. Reshenie prakticheskih zadash pri burenii and osvoenii skvagin [Solution of practical problems in drilling and development of Wells] / A. I. Bulatov, Y. M. Proselkov. Krasnodar. Soviet Kuban; 2006. – 744 p. [in Russian]
9. Basarygin Y., Bulatov A.I., Proselkov Y, M. Zakanchivanie skvagin [completion wells] / Y. Basarygin, A.I. Bulatov, Y. M. Proselkov . Moscow. Bowels 2000. – 670 p. [in Russian]
10. Bulatov A.I., Proselkov E. Y., Proselkov Burenie gorizontalnyh skvagin [drilling gorizontal Wells] / A. I. Bulatov, E. Y. Proselkov, Yu. M. Proselkov. Krasnodar. Soviet Kuban; 2005. – 424 p. [in Russian]