CC BY
97
DOI: https://doi.org/10.23670/IRJ.2019.82.4.009
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
и 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, d,H [мм]; число гидромониторных насадок, n ; диаметр долота, ДД [мм] и управляющих параметров промывки - производительность насосов, Q [л / сек ]; скорость истечения бурового раствора из гидромониторных насадок долота, [м / сек ] ; перепад давления на гидромониторных насадках долота, др [кг / см2 ]; гидравлическая сила действия струи на забой скважины, Тг \кг\ 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 [i, с.211]:
y _ 3 * } табличное пч
v н = (1)
n
Где (юн \^ичное' табличное значение скорости истечения бурового раствора из насадок долота, м/сек; п —
фактическое число насадок в долоте; Ун — 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 d,н = 7,93мм, 6 насадок диаметром = 9,52мм, 1 насадка диаметром 11,11мм. Общая площадь насадок равна 5 = 721,22мм2. Для трех различных диаметров насадки определим диаметр эквивалентной насадки при неизменном их количестве,
равном 11 из уравнения: 5 = 0,785 * ц * dЭкв = 721,22 мм2, откуда
Таблица 1 - Фактические показатели работы долот диаметра 295,3 мм под техническую колонну в карбонатных
Интервал бурения, м Номер долбления Тип долота Проходка, м Время Бурения,час Механичническая скорость, м/час Осеная нагрузка, т, сила струи на забой, кг Насадки.колич х диаметр, мм Производительность насосов, л/сек Скорость истечения из насадок, м/сек с- & „1 2 О на /см лоо ия /г,к ьдо ен те, в ст и о Э 2 3 н ер Й о « ^ ^ 1 « « - г 2 ' в § п н, я е , а р ке ак е к с Пе оя чес тч тс ил Рейсоваяско-рость, м/час
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
4851826 1 295,3М Б81816 1341 198,6 6,75 6-16, 193 4х7,93;6х9,52; 1х11,11 8=721,22 47,5 65,86 146-230, 26,75, 169.42 5,376
4851418 2 295,3РБ С М913 933 124,6 7,48 7-14, 133.4 3х11; 6х9,5 8=710 43 60,56 129-227, 23,27, 133,41 5,824
9652395 3 295,3 РБС ММ74Б 1430 210,7 6,78 9-20, 197,4 4х7,94; 6х9,53 8=625,56 44 70,4 152-210, 31,57, 185,2 5,39
9102102 4 295,3 МБ8181 6 ькиив РХ 1192 135,2 8,8 4-14, 96,67 6х11,11; 5х12,7 8=1214,42 42,5 35 178-255, 7,96, 45,1 6,578
8082334 5 295,3М1 913ЬРХ 1526 204,2 7,48 9-21, 76,54 9х14 (1384) 41 29,62 175-218, 5,53; 31,2 5,81
8822327 6 295,3 РБС ММ65Б 1445 205,4 6,9 3-14, 186,3 3х7,94;3х9,53; 1х10,32;2х11,1 8=639,74 43 67,21 153-215, 29,13, 167 5,54
3371704 7 295,3 РБС М1913Ь РХ 1367 212,5 6,43 5-20, 124,7 8х11;1х9,5 8=830,726 40,5 48,79 67-210, 15; 81 5,18
3381400 8 295,3 РБС Моги 716 1062 144,9 7,32 5-19, 128,6 7х10,5 8=605,823 39,5 65,2 125-205, 21,26; 112 5,73
3422063 9 295,3 РБС МБ8181 6 киивР X 1721 209,2 8,22 6-13, 202,6 10х11,3 1х10,3 8=1085,65 43,5 40 160-208, 18,67, 108,29 6,27
4821067 10 295,3 М1913Ь РХ 585 126,3 4,63 6-14, 181,2 9х9,53 8=643,67 42,5 70,69 6 140-160, 28,16, 159,57 3,92
10672162 11 295,3 МБ8181 6 киивР X 1095 155,2 7,05 1214, 266,2 2х7,94 9х8,75 8=639,69 42,5 66,44 155-202, 41,62, 235,85 5,53
Л = / 721,22 = 9,14мм . Используя [1, с.209] ЭКВ ^11* 0,785
и интерполируя диаметр насадки и отношения фактической
I* 0,785
производительности насоса к табличному значению, величину скорости истечения получим:
3 *(тн)
Т
т/ _ - \ Н 'ТАБЛИЧНОЕ У Н
3 *(101,214) ^47,5
11
( ,5) = 65 56м/сек . Расчетное значение скорости истечения бурового 20
раствора из насадок долота, хорошо согласуется с вычислениями по [1]. 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
н
е р
у
б л а
в р
е
етн
К
н
нел б л
о
д
р
е ем о
К
а т о
л
о
д
п и Т
ак
д
о
х о
а
н
е р
ру с
е р
т
ь т с
о р
рко
с ая с
ка
н и
х е
й о б а з а н и
у
рт с
ал и с
к о
аи
д
X А ^
ад м
3
ол п
5 3
ас б
Я °
к
е
д,
о х с а Р
а н я и н
ел
п
е р
е
с
ь т с о н
3 о
н е ч е т с и ь т с
о р
рко
о
1
3
7
8
9
10
11
12
627 -1863
295,3 У8516БИ
хи
1236
25,89
47,74
4-15, 188,36
3x10,3 4x9,5 S=533,23мм
4050
64-155,
35,34, 212
84,43
633 -1922,7
295,3 У8516БИ
хи
1089, 7
40,40
26,97
2-14, 179,58
3x9,53 4x10,3 8=548,3
40-50
100-180, 32,77, 196,62
82,1
634 -1580
295,3 У8516в2 Ии
946
23,14
40,
112,7, 194,4
3х8,73 3x11,11 1х9,52 8=541,8
43,748,8
148-179, 35,88, 221,23
85,36
634 -1956
295,3 У8516БИ
хи
1322
28,17
46,93
1-15, 156,48
1х8,73(5) 1х11,11(2) 8=173,11(57 _2_
41-46
132-185, 90,45, 524,6
76,5
5391184
295,3 У516в2И
и
355
8,1
43,91
1-14, 200,46
4х8,73 2х11,11 5х9,52 8=788,8
43-46,6
120-169, 25,44, 152
59,55
631 -1800
295,3 У516в2И
и
1169
25
46,76
1-15, 186,46
2х10,31 5х9,52 8=522,6
43,744,5
118-193, 35,68, 209,78
84,38
645 -2137
295,3 У516в2И
и
1492
35,6
41,91
2-13, 186,46
2х10,32 5х9,52 8=522,93
44
100-232, 35,68, 209,78
84,29
640 -1542
295,3 У516в2И
и
902
18,1
49,89
1-12, 186,46
2х10,31 5х9,52 8=522,6
44
100-186, 35,68, 209,78
84,29
2. Перепад давления на гидромониторных насадках долота. По [1] [1, С.215]:
ДРн =
9 * (ДРВ)
В 'ТАБЛИЧНОЕ
в>
в:
Флк \2 9 *63,77 ,47,5 2 „^„^ . 2
ФАК- )2 =-^—* (—-)2 = 26,75кг / см2
112
20
(2)
Где
вфж, вТАБЛ — факшчес^ 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:
п
2
4
5
6
1
2
2
3
4
5
6
7
8
2
п
Тг =АРН * 5 = 26,75 * 721,22 == 193кг (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]:
АРН * 0 26,75 * 47,5 .„.„г т —= —--— = 169,42[л.с.]
N = —Н—— = —--— = 169,42|л.с. I (4)
7,5 7,5 (4)
увеличивается с увеличением 0 и уменьшением площади гидромониторных насадок, что увеличивает АРЯ .
Однако, эти величины ограничены предельным давлением на выходе насоса. Следовательно, существует
соотношение между диаметрами насадок, их количеством и значением 0, при которых N = АРН *0 [л с ] достигнет
7,5 1 ' .
максимального значения, что определит ограничения на Рос, ПОБ по верхнему диапазону их значений для поиска оптимальных значений РОС, пОБ . [3] Фактические значения N[л.с] по (4) запишем в столбец 11 (таблицы 1), в столбец 10 (таблицы 2) в третьей строке столбца. Соотношения между N [л.с.] и значениями Рос, ПОБ для долот
РБС 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 - Рос, [т]; число оборотов долота - пОБ, [об / мин] являются
управляющими параметрами бурения. Для долот типа РБС (с отсутствием опоры долота) с набором конструктивных характеристик гидромониторных долот: диаметры гидромониторных насадок, [мм]; число насадок, а также гидравлическими управляемыми параметрами: производительности насосов - 0, [л / сек ] скорость истечения струи из
насадок долота - ^, [м / сек ] перепад давления на долоте - АР, [кг / см2 ] можно считать, что режимы бурения являются управляемыми параметрами от конструктивных характеристик долот РБС и управляемых гидравлических параметров - [ 0, АР, ]. Диапазон значений выбора режимов бурения определяется конструктивными характеристиками
гидромониторных насадок и [ 0, АР, ]. Хотя значения Рос, ПОБ возможно вычислять самостоятельно
(независимо), но их допустимые величины ос , п об / мин ограничиваются приведенными выше характеристиками гидромониторных долот РБС. Если гидромониторная скорость струи бурового раствора не будет разрушать горную породу, то увеличивая Рос, ПОБ мы не увеличим скорость 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 р+ос
определяется по максимальному крутящему моменту на ВЗД при определенном 0+ , которое меньше, чем при бурении ротором из-за утечек бурового раствора в шпинделе ВЗД. Величина 0+ определяется конструктивными характеристиками ВЗД. [2]
При бурении ротором максимальная р+ос 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. [з]
Рис. 1 - Зависимость Ым = / (5", в) по данным (таблицы 1)
Используя [1], покажем, как изменяется гидравлическая мощность долота от диаметров гидромониторных насадок и величины в .
Построим график зависимости рейсовой скорости у = /(У'шх, Н) для карбонатных пород по данным (таблицы
1).
Рис. 2 - Функция У = / (Vмж, Н) для карбонатных пород диаметр долота 295 мм
Построим график зависимости ^ = / (Ушх, Н) 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 Ур = / (УМЕХ, Н) для терригенных пород диаметр долота 295 :
С увеличением ^^ и максимального значения проходки в карбонатных породах значение Ур достигает (Рис. 2) максимального значения. В терригенных породах с максимальной УШх и минимальным значением проходки Ур
достигает максимального значения, так как в терригенных породах почти в 6 раз больше, чем в карбонатных. Тенденция роста УР с уменьшением проходки и ростом механической скорости прослеживается. В карбонатных породах на график ^ = /(УМЕХ, Н) сильно влияет качество работы ВЗД, которое неизвестно в данных промысловых данных.
Зависимости механической скорости бурения от гидравлических параметров гидромониторного долота
РБС: Q, АР, ¥н , конструктивных параметров , п и значений осевой нагрузки на долото Рос и пОБ возможно получить исследуя фактические промысловые параметры долблений, а также в процессе долбления, специально проводя замеры механической скорости бурения хотя бы при трех фиксированных Рос и ПОБ . Замеры механической
скорости бурения при трех фиксированных РОС и ПОБ 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 Р1 и п1 и в процессе бурения 1 м замеряется время бурения Р [час]; крутящий
момент на долоте М10кр; М1КР [кг * м], где крутящий момент М10 ^р измеряется при нулевой нагрузке на долото и при нагрузке на долото Р1 - М1№. При турбинном бурении при застопоренном роторе. Затем фиксируется
значения Р2ос и п20Б 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 -X2тгр ; М20кр;М2КР . Затем фиксируется
значения Р3ос и п30Б и замеряется время бурения 1м tЗБyP ; М3^,М3¡^ 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:
Д ,{nг,Жн^№,ГМЕХ1,Ш,ТП,М<
Р1ос; Шоб ; ^БУР ;МI0 КР ;М 1КР
Р2ос;п2 ОБ
; X 2 БУР; М 20
КР ; М 2 КР
рзос;п3 ОБ
; х3бур ; М 30
КР ;М 3КР
(5)
По
полученным
= ( М2КР -ШКР
Р2ОС Р1ос
значениям в (5)
М3„в -М2т +М3т -М2
+ -
Р3ОС Р2ОС
Р3ОС Р2ОС
вычислим средний
К ): 3 = Муд (Р)
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).
Ущх
Рис. 5 - Зависимость = / (Рос, п)
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: Р1, Р2, Р3 + АР и п1, п2, п3.
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 ¥шх при п = сот1\Р = уаг
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:
V =_
УРг N
12,5 * г
(Е + ТСП01 + (ТНАР + Тпром) * (I — 1))
(6)
^ Н
Где I — порядковый номер наращивания «однотрубки»; г = —■>— Н — нарастающая проходка в момент
12,5' ]
наращивания.
Следовательно, пятое долбление с проходкой Н5 = 686м , временем бурения ТБ5 = 9,93час и рейсовой скоростью V5Р = 17,69м / час 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.
г=1
Таблица 3 - Фактические показатели работы долот под хвостовик колонну диаметра 152,4 мм в терригенных породах _ ___ Красноярского края _____
Интервал бурения, м Номер долбления. Тип долота Проходка, м Время бурения, час Механическая скорость, м/час Осевая нагрузка, т Насадки.колич / диаметр, мм Расход, л/сек /с г гК ое <n S S Я о е л в ав Д Скорость Истечения из насадок, м/сек Рейсовая скорость, м/час Примеча-ние
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
35374330 1 152,4 VS 416G2HU 793 16,84 47,09 1-7 6х7,14; S=240,1 1 14 120195 58,3 15,6 Ротор+ РУС
37514905 2 152,4 VS 416G2HU 1018 28,52 35,7 2-6 6х7,14 S=240,1 1 14 155228 58,3 14,1 ---
22443371 3 152,4 VS 515G2U 1127 24,57 46,87 до 10 5х7,94; S=247,4 5 14 112229 56,58 16,14 Ротор-РУС
27753601 4 152,4VS 516G2U 826 18,41 44,87 2-9 5х7,94; S=247,4 5 15,5 123253 62,64 15,58 Ротор-РУС
21882874 5 152,4VS 516G2U 686 9,93 69,08 До 10 5х7,14; S=200 14 128186 70 17,69 Ротор-РУС
27333772 6 152,4VS 416G2HU 1039 20 51,89 4,5 5х7,14; S=200 14 171226 70 16,63 Ротор- Рус
30743911 7 152,4VS 516G2U 837 19,41 43,12 4,0 5х7,14; S=200 14 148251 70 15,29
21712818 8 152,4VS 416HU 647 16 40,44 До 5 6х7,14; S=240,1 1 14 153242 58,3 14,92 Ротор+ РУС
22353300 9 152,4VS 416HU 1065 45,9 23,20 До 10 6х7,14 S=240,1 1 14 158260 58,3 11,95 Ротор+ РУС
25823316 10 152,4VS 416G2HU 734 26,18 28,04 4,5 6х7,14 S=240,1 1 16 129201 66,64 12,79 Ротор+ РУС
21403230 11 152,4V 416HU 1090 20,47 53,24 4,5 6х9,53 S=427,7 7 14 150236 32,73 16,93 Ротор+ РУС
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 Conflict of Interest
Не указан. 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: 1963. - 257 с.
2. Балденко Ф. Д. Расчеты бурового оборудования / Ф. Д. Бадденко. -Москва. : РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина: 2012. - 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 с.
8. Булатов А. И. Решение практических задач при бурении и освоении скважин / А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. - Краснодар. Советская Кубань; 2006. - 744 с.
9. . Басарыгин Ю. М. Заканчивание скважин. / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. - Москва. Недра; 2000. - 670 с.
10. Булатов А. И. Бурение горизонтальных скважин / А. И. Булатов, Е. Ю. Проселков, Ю. М. Проселков. -Краснодар. Советская Кубань; 2005. - 424 с.
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. 2012. - 428 p. [in Russian]
3. Instrukciy po raschetu burilnyh kolonn [Instructions for the calculation of drilling columns] / (RD 39-01147014-50285).- 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]
