Технология капитального ремонта скважин методом забуривания вторых наклонно-направленных стволов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

• технология капитального ремонта скважин методом забуривания вторых наклонно-направленных стволов
• ВВЕДЕНИЕ
• скважина забуривание ствол
• Разработка Тугтунского газо-нефтеносного месторождения осуществляется более 20 лет. Общая обводненность в настоящее время составляет более 90%.
• Учитывая сложность геологического строения Тугтунского месторождения и необходимость поддержания высокого уровня добычи нефти в течение длительного времени, обусловили необходимость производства капитальных ремонтов скважин. Это позволило сократить падение добычи нефти в начале 90-х годов, а в настоящее время добыча стабилизировалась и находится на отметке 3,6 млн. т. в год. Все затраты с содержанием большого количества бригад капитального ремонта скважин окупаются, кроме того после реализации дополнительно добытой нефти имеется прибыль. В настоящее время очень перспективный вид работ в капитальном ремонте - это бурение горизонтальных скважин, что позволяет при существующей системе сбора и подготовки нефти на месторождении обеспечить рост коэффициента извлечения запасов нефти с 22% до 45%.
• 1. Общий раздел
• 1.1 Административное расположение
• В административном отношении Тугтунская эксплуатационная скважина расположена в северной части Городовиковского района Калмыкии, в 4 км. К юго-востоку от поселка Красный Маныч, и в 16 км. к северо-востоку от пробуренной поисковой скважины Пролетарской площади.
• Рельеф местности характеризуется более или менее ровной поверхностью, высотные отметки не превышают 50м.
• Климат района - континентальный с довольно суровой зимой и знойным летом. Среднегодовое количество осадков 300-400мм. Максимальной количество осадков приходится на летние месяцы (июнь, июль), минимальные - на зимние (январь, февраль) Среднегодовая температура воздуха +8⁰С. Преобладают ветры восточных направлений, холодные зимой, знойные летом.
• Водные ресурсы - гидросеть района развита хорошо. Озеро Маныч-Гудило располагается южнее скважины порядка 20км., а западнее ее Пролетарское водохранилище. Имеются отдельные соленые озера и заболоченные участки. Уровень грунтовых вод значительно колеблится в зависимости от времени года и количества атмосферных осадков.
• Источник водоснабжения буровой и питьевой воды от артезианской скважины. Связь с буровой - по спутниковому телефону. Дорожная сеть представлена в основном грунтовыми дорогами, расположенными вдоль лесополос и проходимыми лишь в сухое время года. Ближайшей железнодорожной станцией является город Сальск. От города Сальска до поселка Ямалта через село Романовка проходит гравийная дорога протяженностью 65км.
• 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика
• Таблица 1.1 - Литолого-стратиграфический разрез

Система, отдел, ярус, горизонт	Литологическая характеристика пород	Глубина кровли, м	Мощность, м	Углы падения
1	2	3	4	5
Антропоген + миоцен (N).	Представлен песками серыми, зеленовато-серыми с прослоями алевритовых глин.	0	180	0 - 045
Несогласие
Хадумский горизонт (Pg3 - Ol).	Представлен глинами зеленовато-серыми, плотными, с прослоями песка и алеврита.	180	70	045 - 1
Эоцен (Pg2 - E).	Представлен песками светло-серыми, почти белыми, мелкозернистые с прослоями глин, буровато-серых, алевритистых и с прослоями бурых углей.	250	360	045 - 1
Палеоцен (Pg1 - tl).	В кровле песчаники мелкозернистые, глинистые, слабоизвестковистые, сменяются аргиллитами плотными с линзами глинистых песчаников.	610	140	045 - 1
Несогласие
Верхний мел (Cr2).	Сложена глинами зеленовато-серыми, зелеными, голубовато-серыми, вязкими с линзами тонкозернистого кварцевого песка, с включением известняка. Глины обладают способностью течь под воздействием давления	750	60	1
Несогласие
Палеозой (карбон) (P).	Песчаные пласты, являющиеся нефтегазоносными, представлены мелкозернистым песчаником с прослоями темных глинистых пропластков.	810	50 (вскр.)	1

• 1.3 Водоносность
• Площадь проектируемых работ находится на стыке четырех резко отличных гидрогеохимических зон, границы между которыми не установлены и достоверные данные о термобарических параметрах вблизи них отсутствуют. Это не позволяет однозначно прогнозировать гидрогеологические и термобарические условия бурения.
• Водоносные комплексы: антропогеновый и эоценовый.
• Антропогеновый водоносный комплекс связан присутствием грунтовых и пресных паводковых вод, пригодных для питья и технических целей (минерализация 0,5 - 10 г/л). Водообильность комплекса невысокая. Статические уровни устанавливаются на глубине 5 - 100 м от поверхности земли. В эоценовом комплексе получены притоки непереливающих вод с минерализацией 10 - 40 г/л. Газосодержание колеблется от 500 до 1000 см³/л. Притоки вод самые различные от слабых до значительных.
• 1.4 Нефтегазоносность
• Структурные ловушки в Палеозойских отложениях обычно заполнены углеводородами до залежи. Определенная закономерность в размещении нефтегазовых залежей пластов заключается в том, что с западных частей к центру свода происходит постепенное отглаживание ловушек (залежей). Общая толщина пластов - 36 м. Пластово-сводовые залежи нефти и газа связаны с терригенными отложениями пластов вартовской свиты. Уровни водонефтяного контакта определены в пределах 837 - 846 м, газонефтяного контакта 810 - 837 м. По всей площади нефтенасыщенная часть пластов подстилается подошвенной водой , а средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по месторождению незначительна и составляет 9 м.
• В пределах Тугтунской площади прямых признаков нефтегазоносности не установлено. На площадях, находящихся вблизи участка проектируемых работ, притоков газа или нефти из верхнее-меловых отложений не зарегистрировано. Верхнее-меловые отложения в рассматриваемом районе относятся к категории неизученных комплексов.
• 1.5 Пластовые (поровые) давления и давления гидроразрыва
• В проектируемой скважине Тугтунской площади ожидаются следующие величины пластовых давлений, табл. 1.3.
• Таблица 1.3 - Пластовые и поровые давления

Глубина, м	Давление, МПа	Коэффициент аномальности
	Пластовые	Поровые	Пластового	Порового
1	2	3	4	5
300	3,0 - 3,3	3,30 - 3,90	1,0 - 1,1	1,1 - 1,3
600	6,3 - 6,7	7,4	1,1	1,3
860	9,2 - 9,6	11,30	1,2	1,6

Давление гидроразрыва необходимо знать при определении конструкции скважины, особенно глубины спуска кондуктора, а также при цементировании обсадных колонн. Ожидаемые величины давления гидроразрыва приведены в табл. 1.4.

Таблица 1.4 - Давление гидроразрыва пластов

Глубина разреза, м	Давление гидроразрыва, МПа
1	2
0 - 300	4,6
300 - 600	4,6 - 11,4
600 - 860	11,4 - 15,2

1.6 Температурный режим в скважине

Таблица 1.5 - Температурная характеристика разреза

Глубина, м	Температура, єС
1	2
300	34
600	66
860	92

1.7 Физико-механические свойства горных пород

Свойства горных пород разреза скважины приведены в табл. 1.6.

Таблица 1.6 - Физико-механические свойства горных пород

Глубина, м	Породы	Твердость, МПа	Категория твердости	Категория абразивности
1	2	3	4	5
600 - 640	Песчаники	326	3	4
640 - 670	Глины и аргиллиты	377	3	3
670 - 720	Аргиллиты	479	4	4
720 - 750	Глины и аргиллиты	356	3	4
750 - 780	Глины	138	2	2
780 - 810	Глины и известняк	246	3	4
810 - 835	Песчаники	374	3	5
835 - 860	Песчаники и глины	288	3	4

1.8 Виды осложнений, их приуроченность к отдельным интервалам разреза

Интервал 0 - 300 м, представленный песками и алевритовыми глинами антропоген-миоценовского возраста, характеризуется пониженными пластовыми давлениями, Т₃₀₀ = 34С. Из осложнений возможны незначительные поглощения промывочной жидкости.

Интервал 300 - 600 м, сложенный различными осадочными породами эоценовского возраста, характеризуется нормальными и несколько повышенными пластовыми давлениями, К_а = 1,15. Поровое давление изменяется от 3,3 до 7,4 МПа; Т₆₀₀ = 66С. Из осложнений возможны осыпи и сужения стенок скважины против проницаемых пластов.

Интервал 600 - 860 м, выраженный песчаниками, текучими глинами - палеоцен - карбонового возраста, характеризуется повышенными пластовыми (К_а = 1,15) и поровыми (К_а = 1,1-1,6) давлениями. Т₆₀₀ = 66С; Т₈₆₀ = 92С. Из осложнений возможны прихват бурового инструмента и нефтегазопроявления. При получении интенсивных притоков пластовых вод, температура на устье может достигать 90С.

2. технико-технологический раздел

2.1 Типовая конструкция скважины

Под конструкцией скважины понимается число спускаемых обсадных колонн, глубина их установки, диаметр долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, высота подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве. Выбор конструкции скважины зависит от многих факторов: назначения скважины, проектной глубины, геологического строения месторождения, устойчивости горных пород, характера изменения пластовых давлений, состава пластовых жидкостей, профиля скважины, способа и технологии бурения, метода вскрытия продуктивного пласта, дебета и способа эксплуатации, экономичностью. В соответствии с геологическими условиями бурения, требованиями, предъявляемыми к газовым эксплуатационно-нагнетательным скважинам, лабораторией технологии проводки скважин утверждена следующая конструкция скважины.

Общие сведения о конструкции скважины и характеристика конструкции скважины приведены в таблице 12 и 13, соответственно.

Таблица 12 - Типовая конструкция скважины

Наименование колонны	Диаметр колонны, мм	Глубина спуска, м	Назначение обсадной колонны
Кондуктор	324	0-250	Спущена с целью перекрытия поглощающих отложений сарматского яруса, караганчокракского горизонта. Зацементирована до устья.
Промежуточная	219	0-650	Зацементирована до устья. Установлен цементный мост в интервале 320-385 м для вырезки окна в колонне на глубине 315 м. Устье оборудуется герметизатором УП-90.
Эксплуата ционная	146	0-860	Спускается с целью перекрытия и изоляции вскрытых продуктивных отложений хадумского горизонта от вышележащих для обеспечения планируемых объемов закачки и отбора газа. Цементируется с недоподъемом цемента на 240 м.

Таблица 13- Характеристика конструкции скважины

Название колонны	Интервал устан. колонны или секц. раздельн. спуска, м	Диаметр долота и расширителя,мм	Интервал по типу резьбы и диаметру,м	Тип резьбы	Диам. Колонны мм	Коэф. кавер-нозности	Интервал по типу цемент, раствора,м	Тип цементного раствора	Плотностьцем.раствкг/м3
Кондуктор	0-250	393,7	250-0	Треуг. короткая	323,90	1,25	250-0	ГТЦТ-50	1820
Промежуточная	0-650	295,3	650-0	Треуг. короткая	219,10	1,25	650-0	ПЦТ-50	1820
Эксплуатационная	0-860	190,5	860-0	ОТТГ-норм.	146,10	1,25	860 -600 600-240	ГЩТДО-100 ПЦТ-50	1820 1820

2.2 Расчет профиля скважины

Отклонение нового забоя от старого должно быть больше радиуса зоны выработки, т.е. второй ствол в интервале ее фильтровой части должен пройти за пределами этой зоны. В противном случае возможны различные осложнения в процессе бурения и, кроме того, будет затруднен нормальный приток жидкости в скважину после зарезки и бурения второго ствола.

При определении профиля ствола следует руководствоваться:

- профиль проектируется на цель заказчика (профиль ствола зависит от направления залегания продуктивного пласта);

- оптимальная длина бокового ствола (зависимость от интервала профиля первоначального ствола скважины);

- интенсивность искривления не должна превышать 5⁰ на 10 метров, за исключением случаев без спуска хвостовика (применение телесистем допускает интенсивность искривления до 12⁰ на 10 метров);

- окно зарезки в обсадной колонне эксплуатационной скважины располагается в интервале глин, между муфтами эксплуатационной колонны (хорошее качество цементажа в межколонном пространстве);

- при выборе интервала забуривания место зарезки бокового ствола выбирается, по возможности, ближе к забою основного ствола, так как в случае низкого качества цементного камня за эксплуатационной колонной или его отсутствия проводятся работы по повторному цементированию затрубного пространства;

- проектирование осуществляется с учетом оптимальной траектории скважины и, исходя из условий возможности проводки скважины при различных режимах бурения, доведение нагрузки на долото и последующим спуском колонны;

- при проектировании бокового ствола следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов;

- проектирование бокового ствола с горизонтальным окончанием необходимо начинать с определения протяженности, формы и направления горизонтального участка скважины (указанные параметры зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, распределения горной породы по твердости и устойчивости разреза), и окончательно выбирать после бурения и пробной эксплуатации на конкретном месторождении нефти и газа нескольких разведочных скважин;

- геологическая характеристика разреза должна давать полное представление о следующем:

а) возможность завершения скважины без разобщения и изоляции нижней части разреза, включая продуктивный пласт;

б) наличие интервалов устойчивых пород и их мощность;

в) литологический состав, характер и степень фациальных изменений пород продуктивного пласта и вышележащих пластов;

г) углы наклона и его мощность;

- эксплуатационная характеристика пласта должна включать:

а) запасы нефти/газа, добыча которых вертикальным или наклонными скважинами затруднена или практически невозможна;

б) пластовое давление;

в) состояние разработки залежи;

г) режим работы пласта;

д) способы эксплуатации и предполагаемая частота, причины и характер ремонтов;

е) эффективность других методов интенсификации добычи и методов увеличения нефтеотдачи.

В данном случае расчет профиля горизонтальной скважины сводится к определению длины тангенциального участка при заданных остальных параметрах (рисунок 1).

Назначение скважины -- экслуатационно-нагнетательная

Проектная глубина по вертикали Н - 860м

Проектная длина по стволу скважины L - 880м

Вид скважины -- наклонно-направленная трех интервальная

Азимут бурения - 90°

Максимальный зенитный угол - 17°

Радиус кривизны R - 870,38 м

Максимальная интенсивность изменения зенитного угла -- 0,75 град/10м

Отклонение от вертикали точки входа в подошву продуктивного пласта А - 110м

Диаметр колонны в которой проводятся работы - 219 мм

Зарезка на глубине h₁ = l₁ =315м.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1 - Расчетная схема

Для расчета профиля скважины используются следующие формулы.

Вертикальный участок:

h₁ = l₁ = 315 м.

Участок набора кривизны:

- горизонтальная проекция

,

м;

- вертикальная проекция

, м;

- длина ствола скважины

,

м.

Участок наклонно прямолинейный:

- вертикальная проекция

,

м

- горизонтальная проекция

,

88,86м

- длина ствола скважины

,

м.

Суммарная длина

- ствола скважины

м;

- горизонтальных проекций

м;

- вертикальных проекций

м.

2.3 Выбор типоразмера долот

Максимальный диаметр спускаемой эксплуатационной колонны или хвостовика определяем в зависимости от диаметра колонны, в которой будут проводиться работы по вскрытию окна.

Проектирование следует начинать с выбора долота для бурения второго ствола. При этом учитывают следующее:

1) диаметр колонны, в которой будут проводиться работы по зарезке и бурению второго ствола;

2) зазор между колонной и долотом, обеспечивающий свободное прохождение долота внутри колонны.

Диаметр долота, D_д, мм, которым предстоит бурить второй ствол под эксплуатационную колонну или хвостовик, определяют по формуле:

,

мм,

где D_в - внутренний диаметр колонны, в которой будут проводится работы, D_в = 201 мм;

- зазор между внутренним диаметром колонны и долотом, принимается равным 5 мм.

Выбираем долото III 190,5 МС-ГВ.

После выбора долота определяют диаметр колонны d_K, мм, спускаемой в пробуренный ствол, вычисляют по формуле

,

где ₁ - зазор между стенкой скважины (диаметром условно принятым равным диаметру долота) и наружным диаметром спускаемой колонны, размеры которого приведены ниже.

Диаметр долота, мм	97	118	140	190,5	214	243	269
Зазор 1, мм	12	14,5	13	22	34	37,5	50,5

мм.

Принимаем диаметр равным 146 мм.

Проектирование конструкции скважин заканчивается сравнением наружного диаметра спускаемой эксплуатационной колонны и колонны, в которой проводятся работы.

При этом необходимо соблюдение следующего условия:

.

Рекомендуемые зазоры ₂ приведены ниже

Диаметр колонн, в которой проводится работа, Dн , mm	114	146	168	219	273	299	325 и выше
Наружный диаметр спускаемой эксплуатационной колонны dк, мм	73	89	114	146	168	168	168
Зазор 2 , мм	20,5	28,5	27	36,5	52,5	65,5	78,5

Условие выполняется.

После выбора и уточнения конструкции скважин необходимо подобрать режущий инструмент для вскрытия окна в колонне, размеры которого должны быть такими, чтобы спускаемые долота, колонна, аппаратура для геофизических исследований и т.п., свободно проходили через окно в процессе работы.

Максимальный диаметр райбера D_p , мм, определяют по формуле:

мм,

мм.

Далее выбирают тип отклонителя. Перед спуском отклонителя колонна, в которой проводится работы по зарезке и бурению второго ствола, обследуется специальными шаблонами (направлением), диаметр и длину которого определяют по формулам:

мм,

мм,

где D_o - наибольший диаметр спускаемого отклонителя, мм; L_o -- длина спускаемого отклонителя, м.

Выбираем отклонитель ОТ-219, для которого D_o = 168мм L_o = 4600мм = 4,6м

Длина желоба или конической части - 2800мм. Угол скоса клина = 3°.

Определим диаметр шаблона и его длину:

D_M= 168 + 3= 171мм;

L_M = 4,6 + 3 = 7,6 м (принимаем 8м).

Таким образом, после завершения работ по зарезке и бурению второго ствола скважины будем иметь двухсекционную 219x146 -- мм эксплуатационную колонну с воронкой на глубине 290м, и подъемом цементного раствора до воронки.

2.4 Технология зарезки «окна» в эксплуатационной колонне

2.4.1 Подготовительные работы к зарезке «окна»

В интервале зарезки второго ствола прорезается «окно» в эксплуатационной скважине. Предварительно необходимо обследовать эксплуатационную колонну ребристым шаблоном, чтобы установить возможности спуска отклонителя. С помощью локатора муфт определяют точное местоположение муфт эксплуатационной колонны.

Затем в колонне создают цементный стакан с таким расчетом, чтобы упираясь в него, отклонитель обеспечил прорезку окна, минуя муфты. Для нахождения места расположения муфты и создания цементного кольца для опоры отклонителя применяют механический фиксатор (I ФГМ - 219).

После создания цементного стакана на бурильных, трубах спускают отклонитель (ОТ - 219) для обеспечения необходимого отклонения райберов при вскрытии "окна" в колонне и придающей начальное направление буровому инструменту при бурении второго ствола. Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны и её состояния. Перед спуском отклонителя в скважину необходимо проверить его размеры и все основные узлы. Затем болтами соединяют спускной клин с направляющим клином. Отклонитель в собранном виде на бурильных трубах при небольшой скорости спускают в скважину, наблюдая за показаниями индикатора веса. При достижении отклонителем забоя (цементный мост) телескопическое устройство срабатывает, шпильки срезаются, а отклонитель продолжил перемещаться вниз, закрепляется плашками в колонне. Затем резкой посадкой инструмента (8 - 10 тс) срезают болты, соединяющие отклонитель со спускным клином, и поднимают клин на поверхность.

2.4.2 Определение длины «окна» в колонне

Работы по вскрытию окна в колонне являются операцией, предшествующей бурению второго ствола, и, как правило, производятся с промывкой буровым раствором. Длина окна зависит от диаметра прорезаемой колонны, угла скоса отклонителя, диаметра и рабочей длины райбера. Определяем длину окна вскрываемого комбинированным райбером в 219мм в эксплуатационной колонне с толщиной стенок, равной 9мм. В скважину спущен отклонитель ОТ-219.

Длину окна l, мм, определяем по формуле:

,

где D_в - внутренний диаметр прорезаемой колонны, мм;

- угол скоса клина отклонителя, равный 3°;

d₁ - наибольший диаметр райбера-192мм (райбер ФРС-219-3);

d₂ - наименьший диаметр райбера-- 148мм;

h - рабочая длина райбера, равная 580мм

Получим:

мм

Таким образом, длина вскрытого окна равна 1,366 м.

«Окно» считается полностью вскрытым и обработанным, когда райбер без вращения инструмента свободно входит в него.

2.4.3 Технические средства для вырезания щелевидного окна в обсадной колонне

В обсаженной скважине дополнительный ствол забуривают через щелевидный вырез или в интервале сплошного вырезанного участка в обсадной колонне. В качестве режущего инструмента при создании щелевидного выреза в обсадной колонне используют фрезеры или райберы различных типов. Наиболее распространены райберы типа ФРС № 1, 2 и 3. Основным райбером - №1 прорезывают отверстие в колонне, затем райбером № 2 отверстие увеличивают на длину скошенной части отклонителя, а райбером № 3 вырез обрабатывают и калибруют. Ствол из обсаженной скважины забуривают по трем схемам: с использованием стационарного клинового отклонителя через щелевидное окно в обсадной колонне; с применением стационарного или съемного отклонителя в интервале вырезанного участка обсадной колонны; с помощью отклонителей на базе забойных двигателей в интервале вырезанного участка обсадной колонны. Райбер с центрирующим направлением (РЦН), разработанный в АзНИПИнефти, является универсальным, так как позволяет за один рейс получить полноразмерный вырез в обсадной колонне. Конструкция райбера РЦН состоит из двух рабочих элементов, соединенных между собой переводником. Нижний рабочий райбер, имеющий форму усеченного конуса, прорезает колонну, а верхний, имеющий цилиндрическую форму, калибрует вырез. Нормальный ряд райберов типа РЦН разработан для обсадных колонн диаметрами 141, 146 и 168 мм.

Рисунок 3 - Схема вырезки «окна» в обсадной колонне

В местных условиях часто используются райберы оригинальной конструкции. Для примера на рисунке 4 показаны разборные райберы конструкции НГДУ "Хадыженнефть". Эти райберы технологичны в изготовлении и надежны в работе.



Рисунок 4 - Райберы конструкции НГДУ "Хадыженнефть": а - РК-3; 1,3- верхняя и нижняя рабочие части; 2 - переводник; б - РТ-3-143; 1 - корпус; 2 - переводник; 3 -рабочая часть

Режущие элементы райберов армируются пластинами твердого сплава марок ВК8, Т17К12, Т5К12В. Ввиду высокой стоимости твердого сплава Азинмаш рекомендует изготовлять райберы путем литья в металлический кокиль магниевого чугуна с отбеленной коркой до глубины, несколько превышающей высоту зуба, твердость которого HRC = 85-86. Сердцевину литого райбера упрочняют термообработкой. Применять для изготовления режущих кромок сталь марки Р18 Азинмаш не рекомендует, так как при окружной скорости более 45 м/мин кромка быстро затупляется. В райберах малого диаметра, когда окружная скорость невелика, могут быть использованы быстрорежущие стали.

За рубежом райберы выпускают многие фирмы, изготавливающие бурильный инструмент. Райберы, как правило, армируются осколками карбида вольфрама, что дает возможность после сработай повторно наплавлять рабочие поверхности инструмента. Ряд фирм выпускает для получения выреза в обсадной колонне алмазные фрезы, которые используют в сочетании с фрезой цилиндрической формы, расположенной выше. Применение таких фрез на глубине свыше 3000 м в колоннах из высокопрочной стали марки Р-110 позволяет сократить число спускоподъемных операции не менее чем на два рейса для получения одного полноразмерного выреза.

В ряде случаев для забуривания дополнительного ствола из обсаженной скважины удаляют участок колонны на заданном интервале. Для этой цели применяют секционные (интервальные) фрезы, являющиеся разновидностью раздвижных буровых инструментов, которые используют при расширении или калибровке ствола скважины. ВНИИБТ разработал два типа устройств для вырезания участков обсадных колонн различного диаметра. Устройство вырезающее универсальное УВУ предназначено для вырезания участка обсадной колонны диаметрами 168, 178, 194 и 219 мм (в зависимости от варианта исполнения) с целью забуривания в этом интервале нового ствола скважины или вскрытия продуктивного пласта.

Основные технические характеристики

Длина без центраторов, мм 1866

Осевая нагрузка на резцы, кН, не более 40

Частота вращения изделия, с" 0,66-1,17

Температура рабочей среды, °С, не более 100

Перепад давления на устройстве, МПа 2-4

Средняя механическая скорость вырезания, м/с 19-10°

Проходка на комплект резцов по трубе из стали группы прочности Д

для забуривания ствола, м, не менее 9

Число резцов 5



Рисунок 5 - Универсальное вырезающее устройство конструкции ВНИИБТ

Основные технические данные нормального ряда УВУ приведены ниже.

Диаметр обсадной колонны, мм	Диаметр, мм	Длина, мм (с центраторами)	Масса, кг (с центраторами)
	По направляющим	По корпусу	По раскрытым резцам
168	160	140	212	3830	310
178	170	148	220	3830	320
194	184	164	236	3830	329
219	210	190	260	3830	336

Универсальное вырезающее устройство представляет собой фрезерующий инструмент, резцы которого выдвигаются под действием давления промывочной жидкости. Обсадная колонна фрезеруется при вращении бурильного инструмента.

В случае прекращении подачи бурового раствора при отрыве резцов от поверхности резания возвратная пружина перемещает поршень с толкателем в исходное положение и резцы возвращаются в пазы патрона.

Вырезающее устройство центрируется в обсадной колонне направляющими центраторами, размещенными выше и ниже резцов. Усилие центрирования регулируется подбором и установкой пружин с расчетными характеристиками. Место положения верхнего центратора выбирают из расчета, чтобы оно находилось в обсадной колонне выше выреза. Место расположения нижнего центратора не изменяется в процессе работы устройства.

Число режущих пластин выбирают исходя из необходимости своевременного удаления стружки с обрабатываемой поверхности. Для прорезания и торцевания колонны используют резцы различных типов. Форма прорезных пластин 0143А (ГОСТ 2209-82), материал - титаново-танталовый сплав марки ТТ17К12. Для отвода стружки металла перед передним режущим элементом имеется фаска, перед вторым -- канавка.

Для торцевания колонны в обычных условиях применяют резцы со ступенчатым расположением режущих элементов. Глубина резания обеспечивается тремя расположенными друг над другом пластинами из твердого сплава.

В каждом варианте исполнения вырезающего устройства резцы, направляющие и ограничители имеют различные размеры, соответствующие внутреннему и наружному диаметрам обсадной колонны. Остальные детали по размерам одинаковы для обеспечения универсальности вырезающего устройства.

Испытания вырезающего устройства типа УВУ, проведенные в ряде НГДУ, показали, что в среднем на вырезание участка длиной 6-8 м затрачивается от 13 до 26 ч при четырех рейсах инструмента. Для нормальной работы вырезающего устройства подача бурового раствора должна составлять 10-14 л/с, частота вращения инструмента 40-50 об/мин, осевая нагрузка при прорезании 5-10 кН, при торцевании колонны 40 кН. Опыт показывает, что на прорезание колонны затрачивается 0,17-0,25 ч, средняя проходка на комплект прорезных резцов 0,95 м, торцовых 2,12 м, средняя механическая скорость вырезания участка колонны прорезными резцами 0,2 м/ч, торцовыми резцами 0,9 м/ч.

За рубежом участок обсадной колонны вырезают с помощью секционных фрезеров, являющихся разновидностью раздвижных буровых инструментов, применяемых для расширения и калибровки ствола скважины. Многие американские фирмы в настоящее время изготовляют универсальные раздвижные инструменты, которые при установке соответствующего режущего элемента могут выполнять функции расширителя, фрезы или трубореза. Наиболее простыми являются фрезерные инструменты, предложенные А. Каммерером. В этих фрезах резцы в транспортном положении фиксируются с помощью шпинделя. При переводе резцов из транспортного положения в рабочее шпиндель остается неподвижным, а корпус перемещается, что снижает опасность заклинивания фрезера в скважине. Один из вариантов секционного фрезера Каммерера, предназначен для работы на больших глубинах. Особенностью этой конструкции является то, что на больших глубинах затруднено создание больших гидравлических перепадов давления промывочной жидкости из-за больших гидравлических сопротивлений. Поэтому для раздвижения лап с резцами используют специальную пружину, создающую дополнительное усилие 7-8 кН. Колонна прорезается внешними выступами лап, армированными твердым сплавом. После того, как колонна прорезана, резцы выдвигаются полностью из корпуса и фрезерование продолжается до их полной сработки. При подъеме инструмента резцы упираются в торец трубы, а шпиндель движется вверх, сжимая пружину и утапливая резцы в пазы.

2.5 Технология бурения участка набора кривизны ствола скважины

Искривление скважины на заданном интервале проводят с помощью отклоняющего инструмента. В процессе бурения участка набора зенитного угла необходимо стремиться к тому, чтобы компоновка низа бурильной колонны оставалась неизменной. Геометрические размеры компоновки необходимо изменить, если фактическая интенсивность искривления больше расчётной на 1,5°/10 м и более. Эффективность проводки скважины, по заданному профилю определяется интенсивностью набора зенитного угла на проектном интервале. Поэтому в ходе бурения участка искривления необходимо систематически контролировать фактическую интенсивность для конкретно применяемой компоновки. Для второго рейса бурильную колонну с отклонителем спускают с учетом результатов предыдущего рейса. Угол установки отклонителя определяют исходя из конкретных условий. Окончание бурения участка набора зенитного угла определяют по данным инклинсметрических замеров, проведенных в конце участка искривления.

Отклоняющие компоновки выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого состояния ствола скважины и. требуемой интенсивности его искривления. Отклоняющие компоновки с кривым переводником рекомендуется применять при бурении скважин в устойчивых геологических разрезах, в которых не ожидается значительного увеличения диаметра ствола. Отклоняющие компоновки (ОК) с кривым переводником отличаются простотой сборки и эксплуатации. Геометрические размеры отклоняющих компоновок рассчитывают в зависимости от заданной интенсивности искривления скважины.

2.6 Технология бурения наклонно прямолинейного интервала скважины

Стабилизация угла прямолинейного участка наклонно направленной зажины важнейший этап её проводки, так как прямолинейный участок самый протяженный элемент профиля, успешная проводка которого определяет экономичность бурения скважины. Поэтому бурение наклонно прямолинейного участка данной скважины рекомендуется проводить роторным способом, применяя жесткую компоновку, которая обеспечит стабилизацию зенитного угла. Используемые простейшие компоновки для бурения второго ствола приведены в таблице 14.

Таблица 17. Компоновка низа бурильной колонны при бурении

Интервал бурения	Условный номер КНБК	№№	Элементы КНБК
			Типоразмер шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ	Расстояние от забоя до места установки, м	Наружный диаметр, мм	Длина, м	Масса, кг	Назначение
Бур. 315-586	1	1 2 3 4 5	III 190,5МС-ЦВ КЛС-190 Д 1-127 Кривой переводник 0,75 СТТ-108	ТУ26-02-874-80 ТУ26-16-109-80 ТУ39-1118-86	0 0,35 1,45 6,0 6,7	190,5 190 127 108	0,35 1,1 4,5 0,7 10,0	28 133 300 50 600	Долото Калибратор ВЗД Переводник Телесистема
Бур.86-860	2	1 2 3 4 5	III190,5МС-ГВ КЛС-190 УБТС 1-146 КЛС-190 УБТС 1-146	ТУ26-02-874-80 ТУ26-16-109-80 ТУ14-3-835-79 ТУ26-16-109-80 ТУ14-3-835-79	0 0,35 1,45 9,5 10,6	190,5 190 146 190 146	0,35 1,1 12,0 1,1 12,0	28 133 672 133 1680	Долото Калибратор Ут.б.трубы Калибратор Ут.б.трубы

Для повышения эффективности работы долота за счёт лучшей центрации его в стволе скважины и предотвращения заклинивания компоновки над долотом устанавливается полноразмерный калибратор. Установка калибратора приводит к перераспределению сил на центраторе и долоте. Установлено, что уменьшение реакции на центраторе приводит к росту сил на калибраторе, и наоборот. Следовательно, увеличивая диаметр центратора, можно значительно разгрузить калибратор и добиться увеличения ресурса его работы.

При проходке наклонно-прямолинейного участка режим бурения должен быть таким же, как и при бурении вертикальных скважин в этом же интервале. В процессе бурения наклонной скважины необходимо учитывать, что фактическая нагрузка на долото может значительно отличаться от фиксируемой индикатором веса и зависит от конфигурации ствола и коэффициента трения. При такой компоновке бурят с высокой частотой вращения ротора и небольшими нагрузками на долоте.

В таблице 15 приведены технико-технологические мероприятия, обеспечивающие успешную проводку скважины.

Таблица 15 - Технико-технологические мероприятия

№№	Наименование и характеристика мероприятий	Цель проведения мероприятий
1	Перед началом зарезки второго ствола произвести дефектоскопию и опрессовку бурильного инструмента	Во избежание аварий с бурильным инструментом
2	Интервалы сужений и посадок проработать и промыть, скорость проработки - 20 м/час	Допуск бурильного инструмента и эксплуатационной колонны до забоя
3	Недопущение простоев скважины, поддержание уровня бурового раствора на устье	Предупреждение осыпей, обвалов стенок скважины и прихватов бурильного инструмента
4	Снижение скорости спуска бурильного инструмента до 0,2-0,3 м/сек. Бурение хадумских отложений на буровом растворе, содержащем добавку наполнителя	Для предупреждения интенсивных поглощений при прохождении продуктивных отложений
5	Снижение скорости спуска бурильного инструмента до 0,3 м/сек при подходе долота к "окну" в 219 мм колонне и подъема бурильного инструмента в интервале 860-325 м до 0,38 м/сек (П скорость).	Предотвращение повреждения "окна" и аварийной ситуации

2.7 Телеметрическая система для ориентирования отклоняющей компоновки при бурении дополнительных стволов из эксплуатационных колонн (ЭТО-2)

Для контроля процесса набора зенитного угла в заданном направлении при бурении дополнительных наклонных и горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн малодебитных и бездействующих нефтяных и газовых скважин во ВНИИБТ (O.K. Рогачев) разработаны малогабаритные телеметрические системы с электропроводным каналом связи -ЭТО-1 и ЭТО-2. Телесистемы предназначены для измерения угла закручивания бурильной колонны и контроля угла установки отклонителя в процессе бурения.

Телесистема ЭТО-2 позволяет также проводить измерения зенитного угла ствола скважины в процессе бурения. Телесистема ЭТО-2 состоит из спускаемого на трехжилъном геофизическом бронированном кабеле измерительного зонда, который на нижнем конце имеет направляющую планку, и наземного измерительного устройства.

Применение ее предусматривается с использованием специального переводника для пропуска кабеля внутрь бурильной колонны, а также установочного переводника типа "Зенит", который размещается над отклонителем и имеет специальный, ориентированный с меткой отклонителя паз, служащий для фиксации измерительного зонда через, планку. Телесистема используется в комплексе с предохранительными переводниками для крепления и предохранения наружной части кабеля от повреждений при спуске переводника внутрь кондуктора и съемными грузами, устанавливаемыми над измерительным зондом. Число их определяется необходимой скоростью спуска зонда на забой. Техническая характеристика

Глубина спуска (взависимости от длины кабеля),………..0-3000

Начальный угол наклона скважины, градус 5

Максимальный зенитный угол скважины, градус 180

Диапазон измеряемого зенитного угла, градус 5-89

Диапазон угла закручивания, число оборотов:

Влево 5

Вправо 5

Относительная погрешность измерения угла закручивания в пределах одного оборота, градус 2,0

Температура окружающей среды, °С, вокруг:

забойного зонда 100

наземного блока 50

Габариты, мм:

Забойного зонда:

наружный диаметр 36

длина 500

наземной части 255x180x90

Забойной части:

без грузов, направляющих планок и кабельного ввода... 2,5 наземной части:

с батареями 1,5

с источником питания 2,2

Напряжение электропитания, В:

-от батарей 36

-от сети 220+10

Потребляемая мощность, Вт 0,1

Принцип работы с телесистемой заключается в следующем. Перед началом ее использования проводят инклинометрию нижнего участка ствола скважины для определения его зенитного угла и азимута и дальнейшего применения полученных данных для фиксации реперных точек забойного зонда и отклонителя через установочный переводник.

КНБК собирается с отклонителем, затем устанавливается переводник "Зенит" и ориентируется его паз с меткой отклонителя. Колонну спускают на забой. На верхний конец бурильной колонны (до ведущей трубы) устанавливается кабельный переводник. На нижний конец измерительного зонда укрепляется направляющая планка, которая ориентирована с меткой первичного преобразователя зонда; на верхний конец подсоединяется разъем геофизического кабеля, сматываемого через направляющие ролики с барабана лебедки. С другой стороны кабель подключается к наземной аппаратуре. Работоспособность системы проверяется на поверхности путем поворота зонда на 360°. Зонд с грузами пропускается в кабельный переводник и спускается до стыковки его с пазом переводника. Момент контакта с переводником контролируется измерением длины кабеля и ослаблением его натяжения, а фиксация - в процессе предварительного ориентирования.

В процессе предварительного ориентирования путем переключения переключателя на лицевой панели наземного измерительного прибора замеряют положение забойного первичного преобразователя по шкале индикатора и регулятором устанавливают значение сигнала, равное нулю. Медленно поворачивая колонну ротором вправо (один оборот), убеждаются, что показания прибора линейно увеличиваются от нуля до полного отклонения стрелки (т.е. до отметки 360°). Снова устанавливают "нуль" на шкале прибора, затем проводят ориентирование отклонителя в нужном направлении путем поворота колонны ротором на расчетный угол и опять устанавливают нуль. Далее осуществляется герметизация кабеля в кабельном переводнике с помощью сальникового уплотнения. После этого наворачивается ведущая труба, с помощью предохранительного хомута укрепляется кабель и начинается бурение. В зависимости от режима работы нижняя часть колонны с отклонителем поворачивается на некоторый угол, величина которого считывается по стрелочному прибору. Так можно измерять угол закручивания КНБК. Для установления отклонителя в заданное направление необходимо довернуть колонну до значения "нуль" на шкале прибора (рис. 7). В процессе бурения "нуль" на шкале прибора поддерживается поворотами ротора влево и вправо.



Рисунок 7 - Схема расположения КНБК в плане: ₁, ₂, _о -- азимут соответственно скважины, бурения и отклонителя (при заданной ситуации отклонителя необходимо довернуть ротором на угол ₂ - _о)

2.8 Выбор типа и параметров бурового раствора

Буровые растворы должны обеспечивать безопасность ведения работ по выводу скважины из бурения с максимальной производительностью. При бурении скважин растворы выполняют различные функции, которые подразделяются на пять основных групп.

1. Гидродинамические функции обусловлены вязкостью, инерцией и другими свойствами движущейся жидкости:

- вынос выбуренной породы из скважины и освобождение от нее на земной поверхности;

- размыв породы на забое скважины (гидромониторный эффект);

- отвод тепла от долота при его работе на забое скважины.

2. Гидростатические функции обусловлены весом бурового раствора, оказывающим давление на стенки скважины, прочностью раствора на сдвиг:

- предотвращение проникновения в ствол газа, нефти и воды из пластов, образующих стенки скважины;

- удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

- сохранение целостности стенок скважины, сложенных слабосцементированными породами;

уменьшение нагрузки на талевую систему.

3. Функции коркообразования обусловлены способностью буровых растворов образовывать в поровом пространстве стенок скважины и на их поверхности фильтрационную корку, обладающую пониженной проницаемостью и некоторой прочностью:

- уменьшение проницаемости стенок скважины;

- сохранение или усиление связанности слабосцементированных пород;

- уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважины.

4. Физико-химические функции обусловлены физико-химическим взаимодействием компонентов бурового раствора с породами, составляющими стенки скважины, с пластовыми водами, с бурильным инструментом:

- сохранение устойчивости стенок скважины, несмотря на воздействие фильтрата бурового раствора;

- предохранение бурового оборудования от коррозии и абразивного разрушения;

- сохранение естественной проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;

- сохранение необходимых технологических свойств раствора, несмотря на воздействие выбуренной породы, пластовых вод, высокой температуры;

- улучшение буримости породы.

5. Прочие функции:

- сохранение теплового режима в многолетнемерзлых породах при их разбуривании;

- содействие установлению геологического разреза скважины при помощи геофизической аппаратуры и возможности изучения природы выбуренных частиц, выносимых раствором из скважины.

Высокой эффективности буровых работ можно достичь при выполнении следующих мероприятий.

1. Выбор плотности, параметров, обеспечивающих выполнение гидравлической программы, и типа бурового раствора, удовлетворяющего при минимальной стоимости геологическим условиям бурения. Правильный выбор типа раствора минимизирует вероятность возникновения осложнений при бурении и освоении пластов, обусловленных его взаимодействием со стенками скважины и шламом.

2. Определение рецептуры (состава компонентов) выбранного типа бурового раствора, обеспечивающей получение необходимых технологических свойств последнего с целью интенсификации процесса промывки без увеличения вероятности возникновения осложнений. При установлении рецептуры необходимо учитывать экономику, а также содержание и состав твердой фазы, реологические, тиксотропные, смазочные и в ряде случаев фильтрационные свойства раствора.

3. Своевременное восстановление технологических свойств бурового раствора. Оптимальное управление свойствами бурового раствора наряду с эффективной очисткой предполагает контроль его показателей и наличие данных как о степени потери эффективности компонентов раствора в различных условиях, так и об изменении контролируемых показателей в зависимости от качественного и количественного изменения состава бурового раствора.

При выборе типа бурового промывочного раствора ставиться цель достигнуть такого соответствия свойств раствора геолого-техническим условиям, при котором исключаются или сводятся к минимуму нарушения устойчивости или другие осложнения процесса бурения. Буровой раствор необходимо выбирать с учетом устойчивости горных пород при бурении, по механизму нарушения невозмущенного состояния, по восприимчивости к воздействию буровых растворов. С учетом всего вышеизложенного, а также принимая во внимание литологический состав пород и ожидаемые осложнения, произведем выбор типа бурового раствора. Известковые буровые растворы относятся к числу саморегулирующихся ингибирующих систем. Их применяют при разбуривании неустойчивых глинистых отложений, склонных к осыпям, обвалам и набуханию. Опыт использования известковых буровых растворов показал их высокую эффективность для предупреждения осложнений при бурении, связанных с гидратацией и диспергированием выбуренных пород. Ингибирующее действие известковых буровых растворов основывается на двух основных процессах:

переход в результате ионного обмена натриевых интенсивно набухающих глин разреза в кальциевые;

необратимое поглощение извести, приводящее к модифицированию поверхности глинистых частиц раствора и породы.

Величина плотности бурового раствора определяется согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» НПО ОБТ Москва, 2003 и рассчитывается по формуле

,

где - проектное пластовое давление, Па; - глубина залегания кровли продуктивного пласта, м; - коэффициент, учитывающий превышение статического давления столба бурового раствора над пластовым (при 1200 значение = 1,1; при 1200 значение = 1,05).

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5-3,0 МПа для более глубоких скважин.

Определим реологические характеристики бурового раствора ₀ и по регрессионным уравнениям:

где - динамическое напряжение сдвига, Па;

- плотность бурового раствора, кг/м³;

- пластическая вязкость, Пас.

Па;

Пас.

Типы и технологические параметры буровых растворов приведены в таблице 16.

Таблица 16- Тип и технологические параметры бурового раствора

Интервал бурения, м	Плотн.кг/м3	Условн., вязк., с	Фильтрация см/30 мин	СНС, 1 мин	дПА 10 мин	Корка	РН
Бентонитовый
315-860	1060	30-40	4,0-5,0	15-30	30-60	0,5-1	7-8

2.9 Выбор параметров режима бурения

2.9.1 Обоснование осевой нагрузки на долото

Осевая нагрузка на долото создается за счет веса нижней части бурильной колонны. При увеличении нагрузки на долото механическая скорость проходки вначале интенсивно растет до возможного максимального значения, а затем уменьшается. Таким образом, существует критическое значение осевой нагрузки на долото, превышение которой нерационально.

Осевую нагрузку на долото G_д, Н, с учетом показателей механических свойств горных пород и конструктивных данных о площади контакта рабочих элементов долота с забоем определяем по формуле:

,

,

где а - эмпирический коэффициент, учитывающий влияние забойных условий на изменение твердости (а = 0,3 -- 1,59);

Р - твердость породы, определяемая по методике Л.А Шрейнера, Па;

F_K - площадь контакта зубьев долота с забоем, определяется по формуле В.С.Фёдорова, мм

D - диаметр долота, мм;

- коэффициент перекрытия;

- притупление зубьев долота, мм

Значение и в зависимости от размера и типа долота определяются по таблицам. Для долота D = 190,5 мм : = 0,99 и = 2,0 2,5 мм.

мм².

Для обеспечения объемного разрушения пород твердостью до 700 МПа расчетная осевая нагрузка по формуле (16) будет равна:

кН.

2.9.2 Обоснование частоты вращения

Частота вращения влияет на условия показателя работы породоразрушающего инструмента. Частоту вращения регулируют по-разному, в зависимости от способа бурения: в роторном бурении она может ступенчато изменяться в некоторых пределах, которые определяются технической характеристикой буровой установки; в турбинном - частота изменяется в зависимости от крутящего момента на валу двигателя в соответствии с его рабочей характеристикой.

Крутящий момент винтового забойного двигателя зависит от расхода рабочей жидкости и перепада давления в двигательной секции.

Требуемая частота вращения определяется по формуле:



где D_д - диаметр долота, см

G_д - нагрузка на долото, кН

об/мин.

2.9.3 Обоснование расхода промывочной жидкости

Подача насосов должна быть достаточной для очистки забоя и охлаждения долота, выноса шлама на поверхность, эффективной работы гидромониторных долот и гидравлических забойных двигателей. В то же время, при выборе подачи насосов должны быть учтены параметры насосной группы (гидравлическая мощность, подача и давление при различных диаметрах цилиндровых втулок, допускаемое давление в обвязке насосов).

Из условий обеспечения промывки забоя и охлаждения долота подача насосов может быть определена:

Q₁ = 0,785 q_уд D²_д

где q_уд - расход жидкости (удельный) на единицу площади забоя (при использовании гидравлического забойного двигателя q_уд = 0,5 0,65 м/с);

D_д - диаметр долота

Q₁ = 0,785 0,65 0,1905²=0,019 м³/с.

При использовании гидромониторных долот подача насосов должна обеспечить скорость гидромониторной струи в пределах 80-139 м/с, поэтому:

Q₂ = (80 130) F_н (20)

где F_н - суммарная площадь сечения насадки долота.

Для обеспечения выноса шлама и предотвращения загрязнения жидкости выбуренной породой подача насосов должна удовлетворять условию:

Q₃ = 0,785 (к₁к₂U + С) ((к₃ D)² - d_н² ) (21)

где к₁ - коэффициент, учитывающий реальные условия равновесия твердых частиц в движущемся потоке, (1,14);

к₂ - коэффициент, учитывающий вращение бурильной колонны (в данном случае к₂= 1);

к₃ - коэффициент уширения (кавернозности), (1,1);

к₄ - коэффициент формы обломков (к₄ = 3);

d_н - наружный диаметр бурильных труб, (114 мм);

d_ш - средний диаметр частицы шлама, м;

_ш , _ж - соответственно удельный вес частицы шлама и промывочной жидкости, Н/м³;

Избыточная скорость восходящего потока С определяется из условия допустимой концентрации шлама:

где V_м - механическая скорость бурения, м/с;

- допустимая объемная концентрация шлама в восходящем потоке (0,02);

F_з , F_к - площадь соответственно забоя и кольцевого пространства, м²;

Механическая скорость бурения составляет: 2,8 м/ч 0,0008 м/с.

Тогда по формуле (22):

м/с.

При отсутствии информации по шламу эквивалентный диаметр частицы следует определять:

для долот типа МС:

d_ш = 0,002 + 0,035D_д = 0,002 + 0,035 0,1905 = 0,0087 м.

Средняя плотность пород, слагающих рассматриваемый интервал разреза - 2500 кг/м³

_ш = 2500 9,81 = 24525 Н/м³

_ж = 1060 9,81 = 10300 Н/м³

Расчетная скорость погружения частиц в жидкости по:

м/с.

Тогда расход по формуле (21):

Q₃ = 0,785 (1,14 1 0,329 + 0,045) ((1,10,1905)² - 0,114²) = 0,012 м³/с.

Для улучшения выноса шлама в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах желательно обеспечить турбулентность восходящего потока.

При не вращающейся бурильной колонне скорость восходящего потока может быть определена по формуле

(23)

где ₀ - динамическое напряжение сдвига, Па

м/с.

Тогда расход при этой скорости:

м³/с,

При бурении гидравлическими забойными двигателями подача насосов должна обеспечить заданный вращающий момент на валу двигателя.

Для винтового двигателя:

где Q_табл - расход промывочной жидкости при котором двигатель развивает момент М_табл (справочные данные), м³/с;

М_зд - момент двигателя необходимый для преодоления сопротивлений на долоте, Нм;

М_зд к_зд (М_уд G + М₀)

где к_зд - коэффициент, учитывающий момент на преодоление сил трения в подшипниках забойного двигателя (1,11,2)