Технология и техника строительства разведочной скважины №5 Берямбинского месторождения

t_ц ?0.75*б

Где, б -время начала схватывания, для холодных скважин б=120мин

t_ц ?0.75*120

89.6мин?90мин что допустимо

4.6.2 Расчет цементирования 2-й промежуточной колонны 219.1мм

Исходные данные:

1. Внутренний диаметр d_вн=196мм

2. Глубина спуска колонны 2800м

3. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h=1800м

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=1600кг/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1160кг/м³

6.Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1000кг/м³

7. Пластовое давление на глубине 2800м, Р_пл=28МПа

8. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1.15

9. Водоцементное отношение m=0.8

10. Диаметр скважины D_скв=270мм

11. Высота цементного стакана h_ц.с=10м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора

V_ц.р=0.785[(D²_скв-d²_н)*Н* к_v+ d²_вн*h_ц.с]

V_ц.р=0.785[(0.270²-0.219²)*1800*1.15+ 0.196²*10]=40.8м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц* г_ц* V_ц./1+m

Где, к_ц - коэффициент учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении

М_ц=1.05*1800*40.8/1+0.8=42840кг

Количество воды необходимой для затворения

V_ж=к_в*m* М_ц / г_в

Где, к_в - коэффициент учитывающий потери воды

V_ж=1.09*0.8*42840 /1000=37.35 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=?*Р*d²_вн*(L-h_ц.с)/4

Где, ?-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

V_пр=1.03*3.14*0.196²*(2800-10)/4=86.66 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0.785[(D²_скв -d²_н)*h_б

Где, h_б - высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

h_б= (г_р- К_а.* р_в)L/г_р-г_буф

h_б= (1160-1*1000)2800/1400-1080=1400м

V_буф=0.785[(0.270²-0.219²)1400=27.4 м³

Определяем высоту столба бурового раствора за колонной

h_р=2800-(1800+10)=990м

Гидравлический расчет

ГУЦ 219-245х320-1 [Р₁] =32МПа

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( г_ц- г_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп

Где, Р_тр -гидравлический сопротивление в момент окончания продавливания продавочной жидкости в трубах, МПа

Р_зп -гидравлическое сопротивление в момент окончания продавливания, МПа

Р_тр=0.289*10^-7* г_р*Q² (Н- h_ц.с)/ d⁵_вн

Где, Q- подача насосов в конечный момент продавливания, м³/с

Р_тр=0.289*10^-7*1160*0.003²(1800-10)/ 0.196⁵=0.002МПа

Р_зп=0.289*10^-7* г_ц* Q ²*Н/( D_скв-d_н) ³ ( D_скв+d_н) ²

Р_зп=0.289*10^-7*1800*0.003²*1800/(0.270-0.219) ³ (0.270+0.219) ²=0.026МПа

Р₁=(1800-10)(1800-1160)/ 10⁵+0.002+0.026=11.48МПа

1) Р₁=11.48МПа <[Р₁] = 32МПа,

Р₁=11.48МПа < Р_у=35.7/1.5=23.8МПа, что допустимо

2) Р₂= Р₁/0.8=11.48 /0.8=14.35МПа<[Р₂] = 32МПа, что допустимо

3) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц* г_ц/ 10⁵+ Р_зп

Где, Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=1800*1600/10⁵+0.026=28.83МПа<[Р₃] = 33МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1.5м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата по ф.10.23 [5]

Q=F*V

Где, F-площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h

F=(40.8-0.4)/1800=0.022 м²

Q=0.022*1.5=0.033м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 3-й скорости Q3=5.98л/с при диаметре втулки 115мм, а давление 14МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата

Находим число ЦА

n=Q/Q3=33/5.98+1=6.5принимаем 7шт ЦА-320М

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ г_ц* V_бун.

Где, V_бун - объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=42.8/14.5*1.6=1.84 принимаю 2шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q*m

Где, q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

Q_н=20*2=40л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60* Q_н

t_з=40.2/60*0.04=16.75мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60* Q

t_пр=86.66/60*0.033=43.7мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15мин

16.75+43.7+15=75.45мин

t_ц ?0.75*б

Где, б -время начала схватывания, для холодных скважин б=120мин

t_ц ?0.75*120

75.45мин?90мин что допустимо

4.6.3 Расчет цементирования 1-й промежуточной колонны 298.5мм

Исходные данные:

1. Внутренний диаметр d_вн=273.7мм

2. Глубина спуска колонны 1500м

3. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h=1500м

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=1600кг/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1500кг/м³

6.Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1000кг/м³

7. Пластовое давление на глубине 1500м, Р_пл=15МПа

8. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1.15

9. Водоцементное отношение m=0.8

10. Диаметр скважины D_скв=397мм

11. Высота цементного стакана h_ц.с=10м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора

V_ц.р=0.785[(D²_скв-d²_н)*Н* к_v+ d²_вн*h_ц.с]

V_ц.р=0.785[(0.397²-0.298²)*1500*1.15+ 0.273²*10]=93.7м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц* г_ц* V_ц./1+m

Где, к_ц-коэффициент учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении

М_ц=1.05*1600*93.7/1+0.8=87453кг

Количество воды необходимой для затворения

V_ж=к_в*m* М_ц / г_в

Где, к_в-коэффициент учитывающий потери воды

V_ж=1.09*0.8*87453 /1000=76.25 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=?*Р*d²_вн*(L-h_ц.с)/4

Где, ?-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

V_пр=1.03*3.14*0.273²*(1500-10)/4=90 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0.785[(D²_скв -d²_н)*h_б

Где, h_б - высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

h_б= (г_р- К_а.* р_в)L/г_р-г_буф

h_б= (1500-1,35*1000)1500/1500-1080=536м

V_буф=0.785[(0.397²-0.298²)536=28.9 м³

Гидравлический расчет

ГУЦ 273-299х250-1 [Р₁] =25МПа

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( г_ц- г_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп

Р_тр=0.289*10^-7* г_р*Q² (Н- h_ц.с)/ d⁵_вн

Р_тр=0.289*10^-7*1500*0.003² (1500-10)/ 0.273⁵=0.00038МПа

Р_зп=0.289*10^-7* г_ц* Q ²*Н/( D_скв-d_н) ³ ( D_скв+d_н) ²

Р_зп=0.289*10^-7*1600*0.003²*1500/(0.397-0.298) ³ (0.397+0.298) ²=0.0014МПа

Р₁=(1500-10)(1600-1500)/ 10⁵+0.00038+0.0014=1.49МПа

1) Р₁=1.49МПа <[Р₁] = 25МПа,

Р₁=1.49МПа < Р_у=15.87/1.5=10.58МПа, что допустимо

2) Р₂= Р₁/0.8=1.49 /0.8=1.86МПа<[Р₂] = 32МПа, что допустимо

3) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц* г_ц/ 10⁵+ Р_зп

Где, Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=1500*1600/10⁵+0.0014=24МПа<[Р₃] = 24.3МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1.5м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата по ф.10.23 [5]

Q=F*V

Где, F-площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h

F=(93.7-0.75)/1500=0.06 м²

Q=0.06*1.5=0.09м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 4-й скорости Q4=14.5л/с при диаметре втулки 125мм, а давление 6МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата

Находим число ЦА

n=Q/Q4=90/14.5+1=7.2принимаем 8шт ЦА-320М

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ г_ц* V_бун.

Где, V_бун-объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=87.45/14.5*1.6=3.76 принимаю 4шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q*m

Где, q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

Q_н=20*4=80 л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60* Q_н

t_з=93.7/60*0.08=19.5мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60* Q

t_пр=90/60*0.09=16.7мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15мин

19.5+16.7+15=51.2мин

t_ц ?0.75*б

Где, б -время начала схватывания, для холодных скважин б=120мин

t_ц ?0.75*120

51.2мин?90мин что допустимо

4.6.4 Расчет цементирования кондуктора 426мм

Исходные данные:

1. Внутренний диаметр d_вн=402мм

2. Глубина спуска колонны 630м

3. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h=630м

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=1400кг/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1050кг/м³

6.Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1000кг/м³

7. Пластовое давление на глубине 630, Р_пл=6.3МПа

8. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1.15

9. Водоцементное отношение m=0.8

10. Диаметр скважины D_скв=490мм

11. Высота цементного стакана h_ц.с=10м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора

V_ц.р=0.785[(D²_скв-d²_н)*Н* к_v+ d²_вн*h_ц.с]

V_ц.р=0.785[(0.490²-0.426²)*630*1.15+ 0.402²*10]=34.6м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц* г_ц* V_ц./1+m

Где, к_ц - коэффициент учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении

М_ц=1.05*1400*34.6/1+0.8=28257кг

Количество воды необходимой для затворения

V_ж=к_в*m* М_ц / г_в

Где, к_в - коэффициент учитывающий потери воды

V_ж=1.09*0.8*28257 /1000=24.64 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=?*Р*d²_вн*(L-h_ц.с)/4

Где, ?-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

V_пр=1.03*3.14*0.402²*(630-10)/4=81 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0.785[(D²_скв -d²_н)*h_б

Где, h_б-высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

h_б= (г_р- К_а.* р_в)L/г_р-г_буф

h_б= (1050-1.0*1000)630/1050-1080=1050м

V_буф=0.785[(0.490²-0.426²)630=38.8 м³

Гидравлический расчет

ГЦК 426х50 [Р₁] =5МПа

Давление на цементной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( г_ц- г_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп

Р_тр=0.289*10^-7* г_р*Q² (Н- h_ц.с)/ d⁵_вн

Р_тр=0.289*10^-7*1050*0.003² (630-10)/ 0.402⁵=0.00001МПа

Р_зп=0.289*10^-7* г_ц* Q ²*Н/( D_скв-d_н) ³ ( D_скв+d_н) ²

Р_зп=0.289*10^-7*1400*0.003²*630/(0.490-0.426) ³ (0.490+0.426) ²=0.0007МПа

Р₁=(630-10)(1400-1050)/ 10⁵+0.00001+0.0007=2.17МПа

1) Р₁=2.17МПа <[Р₁] = 5МПа,

Р₁=2.17МПа < Р_у=5.7/1.5=3.8МПа, что допустимо

2) Р₂= Р₁/0.8=2.17/0.8=2.71МПа<[Р₂] = 32МПа, что допустимо

3) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц* г_ц/ 10⁵+ Р_зп

Где, Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=630*1400/10⁵+0=8.82МПа<[Р₃] = 9.2МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1.5м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата по ф.10.23 [5]

Q=F*V

Где, F-площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h

F=(34.6-1.62)/630=0.052 м²

Q=0.052*1.5=0.078м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 4-й скорости Q4=14.5л/с при диаметре втулки 125мм, а давление 6МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата

Находим число ЦА

n=Q/Q4=78/14.5+1=6.4принимаем 7шт ЦА-320М

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ г_ц* V_бун.

Где, V_бун - объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=28.25/14.5*1.4=1.39 принимаю 2шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q*m

Где, q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

Q_н=20*2=40 л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60* Q_н

t_з=34.6/60*0.04=14.4мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60* Q

t_пр=81/60*0.078=17.3мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15мин

14.4+17.3+15=46.7мин

t_ц ?0.75*б

Где, б -время начала схватывания, для холодных скважин б=120мин

t_ц ?0.75*120

46.7мин?90мин что допустимо

4.6.5 Расчет цементирования направления 530мм

Исходные данные:

1. Внутренний диаметр d_вн=507.8мм

2. Глубина спуска колонны 15м

3. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h=15м

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=1400кг/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1050кг/м³

6.Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1000кг/м³

7. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1.15

8. Водоцементное отношение m=0.8

9. Диаметр скважины D_скв=600мм

10. Высота цементного стакана h_ц.с=10м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора

V_ц.р=0.785[(D²_скв-d²_н)*Н* к_v+ d²_вн*h_ц.с]

V_ц.р=0.785[(0.600²-0.530²)*15*1.15+ 0.507²*10]=3.1м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц* г_ц* V_ц./1+m

Где, к_ц - коэффициент учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении

М_ц=1.05*1400*3.1/1+0.8=2532кг

Количество воды необходимой для затворения

V_ж=к_в*m* М_ц / г_в

Где, к_в-коэффициент учитывающий потери воды

V_ж=1.09*0.8*2532/1000=2.2 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=?*Р*d²_вн*(L-h_ц.с)/4

Где, ?-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

V_пр=1.03*3.14*0.507²*(15-10)/4=0.2 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0.785[(D²_д-d²_н)*h_б

V_буф=0.785[(0.600²-0.530²)15=1.5 м³

Гидравлический расчет

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( г_ц- г_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп

Р_тр=0.289*10^-7* г_р*Q² (Н- h_ц.с)/ d⁵_вн

Р_тр=0.289*10^-7*1050*0.003² (15-10)/ 0.507⁵=0МПа

Р_зп=0.289*10^-7* г_ц* Q ²*Н/( D_скв-d_н) ³ ( D_скв+d_н) ²

Р_зп=0.289*10^-7*1400*0.003²*630/(0.600-0.530) ³ (0.600+0.530) ²=0МПа

Р₁=(15-10)(1400-1050)/ 10⁵+0+0=0.017МПа

1) Р₁=0.017МПа <[Р₁] = 5МПа,

2) Р₂= Р₁/0.8=0.017 /0.8=0.021МПа<[Р₂] = 32МПа, что допустимо

3) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц* г_ц/ 10⁵+ Р_зп

Где, Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=15*1400/10⁵+0=0.21МПа<[Р₃] = 0.228МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1.5м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата по ф.10.23 [5]

Q=F*V

Где, F-площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h

F=(3.1-2.57)/15=0.035 м²

Q=0.035*1.5=0.053м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 4-й скорости Q4=14.5л/с при диаметре втулки 125мм, а давление 6МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата

Находим число ЦА

n=Q/Q4=53/14.5+1=4.6принимаем 5шт ЦА-320М

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ г_ц* V_бун.

Где, V_бун - объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=2.5/14.5*1.4=0.12 принимаю 1шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q*m

Где, q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

Q_н=20*1=20 л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60* Q_н

t_з=3.1/60*0.02=2.58мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60* Q

t_пр=0.2/60*0.053=0.06мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15мин

2.58+0.06+15=17.64мин

t_ц ?0.75*б

Где, б -время начала схватывания, для холодных скважин б=120мин

t_ц ?0.75*120

17.64мин?90мин что допустимо

Таблица 4.6.1 Результаты расчета цементирования

Наименование колонны	Объем цементного раствора, м3	Объем воды для затворения, м3	Объем продавочной жидкости, м3	Объем буферной жидкости, м3	Количество ЦА-320м,шт.	Количество 2СМН-20, шт.	Общее время цементирования, мин	Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования, МПа
Направление 530	3.1	2.2	0.2	1.5	5	1	17.64	0.017
Кондуктор 426	34.6	24.64	81	38.8	7	2	46.7	2.17
Промежуточная 1-я 298.9мм	93.7	76.25	90	28.9	8	4	51.45	1.49
Промежуточная 2-я 219.1мм	40.8	37.35	86.66	27.4	7	2	54.2	11.48
Эксплуатационная 146.1мм 1 ступень	39.65	32.47	51	12.8	3	2	44.83	5.17
Эксплуатационная 146.1мм 2 ступень	19.25	15.76	16.7	4.2	3	1	18.4	2.54
Итого	231.1	188.67	325.56	113.6	8*	4*	233.22

*Примечание: количество агрегатов ЦА-320М и число цементосмесительных машин 2СМН-20 принимается по максимальному значению

4.7 Проектирование процесса углубления скважины

4.7.1 Выбор буровых долот

Таблица 4.7.1.1 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Номер слоя	порода	Интервал, м	Категория твердости	Категория абразивности
1	Пески	0-10	2	4
2	Глины алевретистые	10-160	3	4
3	Известняк	160-310	5	5
4	Доломиты	310-420	8	6
5	Аргиллиты	420-490	5	6
6	Глины алевретистые	490-560	3	4
7	Доломиты	560-650	7	6
8	Известняк	650-750	5	3
9	Доломиты	750-980	7	6
10	Соль	980-1050	4	1
11	Известняк	1050-1150	5	5
12	Доломиты	1150-1300	7	4
13	Соль	1300-1450	4	1
14	Доломиты	1450-1800	7	4
15	Соль	1800-2100	4	1
16	Доломиты	2100-2420	7	4
17	Соль	2420-2520	4	1
18	Доломиты	2520-2800	7	4
19	Алевролит с песком	2800-2900	4	5
20	Глины алевретистые	2900-3010	3	4
21	Аргиллит	3010-3015	5	6
22	Глины алевретистые	3015-3140	3	4
23	Аргиллит	3140-3260	5	6
24	Доломиты	3260-3510	7	4
25	Глины алевретистые	3510-3610	3	4
26	Аргиллит	3610-3710	5	6
27	Глины алевретистые	3710-3890	3	4
28	Песчаник	3890-3990	6	8

Разделим геологический разрез на пять пачек пород

Номер пачки	1	2	3	4	5
Интервал, м	0-10	10-980	980-2800	2800-3260	3260-3990

1-я пачка состоит из одного пласта: Т=2, А=4

2-я пачка состоит из восьми пластов:

Т=3*160+5*150+8*110+5*70+3*70+7*90+5*100+7*230/970=5.57

А=4*160+5*150+6*110+6*70+4*70+6*90+3*100+6*230/970=5.12

3-я пачка:

Т=4*70+5*100+7*150+4*150+7*350+4*300+7*320+4*100+7*280/1820=5.87

А=1*70+5*100+4*150+1*150+4*350+1*300+4*320+1*100+4*280/1820=3.03

4-я пачка:

Т=4*100+3*110+5*5+3*125+5*120/460=3.76

А=5*100+4*110+6*5+4*125+6*120/460=4.76

5-я пачка:

Т=7*250+3*100+5*100+3*180+6*100/730=5.05

А=4*250+4*100+6*100+4*180+8*100/730=4.82

Выбираем тип шарошечного долота по классификационной таблице парных соответствий категорий твердости и абразивности пород:

Так, для первой пачки расчетная точка близко расположена к эталонной, соответствующей долоту типа МС. Таким образом, для бурения пачки пород рациональным является долото типа МС. Для 2-й пачки-долото типа ТК, для 3-й пачки-долото типа Т, для 4-й пачки-долото типа С, для 5-й пачки-долото типа ТК.

Типоразмер долота рассчитан в разделе 4.2.5

Полученные данные сведем в таблицу 4.7.1.2

Таблица 4.7.1.2

Номер пачки	Тип долота	Твердость ГП по штампу Рш, МПа
1	590МС-ЦВ	250
2	490ТК-ЦВ, 393.7ТК-ЦГВ	3000
3	393.7Т-ЦГВ, 269.9Т-ГАУ	2000
4	190.5С-ЦН	1000
5	190.5ТК-ГАУ	2500

4.7.2 Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород

Для шарошечных долот с Dд?190мм осевую нагрузку на долото можно определить по удельной нагрузке Руд(кН/мм):

Рд= Dд* Руд [5]

Интервал 0-10м (бурение под направление). Разрез сложен породами средней твердости. Долото диаметром 590мм. Р_УД=0.1кН/мм

Рд=590*0.1=59кН?6т

Интервал 10 -310м (бурение под кондуктор). Разрез сложен мягкими породами. Долото диаметром 490мм. Р_УД=0.3кН/мм

Рд=490*0.3=147кН?15т

Интервал 310 -420м (бурение под кондуктор) Разрез сложен породами средней твердости. Долото диаметром 490мм. Р_УД=0.5кН/м

Рд=490*0.5=245кН?25т

Интервал бурения 420-560м (бурение под кондуктор) Разрез сложен породами средней твердости. Долото диаметром 490мм Р_УД=0.5кН/м

Рд=490*0.5=245кН?25т

Интервал бурения 560-650м (бурение под кондуктор) Разрез сложен твердыми породами. Долото диаметром 490мм Р_УД=0.6кН/м

Рд=490*0.6=294кН?30т

Интервал бурения 650-1500м (бурение под первую промежуточную) Разрез сложен средними породами с прослоями твердых. Долото диаметром 393.7мм Р_УД=0.5кН/м

Рд=393.7*0.5=197кН?20т

Интервал бурения 1500-2800м (бурение под вторую промежуточную колонну) Разрез сложен средними породами с прослоями твердых. Долото диаметром 269.9мм Р_УД=0.6кН/м

Рд=269.9*0.6=177кН?18т

Интервал бурения 2800-3260м (бурение под эксплуатационную колонну) Разрез сложен средними породами. Долото диаметром 190.5мм Р_УД=0.5кН/м

Рд=190.5*0.5=95кН?10т

Интервал бурения 3260-3990м (бурение под эксплуатационную колонну) Разрез сложен твердыми породами. Долото диаметром 190.5мм Р_УД=0.6кН/м

Рд=190.5*0.6=114кН?12т

Полученные результаты сведем в таблицу 4.7.1

4.7.3 Расчет частоты вращения долота

Частота вращения породоразрушающего инструмента выбирается в зависимости от способа бурения, типа буровой установки, паспортных данных долота и корректируется в соответствии с геологическим строением разреза, результатами опытного бурения на соседних площадях и исключением возникновения низкочастотных продольных колебаний бурильной колонны. Исходя из выше сказанного, корректируем частоту вращения и сводим результаты в таблицу 4.7.1

4.7.4 Расчет необходимого расхода бурового раствора

Рациональный расход промывочной жидкости определяется по формуле:

Q?0.785(D²_скв-d²_н)*Vв [5]

где d²_н - наружный диаметр бурильных труб, м; D²_скв - диаметр скважины, м; Vв- необходимая скорость восходящего потока промывочной жидкости, м/с.

Интервал 0-15м (бурение под направление).

Q=0.785(0.6²-0.273²)*0.4=0.089 м³/с

Интервал 15 -630м (бурение под кондуктор).

Q=0.785(0.49²-0.14²)*0.5=0.087м³/с=87л/с

Интервал бурения 630-1500м (бурение под 1-ю техническую колонну)

Q=0.785(0.393²-0.14²)*0.7=0.074м³/с=74л/с

Интервал бурения 1500-2800м (бурение под 2-ю техническую колонну)

Q=0.785(0.269²-0.127²)*1.0=0.044м³/с=44л/с

Интервал бурения 2800-3990м (бурение под эксплуатационную колонну)

Q=0.785(0.19²-0.073²)*1.0=0.024м³/с=24л/с

Полученные результаты сводим в таблицу 4.7.1

Таблица 4.7.1 Параметры режима бурения

Интервал, м	Вид технологической операции	Способ бурения	Режим бурения
			Осевая нагрузка, кН	Скорость вращения долота, об/мин	Производительность насосов, л/с
0-15	бурение	роторный	59	80	89
15-630	бурение		294	60	87
630-1500	бурение		197	60	74
1500-2800	бурение		177	70	44
2800-3990	бурение		114	70	24

4.7.5 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны

При выборе бурильных труб в качестве исходной информации: диаметр обсадной колонны на предыдущем интервале бурения, способ бурения, условия бурения по осложненности, диаметр и вес УБТ. В соответствии с этой информацией принимаем стальные бурильные трубы (СБТ).

Диаметр нижней (первой) секции УБТ выбирается с учётом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. В нормальных условиях бурения рекомендуется следующие отношение диаметра УБТ к диаметру долота должно составлять 0,70-0,80 для диаметров долот до 295,3мм, и 0,80-0,85 для долот большего диаметра. Для осложненных условий это соотношение уменьшается, при бурении долотами более 250,8мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего диаметра с одновременной установкой опорно-центрирующих устройств. Отношение диаметра бурильных труб к диаметру УБТ ?0,7, если это соотношение не соблюдается, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть?0,8.

Общая длина УБТ для одно, двух и трехразмерных конструкций в зависимости от РД и сб.р.определяется из выражения:

lу=1,15*(Рд-Gт)/[л1*q+1/nc-1*(1-л1)(q2+q3)*k1*cosи

где Рд- нагрузка на долото, кН; Gт- вес трубы забойного двигателя, кН; л1=l1/l; l1-длина нижней (первой) секции создающую основную часть нагрузки. Для определения l1 вначале задаются отношением л1:

при нормальных условиях бурения

l1=(0,7-0,8)1;

при осложненных условиях бурения

l1=(0,4-0,6)l;

q1 ,q2,q3-вес 1м соответственно первой, второй и третьей секции УБТ, кН/м;

k1=1-сб.р./см-коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора от материала труб(потри веса);

?-угол отклонения УБТ от вертикали.

Если число секций nc=3, то 11=л11;12=13=(1-11)/2;

если nc=2, то l1=л1l;12=l-l1;q3=0;

если nc=l, то л1=l; q2=q3=0

Выбор компоновки

Интервал бурения 0-15м(бурение под направление 530мм)

Принимаем УБТС 2-273; l-12м

Интервал бурения 15-630м(бурение под кондуктор 426мм)

По табличным данным, в зависимости от диаметра обсадной колонны, выбираем диаметр бурильной колонны 140мм, табл.8.13 [5]. Диаметр долота 490мм, нагрузка на долото 294кН.

По табличным данным принимаем диаметр первой секции УБТ равным 273мм. Поскольку dб.т./dу=0,51<0,7,то 1у должно быть многоразмерной. Примем трехразмерную конструкцию 273х219х178мм. Для верхней секции удовлетворяется условие dб.т./dу=0,78>0,7

л1=0,5; q1 =3,9; q2=2,16;q3=1,53кН/м

lу=1,15*294/[0,5*3,9+1/3-1*(1-0,5)(2,16+1,53)]*0,86=137м

Длина каждой секции l1=0,5*137=68.5м с учётом фактической длины (6м) труб принимаем l1=66м; l2=l3=(l-l1)/2=(137-66)/2=35.5м Учитывая длины труб принимаем УБТС-219 =40м, УБТС-178=30м.

Компоновка бурильной колонны:

долото диаметром 490мм;

УБТС 2-273; l-66м;

УБТС 2-219; l-40м;

УБТС 2-178; l-30м;

ТБВК-140; l-остальное

Определяем общий вес УБТ

Qу=66*398+40*220+30*156=39748=40т

Интервал 630-1500м (бурение под 1-ю промежуточную колонну 299мм)

По табличным данным, в зависимости от диаметра обсадной колонны, выбираем диаметр бурильной колонны 140мм, табл.8.13 [5]. Диаметр долота 393,7мм, нагрузка на долото 197кН.

Диаметр первой секции УБТ принимаем равным 254мм. Поскольку dб.т./dу=0,55<0,7, то 1у должно быть многоразмерной. Примем трехразмерную конструкцию 254х219х178мм. Для верхней секции удовлетворяется условие dб.т./dу=0,78>0,7

л1=0,5; q1 =3,3; q2=2,16; q3=1,53кН/м

lу=1,15*197/[0,5*3,3+1/3-1*(1-0,5)(2,16+1,53)]*0,8=102м

Длина каждой секции l1=0,5*102=51м с учётом фактической длины (6м) труб принимаем l1=54м; l2=l3=(l-l1)/2=(102-54)/2=24м Учитывая длины труб принимаем УБТС-219 =24м, УБТС-178=24м.

Компоновка бурильной колонны:

долото диаметром 393.7мм;

УБТС 2-254; l-54м;

УБТС 2-219; l-24м;

УБТС 2-178; l-24м;

ТБВК-140; 1-остальное

Определяем общий вес УБТ

Qу=54*336+24*220+24*156=27172=27т

Интервал бурения 1500-2800м (бурение под 2-ю промежуточную колонну 219мм)

По табличным данным, в зависимости от диаметра обсадной колонны, выбираем диаметр бурильной колонны 127мм табл.8.13 [5]. Диаметр долота 269,9мм, нагрузка на долото 177кН.

Диаметр первой секции принимаем равным 203мм. Поскольку dб.т./dу=0,625<0,7,то 1у должно быть многоразмерной. Примем двухразмерную конструкцию 203х178мм. Для верхней секции удовлетворяется условие dб.т./dу=0,713>0,7

Приняв л1=0,5 и по табличным данным q1 =2,10; q2=1,53кН/м

Определяем длину УБТ

lу=1,15*177/[0,5*2,1+1/3-1*(1-0,5) 1,53]*0,94=151м

Длина каждой секции l1=0,5*151=75,5м с учётом фактической длины (6м) труб принимаем l1=78м; l2= (l-l1)/2=(151-78)=73м. Учитывая длины труб принимаем УБТС-178=72м.

Компоновка бурильной колонны:

долото диаметром 393.7мм;

УБТС 2-203; l-78м

УБТС 2-178; l-72м

ТБПВ 127х9; l -остальное.

Определяем общий вес УБТ

Qу=78*215+72*156=28002=28т

Для снижения износа обсадной колонны 245мм. В процессе бурения предусматривается:

1.оснащение бурильной колонны протекторами резиновометалическими типа ПСЗ (ТУ 39-01-08-761-82) гарантия моторесурса 1000ч.

2.установку над ведущей трубой протектора-переводника типа ППВШ (ТУ 39-01-321-77)

Интервал бурения 2700-3990м (бурение под эксплуатационную колонну 146,1мм)

По табличным данным, в зависимости от диаметра обсадной колонны, выбираем диаметр бурильной колонны 73мм табл.8.13 [5] . Диаметр долота 190,5мм, нагрузка на долото 114кН.

Диаметр первой секции принимаем равным 146мм. Поскольку dб.т./dу=0,55<0,7, то 1у должно быть многоразмерной. Примем трехразмерную конструкцию 146х108х95мм. Для верхней секции удовлетворяется условие dб.т./dу=0,768>0,7

л1=0,5; q1 =0,958; q2=0,579; q3=0,461кН/м

lу=1,15*114/[0,5*0,958+1/3-1*(1-0,5)(0,579+0,461)]*0,822=215м

Длина каждой секции l1=0,5*215=107,5м с учётом фактической длины (8м) труб принимаем l1=104м; l2=l3=(l-l1)/2=(215-104)/2=55,5м Учитывая длины труб(8м) принимаем УБТ-108 =56м, УБТ-95=54м.

Компоновка бурильной колонны:

долото диаметром 393.7мм;

УБТ-146; l -104м;

УБТ-108; l-56м;

УБТ-95; l-54м;

ТБПВ-73х8; 1-остальное

Определяем общий вес УБТ

Qу=104*98+56*59+54*47=16034кг=16т

Расчет бурильной колонны

Расчет производим для колонны бурильных труб, применяемой для бурения под эксплуатационную колонну.

Интервал 0-3990м

Вес УБТ Qу=16т

Определим допустимую длину бурильной колонны составленной из труб диаметром 73мм, с толщиной стенки 8мм группы прочности Е.

l=[Qp-к*Qу(1-бр/м)-Ро*Fк]/к*q(1-бр/м)

где Qр-допустимая растягивающая нагрузка, мН

Qр=Qпр/1.04*kзп

Qр=1.84/1.04*1.4=1.26

Qпр-предельная нагрузка Qпр=1,84МН для труб марки Е; kзп-коэффициент запаса прочности kзп=1,4(для роторного бурения); к-коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора, равный 1,15; q-масса 1м бурильной трубы, 14.4кг; Qу-масса УБТ, МН; бр-плотность бурового раствора, г/см³; м-плотность материала бурильных труб, г/см³; Ро-перепад давления на долоте, МПа; *Fк-площадь проходного канала бурильной трубы, м²;

l=[1,26-1,15*0,16(1-1,39/7,85)]/1,15*14,4*10^-5(1-1,39/7,85)=8167м

Что достаточно при бурении под данную колонну.

Расчет верхней секции на статическую прочность

Определим максимальное нормальное напряжение, возникающее в бурильных трубах у устья скважины. Это напряжение равно у=р, так как у устья скважины вследствие выпрямляющего действия собственного веса колонны бурильных труб изгиб будет отсутствовать.

уу=ур=L(р-рж)/100

где L-длина бурильной колонны (без УБТ), L=3776м; -плотность материала бурильных труб, 7,85 г/см3; ж-плотность промывочной жидкости, 1,39 г/см3;

ур=3776(7,85-1,39)/100=244МПа

Определим касательное напряжение кручения, возникающее по всей длине колонны труб:

фкр=Мкр/W

где Мкр-наибольший крутящий момент, Н*м; W-полярный момент сопротивления труб, м³

Мкр=N/щ

где N-мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны, кВт;

щ-угловая скорость вращения бурильных труб, с^-1;

щ=р*n/30

щ=3,14*70/30=7,33 с^-1

N=Nд+Nхв

где Nд-мощность, требуемая для преодоления сопротивления при работе долота; Nхв-мощность затрачиваемая на холостое вращение, кВт;

Nд=С*10^-7,7*n*Dд^0.4*Рд^1,3

Где С-коэффициент, зависящий от крепости породы С=2,1; Dд-диметр долота, м; Рд-осевая нагрузка, Н

Nд=2,1*10^-7,7*70*0,19^0.4*(1,14*10⁵)^1,3=11кВт

Nхв=13,5*10^-8*L*dн²*n^1,5*Dд^0,5*гбр

Nхв=13,5*10^-8*3990*0,073²*70^1,5*0,19*13900=10,2кВт

N=11+10,2=21,2 кВт

Мкр=21,2*10³/7,33=2,89*10³Н*м

W=р(dн⁴-dв⁴)/16dн

где dн - наружный диаметр бурильных труб, м (0,073);

dв - внутренний диаметр бурильных труб, м (0,057).

W=3,14(0,073⁴-0,057⁴)/160,073=0,05*10³м³

фкр=2,89*10³/0,05*10³=57,8**10⁶=57,8МПа

Предел текучести для труб группы Л ут=637МПа;

Определяем коэффициент запаса прочности

n1=ут/(ур²+4 фкр²) ^0,5

n1=637/(244²+4*57,8²) ^0,5=2,36

Допустимое значение n1=1,4 для вертикальных скважин при роторном бурении 2,36>1,4

Таким образом, бурильная колонна выдерживает возложенные на нее нагрузки.

4.8 Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов при бурении технологического и эксплуатационного участков скважины

Промывочная жидкость, применяемая при бурении разведочной скважины №5, должна обеспечить безаварийные условия бурения скважины с высокими технико-экономическими показателями, а также качественное вскрытие продуктивного горизонта.

Типы буровых растворов

Интервал 0-900м

Данный интервал характеризуется низкой устойчивостью стенок скважины и низким гидростатическим давлением.

В связи с этим проектом предусматривается применение шлам-лигнинового раствора с добавкой хлористого кальция.

Интервал 1280-1450м

Данный интервал характерезуется высоким пластовым давлением, поэтому буровой раствор утяжеляется баритом или мелом.

Интервал 900-2220м

Разрез характеризуется наличием пластов галогенных и глинистых пород. Во избежание кавернообразования за счет выщелачивания соленосных пластов и набухания глинистых пород в данном интервале целесообразно применение соленасыщенного шлам-лигнинового раствора хлористым натрием. Раствор приготавливается на основе предыдущего шлам-лигнинового.

Интервал 2220-2760м

В данном интервале низкое пластовое давление. Применяем буровой раствор на основе шлам-лигнина с добавлением пенообразователя и КМЦ для стабилизации раствора. Для предупреждения поглощений в раствор вводится сухой шлам-лигнин, либо готовятся тампонирующие пасты на основе его.

Интервал 2760-3570м

Данный интервал характерезуется высоким пластовым давлением, поэтому буровой раствор утяжеляется баритом или мелом.

Интервал 3570-3990м

Для качественного вскрытия продуктивных пластов представленных в основном глинистыми породами, песчаниками применяем раствор на основе шлам-лигнина, являющимся наиболее эффективным при проходке набухающих и осыпающихся пород. Он обеспечит увеличение дебита и продуктивность скважины. В спокойном состоянии раствор загустевает, а при механическом воздействии быстро приобретает первоначальную текучесть. Этими тиксотропными свойствами можно успешно пользоваться при вскрытии зон поглощения и дренированных продуктивных пластов, имеющих низкое пластовое давление.

Раствор на основе шлам-лигнина способствует повышению износостойкости долот. Он не стареет при длительном хранении и многократном использовании.

Таблица 4.8.1 Состав и свойства буровых растворов

Интервал, м	Тип (название) раствора	Название компонента	Содержание компонента в БР, %.	Норма расхода, кг/м3, (л)	Параметры промывочной жидкости
					с, кг/м3	УВ,с	Ф, см3/30	рн	СНС, дПа
0-1280	Шлам лигниновый	Шлам-лигнин	7-12	70-120	1040-1100	20-50	5-10	9-11,5	3/4-25/40
		Каустическая сода	0,75-3	7,5-30
		Пеногаситель	0,5-1	5-10
		хлористого кальция	2	20
		Вода	остальное
1450-2220	Соленасыщенный шлам-лигниновый	Каустическая сода	1,5-3	15-30	1120-1200	18-25	5-10	9-11,5	5/5-10/10
		Натрий хлористый	10-15	100-150
		Шлам-лигнин	10-13	100-130
		Пеногаситель	0,5-1	5-10
		Вода	0стальное
3570-3990	Шлам-лигниновый	Шлам-лигнин	7-12	70-120	1220-1250	30-50	0-0,5		2/3-3/5
		Каустическая сода	0,75-3	7,5-30
		Пеногаситель	0,5-1	5-10
		хлористого кальция	2	20
		Мел
		Вода	остальное

4.9 Выбор бурового оборудования

Выбор буровой установки

При выборе буровой установки учитывается проектная глубина и конструкция скважины.

Определяем наибольшую нагрузку, которую будет испытывать БУ

При спуске эксплуатационной колонны 146.1мм, Gэ=1178кН;

Второй промежуточной 298.5мм, Gпр2=1696кН;

Первой промежуточной 219.1мм, Gпр1=1323кН

Кондуктора 426мм, Gк=779кН

Направления 530мм, Gн=23кН

Вес бурильных труб с УБТ

При бурении под эксплуатационную колонну 146.1мм,

Gэ=160+3776*128=643.3кН

При бурении под 2-ю промежуточную 298.5мм

Gпр2=280+2650*235=902.7кН

При бурении под 1-ю промежуточную 219.1мм

Gпр1=271+1398*290=676кН

При бурении под кондуктор 426мм

Gк=397+494*290=540кН

По результатам расчета наибольшую нагрузку БУ будет испытывать при спуске 2-й промежуточной колонны. 298.5мм.

Для бурения данной скважины более рационально использовать установку Уралмаш 3Д86 с дизельным приводом, поскольку нагрузка на крюке от наиболее тяжелой обсадной колонны, меньше максимальной: 1,69<2МН

Техническая характеристика Уралмаш 3Д86

Максимальная грузоподъемность, т	200
Рекомендуемая глубина бурения, м	4000
Максимальная оснастка талевой системы	5х6
Длина свечи, м	27

Комплектность основных технических средств циркуляционной системы Уралмаш 3Д86

Оборудование	Количество
Блок приготовления буровых растворов:
БПР-40	4
БПР-70	2
Ёмкость с полезным объёмом,м3:
30	6
40	6
50	5
Перемешиватели:
4УПГ	12
ПЛ1,ПЛ2	9
Вибросито-ВС-1	2
Пескоотделители	1
Илоотделители	1
Дегазатор	1
Ёмкость с перемешивателем для приготовления хим.реагентов	1
Блок хранения хим. реагентов	1

Исходя из допустимой нагрузки на вышку, проектом предусматривается буровая вышка башенного типа ВБ-53х320, высотой 53м.

Выбор ротора

Диаметр проходного отверстия в столе ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при креплении и бурении скважины. Для этого необходимо, чтобы отверстие в столе ротора было больше диаметра долота при бурении под направление:

Д=Д_дн+д

Где Д - диаметр проходного отверстия в столе ротора, Д_дн - диаметр долота при бурении под направление скважины, д -диаметральный зазор, необходимый для свободного прохода долота(д =30-50мм)

Д=630+50=680мм, выбираем ротор Р-700

Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора должна быть достаточной для удержания в неподвижном состоянии наиболее тяжелой обсадной колонны, применяемой в заданном диапазоне глубин бурения. Наряду с этим допускаемая статическая нагрузка Р не должна превышать статической грузоподъемности подшипника основной опоры стола ротора С₀:

G_max < P < С₀, 1696< 4000 <90000 условие выполняется

где G_max - сила тяжести наиболее тяжелой колонны обсадных труб, применяемой в заданном диапазоне глубин бурения.

Выбор типа и числа буровых насосов

Полезная (гидравлическая) мощность насосов, необходимая для бурения каждого интервала скважины(в Вт), определяется из выражения:

Nн=Qн*Рн

где Qн-подача насосов, м3/с; Рн-давление насосов, МПа.

Мощность приводного двигателя насоса (в кВт):

Nо=Nн/Ю

где Ю - общий КПД насосного агрегата от двигателя до нагнетательной линии,

Ю= Юо* Юг *Юм

где Юо=0,98-0,96-коэффициент объёмной подачи для исправного насоса; Юг=0,97-0,98-гидравлический КПД, оценивающий потери мощности в каналах входного и выходного коллектора, гидравлической коробке и клапанах; Юм=0,80-0,87-механичечкий КПД насоса при работе на полезной мощности.

Таблица 4.9.1 Исходные данные

Наименование ОК	Диаметр ОК, мм	Глубина спуска, м	Расход, м3/с	Давление БН в нагнетательной линии, МПа
Направление	530	15	0,107	8,12
Кондуктор	426	630	0,087	8,33
1-я техническая	298,5	1500	0,074	13,64
2-я техническая	219,1	2800	0,044	11,04
Эксплуатационная	146,1	3990	0,024	16,7

Полезная (гидравлическая) мощность насосов, необходимая для прокачки бурового раствора для бурения,Вт:

под направление

Nн=0,170*8,12=869кВт

под кондуктор

Nн=0,087*8,33=725кВт

под 1-ю техническую колонну

Nн=0,074*13,64=1010кВт

под 2-ю техническую колонну

Nн=0,044*11,04=486кВт

под эксплуатационную колонну

Nн=0,024*16,7=401кВт

Для заданных условий предусматриваем насос У8-7МА2 с полезной мощностью 700кВт и приводной 825кВт.

При бурении под направление полезная мощность, развиваемая двумя насосами

Nн=700*2=1400кВт

Запас полезной мощности насосов

1400-869=531кВт

Бурение под 2-ю техническую и эксплуатационную колонны можно бурить одним насосом с запасом полезной мощности

700-486=214кВт

700-401=299кВт

Определяем мощность привода насоса

Ю=0,97*0,97*0,85=0,8

Nо=700/0,8=87кВт

Малая механизация процесса бурения

Строительство и бурение скважины производится в соответствии с «Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях».

После спуска кондуктора и технических колонн на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование. Превентор оборудуется согласно «Правила безопасности в нефтедобывающей промышленности», и «Типовые схемы обвязки устья скважин превенторной установки». На верхнем превенторе должна быть установлена надпревенторная катушка, обеспечивающая при необходимости возможность установки дополнительных противовыбросовых устройств, под катушкой устанавливается разъемная воронка. Средства механизации и автоматизации (Уралмаш ЗД-86) приведены в таблице 4.9.2. Средства контроля приведены в таблице 4.9.3

Таблица 4.9.2 Средства механизации и автоматизации (Уралмаш ЗД-86)

Наименование приспособлений и устройств	Шифр
Катушка-лебедка для вспомогательных работ	кп-з
Пневматический клиновой захват или механизм для удержания труб	ПКРО-700
Гидравлический буровой ключ
Пневматический раскрепитель буровых свеч	РПС
Влагоотделитель для пневмосистемы
Искрогаситель выхлопных газов для ДВС
Приспособления для безопасности бурения шурфа под ведущую трубу турбобуром или электробуром
Автозатаскиватель ведущей трубы в шурф	АК-1
Приспособление против скатывания труб со стеллажей
Накаты трубные
Крюк двурогий (для подтаскивания бурильных труб, инструмента и вспомогательных работ)	КД-3
Блок якорный	БЯВ
Крючок для подвески штропов
Вилка для захвата вкладышей ротора
Механизм для крепления,перепуска и измерения нагрузки неподвижной ветви талевого каната	МПКД-1
Ограничитель подъема талевого каната	ОТБ-ДВС
Отключатель буровой лебедки при перегрузки талевой системы и вышки	ОБЛ
Приспособление для правильной намотки каната на барабан лебедки стационарных буровых вышек	ПНК
Ключ для загибания шплинтов роликовых и втулочных цепей
Приспособление для стягивания втулочно-роликовых цепей	СЦ
Приспособление для напрессовки и распрессовки пластин приводных рашковых цепей	ППЦ-1
Очиститель буровых труб
Предохранитель к манометрам буровых насосов	ПМ-250
Ролик предохранительный второго пояса для трубных буровых вышек	РПБ
Комбинированный колпачок для перемещения долот
Успокоитель талевого каната	УТК
Приспособление для отвинчивания трех шарошечных долот	ОТД
Стяжка для растяжных канатов вышек	СРК
Приспособление для рубки стальных канатов	ПРК-35
Тележка для выброса бурильных труб из буровой	ММБ20
Устройство для безопасности подачи бурильных труб от подсвечника к ротору	УПС-2
Устройство для долива скважины при подъеме бурильного инструмента
Устройство против разбрызгивания бурового раствора
Люлька универсальная верхнего рабочего для спуска обсадных колонн	ЛОКУ
Устройство для подъема рабочего с пола буровой на балкон вышки башенного типа
Устройство защитного отключения	ЗОРГ-12
Приспособление для надевания предохранительных колец на бурил ьныс трубы
Пусковая задвижка с дистанционным управлением
Предохранительный клапан со срезающим шплинтом (для сброса жидкости из нагнетательного трубопровода буровых насосов при превышении давления выше допустимого)	АКШ-1

Таблица 4.9.3 Средства контроля

Наименование	Шифр
I .Контроль параметров режима бурения: Индикатор веса Индикатор крутящего момента ротора Измеритель частоты вращения на роторе Измеритель давления Индукционный расходомер Уровнемер Крутящий момент на мех. ключе	ГИВ-6 ГИМ-1 ИСР-1 ГИД-1, МТП-160-250 РГР-7 УП-11М ГМК-1
II. Контроль параметров буровых и тампонажных растворов: Плотность Условная вязкость Фильтратоотдача Статическое напряжение сдвига Пластическая вязкость Динамическое напряжение сдвига Содержание песка Содержание газа Концентрация водородных ионов, рН Температура Стабильность, суточный отстой Смазывающая способность раствора Подвижность тампонажного раствора Сроки схватывания тампонаж, раствора Растекаемость тампонажных растворов Определение времени загустевания Испытание образцов из цемента на изгиб Измерение массы(весы технические)	АВР-2 ВБР-2 ФП-2,ФПТБ СНС-2 ВСН-2(М) ВСП-3 ОМ-2,ТФН-1 ПГР-2,ВГ-1 И-130 ТБР-1 ЦС-2 СР-1 Конус АзНИИ Прибор «Вика» КР-1 КЦ-5,КЦ-3 МИИ-100 ВТ-4-200
III. Контроль параметров в процессекрепления скважины: Давления нагнетания раствора	СКЦ-2М

5. Специальная часть

Буровые растворы на основе биополимеров

5.1 Безглинистые полимерные буровые растворы

Анализ показателей бурения скважин на территории Красноярского края, в частности на скважинах Берямбинской площади показал, что одним из наиболее важных вопросов совершенствования технологии промывки скважин является разработка и рациональное применение совершенных систем буровых растворов, предотвращающих осложнения, возникающие при бурении скважин.

В качестве основного компонента безглинистых буровых растворов за рубежом чаще всего используется биополимеры, относящиеся к модифицированным гетерополисахаридам, образующимся в результате воздействия бактерий рода Xanthomonas Campestris (XC) на глюкозу Биополимеры типа ХС выпускаются под различными фирменными наименованиями: кельцан, полимер-ХС и другие в США, актигум-КС, актигум-КХ ,ксантан в ВНР,TNO-T в Китае и др.

В химическом строении биополимеров принимают участие в-связанная цепь, содержащая D-глюкозу, D-маннозу и D-глюкуроновую кислоту с ш боковой цепью на каждые восемь остатков Сахаров и одной 4,6D-глюкозоидной боковой цепью на каждые 16 остатков сахаров.

В макромолекуле биополимера содержаться карбоксильные, карбонильные гидроксильные группы, способные образовывать комплексные соединения. Эта особенность используется для придания тиксотропных свойств водным растворам биополимеров и снижения их фильтрации.

Биополимеры выгодно отличаются от других полимеров, применяемых в бурении. Они характеризуются высокой загущающей способностью, а их растворы - сильно выраженными псевдопластичными свойствами при малой концентрации полимера и устойчивостью к солям. Реологические свойства растворов полимеров сохраняются в присутствии солей и органических кислот.

Применение безглинистых полимерных растворов, а также полимер-глинистых растворов с малым содержанием твердой фазы стало возможным благодаря использованию биополимеров.

Образцы этих реагентов были испытаны в лаборатории кафедры НГД с целью их оценки и проведены работы по получению рецептур полимерных растворов для определенных геолого-технических условий бурения скважин.

5.2 Буровые растворы на основе шлам-лигнина

В производственных буровых организациях проведено широкое

промышленное испытание шлам-лигнина в качестве материала для получения буровых и тампонажных растворов при бурении скважин на нефть, газ и твердые полезные ископаемые, в том числе при наличие в разрезе соленосных и неустойчивых глинистых отложений, склонных к набуханию, осыпям и обвалам.

Полимерный материал разработан на основе многотоннажных отходов

го ЦБК и может быть использован как: основной компонент буровых растворов, заменяющий солестойкие и глинопорошки;

универсальный реагент для регулирования технологических свойств растворов на пресной, морской воде, а также при полном насыщении хлористым натрием;