ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Таблица 1 - Сведения о районе буровых работ

Наименование	Значение
Площадь (месторождение) Административное расположение: республика область (край) район Год ввода площади в бурение Год ввода площади в эксплуатацию Температура воздуха, оС среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя Максимальная глубина промерзания грунта, м: Продолжительность отопительного периода в году, сутки Азимут преобладающего направления ветра, град. Наибольшая скорость ветра, м/с: Интервал залегания многолетнемерзлой породы, м Кровля подошва	Западно-Моисеевское РФ Томская Каргасокский 2002 2003 -1,4 +35 -55 2,4 244 188 25 Нет

Таблица 2 - Сведения о площадке строительства буровой

Рельеф местности (дна)	Состояние местности	Толщина, см	Растительный покров	Категория грунта
		снежного покрова	почвенного слоя
Равнина слабовсхолмлен-ная	Смешанный лес	100	10	Осина, береза, ель	Вторая, частично заболочена, торф I типа (0,3-1,3 м)

Таблица 3 - Источники и характеристики водо- и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов

Название вида снабжения: (водоснабжение: для бурения, для дизелей, - питьевая вода для бытовых нужд, энергоснабжение, связь, местные стройматериалы и т.п.)	Источник заданного вида снабжения	Расстояние от источника до буровой, км	Характеристика водо- и энергопривода, связи и местных стройматериалов
1	2	3	4
Водоснабжение Энергоснабжение Связь	Скважина для технического водоснабжения.* Внутрипромысловые электросети. Радиосвязь.	0,10 на буровой	Глубинный насос ЭЦНВ 6-72-75 с электроприводом. Водопровод диаметром 73 мм в две нитки на поверхности земли, теплоизолированный. ЛЭП - 6 кВ. Опоры металлические. Провод АС-50/8. Радиостанция, мощность 100 Вт.
1	2	3	4
Местные стройматериалы: лесоматериал глина песок	С вырубаемого отвода. Карьер (могильный) Карьер гидронамывной	** ** **	Лес круглый Грунт II группы Грунт II группы

Примечание:

* Групповой рабочий проект на строительство разведочно-эксплуатационных скважин для хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения на кустовых (индивидуальных) площадках Крапивинского месторождения.

** согласно транспортной схемы.

ВВЕДЕНИЕ

Данный дипломный проект выполнен на основе материалов производственной и преддипломной практики в районе деятельности БП ЗАО «Сибирская Сервисная Компания».

В дипломном проекте рассматриваются следующие разделы:

1) Геолого-геофизическая часть: разрез скважины, условия проводки скважины, возможные осложнения.

2) Технология строительства скважины: рассматриваются вопросы связанные с проводкой скважины.

3) Техника для строительства скважины: выбор техники для строительства скважины.

4) Безопасность и экологичность проекта: вопросы охраны труда и окружающей среды.

5) Обоснование организации работ при строительстве скважины: составление ГТН, нормативной карты.

6) Экономическая часть: вопросы связанные с экономией строительства скважины.

7) Специальная часть: вопросы связанные с решением проблем вторичного вскрытия продуктивного пласта при использовании гидромеханических щелевых перфораторов.

Приводятся необходимые выводы и рекомендации.

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика скважины

Таблица 1.1

Стратиграфическое подразделение	Глубина залегания, м	Мощ-ность,м	Элементы залегания (падения) пластов, угол, град.	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
Название	Индекс	От (кровля)	До (подошва)
1	2	3	4	5	6	7
Четвертичные отложения	Q	0	62	62	0	Почвенно-растительный слой, пески и супеси желтые, разнозернистые, полимиктовые; глины, суглинки желтые.
Некрасовская	Pg3-Nnk	62	212	150	0	Глины оливково-зеленые, жирные, пластичные, тонкослоистые, кварцевые, кварц-полевошпатовые.
Чеганская	Pg2-Pg3cg	212	357	145	0	Глины темно-серые, серые, с прослоями слабосцементированных алевролитов и песков полимиктовых.
Люлинворская	Pg2 ll	357	507	150	0	Глины светло-серые, до темных. Зеленовато-серые, мелко- и крупнозернистые
Талицкая	Pg1 tl	507	568	61	0	Глины темно-серые, плотные, вязкие, иногда комковатые, алевролиты разнозернистые, в верхней части мергель серый с зеленоватым оттенком
Ганькинская	К2 gn	568	712	144	0	Глины темно-серые, серые, алевритистые, плотные с прослоями опок.
Славгородская	К2 sl	712	772	60	0	Глины темно-зеленые, серые, опоковидные, плотные. Алевролиты песчанистые, темно-серые, плотные. Пески серые, мелкозернистые.
Ипатовская	К2 ip	772	852	80	0	Чередование глин, песчаников и алевролитов. Глины, темно-серые, жирные на ощупь, плотные. Песчаники серые мелкозернистые; алевролиты серые, темно-серые песчанистые.
Кузнецовская	К2 kz	852	867	15	0	Глины темно-серые, жирные на ощупь, с ходами плоедов.
Алымская	К1 al	1667	1762	95	0	Неравномерное переслаивание аргил-литов, песчаников и алевролитов. Аргил-литы темно-серые, слоистые, плитчатые. Песчаники серые и светло-серые, разно-зернистые, полимиктовые, слабосцемен-тированные. Алевролиты серые, темно-серые плотные, слоистые, разнозерни-тые.

1.2 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 1.2

Индекс страт. подразделения	Интервал	Краткое название горной породы	Плотность, кг/м3	Пористость, %	Глинистость, %	Твердость, кгс мм2	Проница-емость, мдарси	Коэффициент абразивности	Категория породы по промысловой классификации
	от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Q	0	62	Пески Глины	1,9 2,2	35 10	10 90	- 10	2000 0	10 04	Мягкая Мягкая
Pg3-N nk	62	212	Глины Пески	2,2 1,9	10 30	80 20	- 10	0 100	10 04	Мягкая Мягкая
Pg2-Pg3 cg	212	357	Глины Алевриты Пески	2,2 2,0 2,0	10 15 15	100 50 25	10 10 -	0 5 10	04 04 10	Мягкая Мягкая Мягкая
Pg2 ll	357	507	Глины Алевролиты	2,2 2,1	10 15	100 50	10 10	0 5	04 04	Мягкая Мягкая
Pg1 tl	507	568	Глины Алевролиты	2,2 2,1	10 15	100 50	10 10	0 10	04 04	Мягкая Мягкая
K2 gn	568	712	Глины	2,3	10	90	10	0	03	Мягкая
K2 sl	712	772	Глины Алевролиты Пески	2,3 2,2 2,0	10 15 15	100 20 20	10 10 -	0 5 5	04 04 10	Мягкая Мягкая Мягкая
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
K2 ip	772	852	Алевролиты Песчаники Глины	2,2 2,2 2,3	15 15 10	20 20 100	10 10 10	5 10 0	10 10 04	Мягкая Мягкая Мягкая
К2 kz	852	867	Глины	2,3	10	95	15	0	04	МС
К1-2 pk	867	1667	Алевролиты Глины Песчаники Аргиллиты Песчаники	2,2 2,3 2,0 2,4 2,2	25 10 30 5 25	20 90 10 95 20	20 10 17 15 20	50 0 500 0 100	10 04 10 04 10	Средняя Средняя Средняя Средняя Средняя
К1 al	1667	1762	Аргиллиты Песчаники Алевролиты	2,4 2,3 2,3	5 20 20	95 5 5	15 20 20	0 20 15	03 10 10	Средняя Средняя Средняя
K1 kls	1762	1867	Аргиллиты Алевролиты Песчаники	2,4 2,3 2,3	5 17 18	95 20 10	15 20 20	0 15 20	04 06 10	Средняя Средняя Средняя
К1 tr	1867	2352	Песчаники Аргиллиты Алевролиты	2,3 2,4 2,3	20 5 19	5 95 5	20 15 20	25 0 25	10 04 06	Средняя Средняя Средняя
К1 klm	2352	2672	Аргиллиты Песчаники Алевролиты	2,4 2,3 2,3	5 18 17	95 5 5	15 20 20	0 30 20	04 10 10	Твердая Твердая Твердая
J3 bg	2672	2690	Аргиллиты	2,4	5	95	50	0	06	Твердая
J3 vs	2690	2750	Аргиллиты Песчаники Алевролиты	2,4 2,3 2,4	15 17 16	95 2 3	50 100 80	0 200 50	04 10 06	Твердая Твердая Твердая

1.3. Нефтегазоводоносность, пластовые давления и температуры

Таблица 1.3 - Нефтеносность

Индекс пласта

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность, г/см3

Подвижность, мкм2/мПа*с

Содержание серы, %

Содержание парафина, %

Свободный дебитм3/сут

Параметры растворенного газа

от

до

в пластовых условиях

после дегазации

Газовый фактор, м3/м3

Содержание углекислого газа, %

Содержание сероводорода, %

Относительная плотность газа по воздуху, кг/м3

Коэффициент сжимаемости

Давление насыщения в пластовых условиях, МПа

Ю11 Ю13

2690 2700

2695 2717

поров. поров.

0,804 0,804

0,848 0,848

0,015 0,015

0,52 0,52

4,81 4,84

212*

34 30

- -

- -

1,11 1,11

- -

2,5 2,5

Примечание: *- максимальное значение дебита при испытании.

Таблица 1.4 - Водоносность

Индекс пласта

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность, г/см3

Фазовая проницаемость, мдарси

Свободный дебит, м3/сут

Химический состав воды в г/л

Степень минерализации, г/л

Тип воды по Сулину ГКН(М)- гидрокарбонатно-натриевый (магниевый) ХЛМ- хлормагниевый ХЛН- хлорнатриевый ХЛК- хлоркальциевый

Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)

Анионы

Катионы

от

до

Cl-

SO4--

HCO3-

Na+K+

Mg++

Ca++

группа ПК группа А Ю13

Q, Pg1- Pg3 K1-2 K1 K1 J3

20 86 7 17 62 2260 2720

568 17 20 2000 2670 2750

пор пор пор пор пор

1,0 1,0 1 1,01 1,01 1,02

500 300 20 30 10

1,0 200,0 3,0 12,0 5,6

- 50 21 99 10

- - 1,0 - -

- 0 28 1,0 1,2

- 48,0 15,0 86,0 11,6

- 1,0 18 5,0 0,2

0 1,0 17 9 0,8

0,79 15,0 18,0 17,0 33,4

ГКМ ХЛК ГКН ХЛН ХЛК

Да Нет Нет Нет Нет

Таблица 1.5 - Давление и температура по разрезу скважины (в графах 6, 9, 12, 15, 17 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: ПСР- прогноз по сейсморазве-дочным данным, ПГФ- геофизическим исследованиям, РФЗ- расчет по фактическим замерам в скважинах)

Индекс страт. подразделения	Интервал, м	Градиент давления
	от	до	пластового	порового	гидроразрыва пород	горного
			кгс/см2 на м	источник получения	кгс/см2 на м	источник получения	кгс/см2 на м	источник получения	кгс/см2 на м	источник получения
			от	до		от	до		от	до		от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Q Pg3-N nk Pg2-Pg3 cg Pg2 ll Pg1 tl K2 gn K2 sl K2 ip K2 kz K1-2 pk	0 62 212 357 507 568 712 772 852 867	62 212 357 507 568 712 772 852 867 1667	0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1	0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1	ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ	0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1	0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1	ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ	0,0 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,18	0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,18	ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ	0,0 0,2 0,2 0,21 0,21 0,21 0,22 0,22 0,22 0,22	0,2 0,2 0,21 0,21 0,21 0,22 0,22 0,22 0,22 0,23	ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ

1.4 Условия бурения. Осложнения при бурении

Таблица 1.6 - Поглощения бурового раствора

Индекс страт. подраз-деления	Интервал, м	Макси-мальная интенсив-ность поглоще-ния, м3/ч	Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м	Имеется ли потеря циркуля-ции (да, нет)	Градиент давления поглощения, кгс/см2 на м	Условия возникновения
	от	до				при вскрытии	после изоляционных работ
Q-Pg1-Pg3 K1-2	0 650	530 2380	1 1	10 30	нет нет	0,15 0,12	0,20 0,18-0,20	Увеличение плотности промывочной жидкости против проектной, репрессия на пласт >20% сверх гидростатического давления (частичное поглощение в песчаных породах)

Таблица 1.7 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс страт. подразделения	Интервал,м	Буровые растворы, применявшиеся ранее	Время до начала осложнения, сут	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д)
	от	до	тип раствора	Плотность, г/см3	дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород
Q+Pg2+Pg1 K1-2 K1	0 1300 1762	530 1660 2257	глинистый глинистый глинистый	1,04 1,16 1,18	В>10 см3 за 30 мин В>10 см3 за 30 мин В>10 см3 за 30 мин	3,0 2,5 2,0	Проработка, промывка, увеличение плотности и снижение водоотдачи промывочной жидкости

Таблица 1.8 - Нефтегазоводопроявления

Индекс страт. подразделения	Интервал, м	Вид проявля-емого флюида	Длина столба газа при ликвидации газопроявле-ния, м	Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, г/см3	Условия возникновения
	от	до
					внутреннего	наружного
К1 J3 J3	2260 2690 2720	2670 2717 2750	вода нефть вода	- - -	1,01 0,848 1,025	1,01 0,804 1,025	Снижение противо-давления на пласт ниже гидростатичес-кого. Несоблюдение проектных параметров бур. раствора

Таблица 1.9 - Прихватоопасные зоны

Индекс страт. подразделения	Интервал, м	Вид прихвата	Раствор, при применении которого произошел прихват	Наличие ограниче-ний на ос-тавление инструмен-та без дви-жения или промывки (да, нет)
	от	до		тип	плот-ность, г/см3	водоотдача, см3 30 мин	смазы-вающие добавки (название)
Q-Pg2-3 K1 K1	0 650 2000	530 2000 2380	от обвала неустойчивых пород и зак-линки инстру-мента от заклинки бур. инстру-мента и сальникообразования от перепада пластового давления	глин. глин. глин.	1,10 1,10 1,19	15,0 15,0 10,0	- - -	да да да

1.5 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине

Таблица 1.10 - Геофизические исследования

№ пп	Наименование исследований	Масштаб записи	Замеры и отборы производятся:
			На глубине, м	В интервале, м
				от	до
1	2	3	4	5	6
Кондуктор (0-650 м) В открытом стволе
1. 2. 3.	Стандартный каротаж зондом А2.0 М0.5N, ПС* Кавернометрия* Инклинометрия	1:500 1:500 через 10м	650 650 650	0 0 0	650 650 650
В обсаженном стволе
1. 2.	Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД) Плотностная цементометрия (ЦМ-8-12)	1:500 1:500	650 650	0 0	650 650
Эксплуатоционная колонна (650-2750 м) В открытом стволе
1. 2. 3. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.	Стандартный каротаж зондом А2.0 М0.5N, ПС* Стандартный каротаж зондами, А2.0 М0.5N, N6.0 М0.5N, ПС Кавернометрия* Кавернометрия* БКЗ зондами А0.4 М0.1N; А1.0 М0.1N; А4.0 М0.5N; А8.0 М0.5N; А0.5 М2.0А Индукционный каротаж (ИК)** Боковой каротаж (БК) Акустический каротаж (АКШ)* Микрозонды (МКЗ), микробоковой (МБК)* Гамма-гамма плотностной каротаж (ГГП)* Резистивиметрия*	1:500 1:200 1:500 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200	2750 2750 2750 2750 2750 2750 в интервале БКЗ 2750 2750 2750	650 2220 650 2600 2600 2220 в интерва-ле БКЗ 2600 2600 2600	2750 2750 2600 2750 2750 2750 в интер-вале БКЗ 2750 2750 2750
1	2	3	4	5	6
11. 12.	Радиоактивный каротаж (ГК, НКТ)* Инклинометрия	1:200 через 10м	2750 2750 2750	2600 2600 650	2750 2750 2750
В обсаженном стволе
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.	Радиоактивный каротаж(ГК,НКТ) +ЛМ Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД) Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД) Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ) Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ) МЛМ до перфорации МЛМ после перфорации Инклинометрия	1:500 1:200 1:500 1:200 1:500 1:200 1:200 1:200 через 20м	2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750	0 2600 0 2600 0 2600 2600 2600 650	2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750

Примечание: *) исследования проводятся в одной субвертикальной скважине куста; **) возможна запись ВИКИЗ.

2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование профиля скважины

Исходные данные:

1. Глубина скважины по вертикале (Н), м 2750

2. Отход (А), м 1500

3. Длина вертикального участка (h₁), м 200

4. Глубина спуска кондуктора (L), м 650

Способ бурения - турбинный

Выбираем 4-х интервальный профиль с участками - вертикальный, набора, стабилизации, спада зенитного угла.

Набор зенитного угла осуществляется при бурении под кондуктор.

Определим вспомогательный угол ' по формуле

(2.1)

Очевидно, что максимальный зенитный угол будет больше ',

_ор = '+5⁰= = 35⁰.

Выберем угол вхождения в пласт _к =20⁰.

Средний радиус искривления в интервале увеличения зенитного угла 0…35⁰ составит R₁ = 700 м.

Средний радиус кривизны на участке падения зенитного угла от 35⁰ до 20⁰ равен

Максимальный зенитный угол рассчитываем по формуле:



где A₁ = A+R₂ (1-cos _к)=1500+2225(1-cos20⁰)=1634 м

H₁ = H+R₂ sin _к = 2750+2225 sin20⁰ = 3511 м

Подставляя полученные значения находим = 34⁰

Находим длины участков ствола скважины ?_i и их горизонтальные a_i и вертикальные h_i проекции.

1. Вертикальный участок

а₁ = 0; h₁ = 200 м; ?₁ = h₁ = 200 м

2. Участок набора зенитного угла

a₂ = R₁(1-cos ) = 700(1-cos 34⁰) = 120 м

h₂ = R₁ sin = 700 sin 34⁰ = 391,4 м

?₂ = R₁ /57,3 = 70034/57,3 = 415,4 м

3. Участок стабилизации

a₃ = h₃tg = 1675,4tg 34⁰ = 1133 м

h₃ = H₁ - (h₁+h₂+h₄) = 2750 - (200+391,4+483,2) = 1675,4 м

?₃ = h₃ /cos = 1675,4/cos 34⁰ = 2020,9 м

4. Участок спада зенитного угла

a₄ = R₂(cos _к - cos ) = 2225(сos 20⁰ - cos 34⁰) = 246,2 м

h₄ = R₂(sin - sin _к) = 2225(sin 34⁰ - sin 20⁰) = 483,2 м

?₄ = R₂ (-_к)/57,3 = 2225(34-20)/57,3 = 543,6 м

Таблица 2.1 - Результаты расчётов

Участок	аi, м	hi, м	?i, м
1. Вертикальный	0	200	200
2. Набор зенитного угла	120	391,4	415,4
3. Стабилизации	1133	1675,4	2020,9
4. Спада зенитного угла	246,2	483,2	543,6
5. Сумма	1499,5	2750	3180

2.2 Проектирование конструкции скважины

2.2.1 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска

Обоснование производим по графику совмещенных давлений.

Как видно из графика, по разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины следует исходить из других условий. В данном случае с целью перекрытия обвалоопасных глин люлинворской и талицкой свит, на глубину 650 м спускается кондуктор с установкой башмака в плотные ганькинские свиты.

Эксплуатационаая колонна спускается до забоя (2750 м) с целью укрепления стенок скважины и размещения в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.

2.2.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

Диаметр эксплуатационный колонны задается заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских, геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм выбираем в соответствии с требованиями заказчика.

Диаметр долота:

, ?=5ч10 мм,

где D_м = 0,186 м - диаметр муфты обсадной колонны,

,

Кондуктор: D_к =D_д+2д, где д - зазор между долотом и внутренней поверхностью кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.

D_к =0,2159+2^.6^.10³ =0,2279 м

Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.

Определим диаметр долота при бурении кондуктора:

D_д.к =0,270+2^.8^.10^-3 =0,286 м.

Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.

Результаты расчетов представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Конструкция скважины

Наименование колонны	Глубина спуска, м	dд., мм	dтруб, мм
Кондуктор	0-650	295,3	245
Эксплуатационная колонна	0-2750	215,9	168

2.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (таблица 1.2) и пластовыми давлениями (таблица 1.5). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламенту по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3.

При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.

Таблица 2.3 - Поинтервальная химическая обработка буровых растворов

Интервал бурения, м	Наименование химреагентов и материалов	Плотность раствора, г/см3	Плотность, г/см3	Норма расхода, кг/м3
1	2	4	5	6
0-690	Глинопорошок	1,18	2,6	307,125
	Сайпан		1,40	0,36
	Габройл HV		1,85	0,13
	ФК-2000		1,0	1,41
	Вода		1,0	870,975
690-2930	Глинопорошок	1,10	2,6	187,688
	Сайпан		1,40	1,32
	Габройл HV		1,85	0,14
	НТФ		1,18	0,07
	Кальциниров. сода		2,5	0,16
	ТПФН		2,5	0,09
	ФК-2000		1,0	3,640
	Каустическая сода		2,02	0,08
	Na КМЦ 80/800		1,0	1,6
	СНПХ ПКЦ-0515		0,87	200 л. на скважину
	Вода		1,0	916,802
2930-3180	Глинопрошок	1,08	2,60	136,5
	Сайпан		1,40	1,32
	Габройл HV		1,85	0,14
	НТФ		1,18	0,07
	Калициниров. сода		2,5	0,16
	ТПФН		2,5	0,09
	ФК-2000		1,00	3,640
	Nа КМЦ 80/800		1,0	1,6
	Каустическая сода		2,,02	0,08
	Вода		1,0	938,0

2.3.1 Обоснование параметров бурового раствора. Бурение под кондуктор

пластовое давление:

=

превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) 10-15%, принимается равным 15%:

плотность бурового раствора:

С учетом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатоционных скважин на близлежащем Крапивинском месторождении и разведочных скважин на Двуреченском месторождении плотность бурового раствора принята .

Бурение под эксплуатоционную колонну:

Бурение под эксплуатоционную колонну до глубины изменения параметров раствора для вскрытия продуктивного пласта превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) должно составлять 10-15% в интервале 650-1200 м и 5-10% в интервале 1200-2500 м., в интервале от 2500 м и до проектной глубины 4-7%:

в интервале 650-1200 м

максимальное пластовое давление:

превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) принимается 11%:

плотность бурового раствора:

в интервале 1200-2500 м

пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) с учетом технологических особенностей наработки бурового раствора и обеспечения устойчивости ствола скважины репрессия принимается равной 10%:

плотность бурового раствора:

.

в интервале 2500-2650 м

максимальное пластовое давление:

превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

плотность бурового раствора:

.

Бурение под эксплуатоционную колонну до вскрытия продуктивного пласта в интервале 2500-2650 м возможно с превышением гидростатического давления над пластовым не более чем на 35 кгс/см².

плотность бурового раствора из расчета репрессии 35 кгс/см²:

.

Плотность бурового раствора для бурения интервала 2500-2650 м принимается 1,10 г/см³.

Бурение под эксплуатоционную колонну при вскрытии продуктивного пласта до глубины 2750 м должно осуществляться с превышением гидростатического давления над пластовым (репрессия) 4-7%. С учетом обеспечения устойчивости ствола скважины в вышележащих интервалах и предотвращения нефтеводопроявлений превышение гидростатического давления над пластовым принимается 7%:

пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

плотность бурового раствора:

.

Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.

Выбирая вязкость, нужно учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 25…30 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины. Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см³ за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см³ за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.

Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 - 20 дПа.

Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Параметры бурового раствора

Интервал бурения, м	Плотность, кг/м3	Условная вязкость, с	Фильтрация по ВМ-6, см3/30 мин	Толщина корки, мм	СНС, Па	pH	Содержание песка, %
от	до					1 мин	30 мин
0	650	1180	30…35	6…8	1,5	20	30	7-8	1…2
650	2500	1100	25…30	5…6	1	15	25	7-8	1…2
2500	2650	1100	25…30	4…5	0,5	15	25	7	1
2650	2750	1080	25…30	4…5	0,5	15	25	7	0,5

2.3.2 Определение потребного количества бурового раствора

Объем запаса бурового раствора на поверхности дополнительно к объему раствора, находящегося в циркуляции, должен быть не менее двух объемов скважины.

Максимальный объем скважины прибурении под эксплуатоционную колонну составляет:

V_скв= 0,785(Д_к^{2 .} L_к + d_Д² (L₂ - L_к) ^. К_к1 + d_Д² (L_c-L₂₎ ^. К_к2) = 0,785(0,2267^{2 .} 690 + 0,2159^{2 .} (2557 - 690) ^. 1,7 + 0,2159² (3180 - 2557) ^.1,1)=208 м³

где:

Д_к - внутренний диаметр кондуктора, м;

L_к - глубина спуска кондуктора по стволу, м;

L₂ - начало интервала глубины скважины с коэффициентом кавернозности К_к2;

L_c - глубина скважины по стволу, м;

d_Д - диаметр долота при бурении скважины под эксплуатоционную колонну, м;

К_к1, К_к2 - коэффициенты кавернозности.

Необходимый объем запаса бурового раствора на поверхности должен составлять 2V_скв= 416 м³.

Для хранения запаса бурового раствора в теле куста предусматривается строительство амбара объемом 500 м³.

2.4 Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями.

Выбор способа бурения зависит от технической оснащенности предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т.п.), опыта бурения в данном районе.

Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:

· механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

· облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

· можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;

· возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;

· улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

2.5 Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны

Исходные данные:

1) Скважина наклонно-направленная

2) Профиль четырёх интервальный

3) Глубина скважины по вертикали (Н_с), м 2750

4) Глубина вертикального участка (Н_в), м 200

5) R₁ = 700 м, R₂=2225 м, L=3180 м

6) Диаметр турбобура (Д_т),м 195

7) Вес турбобура (G_m), Н 47900

8) Длина турбобура (?₁), мм 25700

9) Диаметр долота (Д_д), мм 215,9

10) Перепад давления в турбобуре (Р_т), МПа 3,9

11) Плотность бурового раствора (), кг/м³ 1150

2.5.1 Расчёт утяжеленных бурильных труб (УБТ)

Диаметр УБТ выбирается из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Для нормальных условий при бурении долотом 215,9 мм принимается УБТ диаметром 178 мм. Диаметр бурильных труб принимаем Д_бт = 127 мм.

т.к. 0,71 < 0,75 0,85, то

необходимо в компоновку включить одну свечу УБТ 159 мм для недопущения большой концентрации напряжений в этом переходном сечении.

Длина УБТ определяется из условия, что бурильная колонна не переходила в III форму устойчивости

(2.3)



Находим ?_кр = 45,8 м; Р_кр^III =93088,7 Н

Определяем длину УБТ ?₀,

Длина одной свечи УБТ составляет 24 м, следовательно длина УБТ

?_УБТ = 72 м (3 свечи).

Определим вес УБТ:

2.5.2 Расчет стальных бурильных труб (СБТ)

Определим длину СБТ:

(2.6)

где q₀ - вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q₀ = 262 н/м;

G_сбт - полный вес СБТ;

Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 21, а длина стальных труб 504 м.

2.5.3 Расчет легкосплавных бурильных труб (ЛБТ)

?_ЛБТ = Н_скв - ?_УБТ - ?_СБТ = 3180 - 72 - 504 = 2604 м

принимаем ?_ЛБТ = 2616 м (109 свечей).

2.5.4 Расчёт бурильной колонны на прочность

Расчёт ведётся по уравнению Сушона

Т_в = Т_н ехр(f)+ q?exp(0.5f)(cos f sin), (2.7)

где f - коэффициент сопротивления движению;

- коэффициент учитывающий Архимедову силу;

- средний зенитный угол;

“ - ” - участок набора зенитного угла.

f = 0,18 - для глинистых пород

Для удобства вычислений составим таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Характеристики опасных сечений бурильной колонны

Точки	, град	, гр (рад)	_ , град	q, н/м	?, м		Т, кн
0	20	1,85 (0,032)	20,92	1530,4	72	0,86	0
1	21,85						94,88
		12,15 (0,212)	27,92	262	471,6	0,86
2	34						203,4
		0 (0)	34	262	32,4	0,86
3	34						210,18
		0 (0)	34	161,86	1988,5	0,577
4	34						382,83
		34 (0,593)	17	161,86	415,4	0,577
5	0						462,93
		0 0	0	161,86	200	0,577
6	0						481,6

Для примера приведём расчёт Т_в для участка 2-3, остальные участки рассчитываются аналогично.

Т_В2-3= 203,410³ехр (00,18) +26232,40,86ехр (0,500,18)(cos34+0,18sin34) = 210,18 кН.

Далее проводится проверка условия _сум [ ], (2.8)

Где

Исходные данные для расчёта

Р_н = 1 МПа

Д = 147 мм

d = 125 мм

Е = 2,1·10¹¹ Па

R₁ = 700

n = 1,45

_т = 300 МПа

Результаты расчётов для наглядности представлены в таблице 2.6.



Таблица 2.6 - Результаты расчётов

Точки	Т, кН	р, МПа	и, МПа	сум, МПа
5	462,93	101,0	7,35	108,35
6	481,6	105,0	0	105,0

_сум

Следовательно условие прочности выполняется.

2.5.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. С целью создания осевой нагрузки на долото и для повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения долоту используют турбобуры.

Выбранные компоновки бурильного инструмента представлены в таблице 2.7.

2.6 Проектирование режима бурения

2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Исходные данные:

1) Глубина скважины по стволу - 3180 м;

2) Тип долота - III-215,9 МЗ-ГВ;

3) Конструкция низа бурильной колонны:

· долото III-215,9 МЗ-ГВ-R155;

· турбобур 3ТСШ1-195;

· УБТ 178 мм - 10 м;

· ТБПВ 127х9;

· ЛБТ 147х9;

4) Параметры промывочной жидкости:

· = 1100 кг/м³;

· УВ = 2530 сек;

· ПФ = 56 см³/30мин.

Таблица 2.7 - Компоновки низа бурильной колонны (КНБК)

№№	Элементы КНБК
	Типоразмер, шифр	Наружный диаметр, мм	Длина, м	Масса, кг	Примечание
1	2	3	4	5	6
1	III 295,3 СЗ-ГВ-R175	295,3	0,40	90	Бурение вертикального интервала под кондуктор
2	8 КС 295,3 МС	295,3	0,90	200
3	Т 12РТ-240	240,0	8,20	2017
4	8 КС 290,0 МС	290,0	0,90	200
5	УБТС2-203	203,0	12	2413
1	III 295,3 СЗ-ГВ-R175	295,3	0,4	90	Бурение под кондуктор с набором зенитного угла
2	8 КС 295,3 МС	295,3	0,90	200
3	ТО2-240	240,0	10,20	2593
4	УБТС2-203	203,0	12	2413
5	СИБ-1	172,0	9,60	500
1	III 295,3 СЗ-ГВ-R175	295,3	0,40	90	Бурение под кондуктор со стабилизацией зенитного угла, проработка ствола скважины
2	8 КС 295,3 МС	295,3	0,90	200
3	СТК-290	290	0,20	12
4	2ТСШ1-240	240,0	16,5	4100
5	УБТС2-203	203,0	12	2413
1	III 215,9 МЗ-ГВ-R155	215,9	0,40	37	Бурение под эксплуатационную колонну со стабилизацией зенитного угла, проработка ствола скважины
2	9 КП 215,9 МС	215,9	0,50	50
3	УОК-215	200,0	0,40	34
4	СТК-213,0	213,0	0,20	10
5	3ТСШ1-195	195,0	25,70	4790
6	УБТС-178	178,0	72,00	11232
1	МF-15	215,9	0,40	37	Бурение под эксплуатационную колонну со стабилизацией зенитного угла
2	9 КП 215,9 МС	215,9	0,50	50
3	УОК-215	200,0	0,40	34
4	3ТСШ1-195	195,0	25,70	4790
5	УБТС-178	178,0	72,0	11232
1	2	3	4	5	6
1	MF-15	215,9	0,40	37	Бурение под эксплуатационную колонну с естественным снижением зенитного угла (вскрытие продуктивного пласта одним долблением)
2	9 КП 215,9 МС	215,9	0,50	50
3	3ТСШ1-195	195,0	25,70	4790
4	СИБ-1	172,0	9,60	500
5	УБТС-178	178,0	72,00	11232
1	215,9 МСЗ-ГНУ-R71	215,9	0,40	37	Резервная компоновка для корректировки ствола скважины
2	9 КП 215,9 МС	215,9	0,50	50
3	ДВО-195	195,0	7,70	1350
4	СИБ-1	172,0	9,60	500
5	УБТС-178	178,0	12	1872

Примечание:

1 Возможно использование других типов долот отечественного или импортного производства по коду IADC 437, 447Х, 545Х.

2 КНБК уточняется технологической службой бурового предприятия в процессе бурения по результатам инклинометрии.

2.6.2 Выбор расхода промывочной жидкости

- выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:

(2.13)

где q = 0,65 м/с - удельный расход;

F_з - площадь забоя;

(2.14)

где D_д - диаметр долота.

D_д = 215,9 мм;

м²;

м³/с.

- выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:

(2.15)

где U_oc - скорость оседания крупных частиц шлама;

F_кп - площадь кольцевого пространства, м²;

(2.16)

где d_ш - средней диаметр крупных частиц шлама;

_п - плотность породы, кг/м³;

- плотность промывочной жидкости, кг/м³.

d_ш =0,0035+0,0037D_д; (2.17)

(2.18)

где D_тр - диаметр турбобура, м.

d_ш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;

0,36 м/с;

м²;

м³/с.

- выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:

где М_уд - удельный момент на долоте;

G - вес турбобура;

М_с - момент турбобура при расходе Q_c жидкости _с ;

- плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.

к - коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,3.

Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:

М_g = 1200 Нм; Q_c = 0,03 м³/с; _с = 1000 кг/м³; = 1100 кг/м³, М_с=1500 Н/м.

м³/с.

Из трех расходов Q₁, Q₂, Q₃ выбираем максимальный расход: 0,03 м³/с и далее в расчетах будем принимать этот расход.

2.6.3 Расчёт потерь давления в циркуляционной системе

Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы состоящей из:

1) наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу;

2) легкосплавных бурильных труб;

3) соединительных элементах (замках) ЛБТ;

4) стальных бурильных труб;

5) замков СБТ;

6) утяжеленных бурильных труб;

7) турбобура;

8) бурового долота (насадки);

9) кольцевого пространства против вышеперечисленных элементов со 2) по 7).

Применительно к ЗД и долоту принято говорить не потери, а перепады давления, ибо последние создаются преднамеренно.

2.6.3.1 Расчет потерь давления в наземной обвязке

Р = аQ²_ж; (2.19)

Потери давления в стояке

a = 3,3510⁵ Пас²/м³кг; Р = 3,3510⁵0,03²1100 = 0,33 МПа

Потери давления в шланге

a = 1,210⁵ Пас²/м³кг; Р = 1,210⁵0,03²1100 = 0,12 МПа

Потери давления в вертлюге

a = 0,910⁵ Пас²/м³кг; Р = 0,910⁵0,03²1100 = 0,09 МПа

Потери давления в ведущей трубе

a = 1,810⁵ Пас²/м³кг; Р = 1,810⁵0,03²1100 = 0,18 МПа

Потери давления в манифольде

a = 13,210⁵ Пас²/м³кг; Р = 13,210⁵0,03²1100 = 1,31 МПа

Р_обв=0,33+0,12+0,09+0,18+1,31=2,03 МПа

2.6.3.2 Расчет потерь давления в ЛБТ

Внутренний диаметр Д_в = Д_н -2 = 0,147-20,009 = 0,129 м

Площадь проходного сечения S = Д_в² /4= 3,14(0,129)² /4= 0,013 м²

Скорость течения жидкости V = Q/S = 0,03/0,013 = 2,3 м/с

Обобщенный критерий Рейнольса определяются по формуле

где ₀- динамическое напряжение сдвига

₀=8,510^-3 -7=8,510^-310^-31100 -7=2,35 Па

- структурная вязкость

= 0,03310^-3-0,022= 0,03310^-31100-0,022= 0,0143 Пас

Т.к. Re^* < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений определяется по формуле

Потери давления в ЛБТ



2.6.3.3 Потери давления в замках ЛБТ

Потери давления определяются по формуле (2.19)

где L_тр - длина труб;

?_т - длина одной трубы

d_н - внутренний диаметр замка

Тогда

Р = 0,2910⁵0,03²1100=0,028 МПа.

2.6.3.4 Расчет потерь давления в СБТ

Потери давления определяются по формуле (2.20)

Внутренний диаметр Д_в = Д_н - 2 = 0,127-20,009=0,109 м

Площадь проходного сечения S = Д_в² /4= 3,140,109² /4= 0,0093 м²

Скорость течения жидкости V = Q/S =0,03/0,0093 = 3,3 м/с

Обобщенный критерий Рейнольдса определяется по формуле (2.21)

Т.к. Re < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений определяется по формуле (2.22)

Потери давления в СБТ

2.6.3.5 Расчёт потерь давления в замках СБТ

Расчёт проводится по формулам (2.19), (2.23) и (2.24).

Р = 0,04810⁵0,03²1100=0,0047 МПа.

2.6.3.6 Расчёт потерь давления в УБТ

Расчёт проводится по формулам (2.20) - (2.22).

S = Д_в² /4= 3,140,08² /4= 0,005 м²;

V = Q/S =0,03/0,005 = 6,0 м/с;

Т.к. Re^* < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений

потери давления в УБТ

2.6.3.7 Расчёт перепада давления в турбобуре 3ТСШ1-195

Для турбобура 3ТСШ1-195 имеем _с =1000 кг/м³, Q_с = 30 л/с, Р_с = 3,9 МПа.

По формуле подобия

(2.25)

имеем

2.6.3.8 Расчет перепада давления в долоте

где f, _н - площадь сечения и коэффициент расхода промывочных отверстий долота.

2.6.3.9 Расчёт потерь давления в кольцевом пространстве (КП) против ЛБТ

а) Потери давления в КП между ЛБТ и необсаженным стволом скважины (ЛБТ_I)

Критическая скорость определяется по формуле

Т.к. V > V_кр, то режим турбулентный и потери давления в КП против ЛБТ_I рассчитываются по формуле

где Д_г - гидравлический диаметр,

Д_г = Д-d = 0,2159-0,147 = 0,0689 м

Т.к. Re^* < 50000, то

Тогда

б) Потери давления в КП между ЛБТ и кондуктором (ЛБТ_II).

Т.к. V > V_кр = 1,16 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против ЛБТ_II рассчитываются по формуле (2.29)

Д_г = Д-d = 0,2267-0,147 = 0,0797 м

Тогда

2.6.3.10 Расчёт потерь давления в КП против СБТ

Т.к. V > V_кр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против СБТ рассчитывается по формуле (2.29)

Д_г = 0,2159-0,127 = 0,0889 м

Т.к. Re^* < 50000, то

Тогда

2.6.3.11 Расчёт потерь давления в КП против УБТ

Т.к. V > V_кр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против УБТ рассчитывается по формуле (2.29)

Д_г = 0,2159-0,178 = 0,0379 м



Т.к. Re^* < 50000, то

Тогда

2.6.3.12 Расчёт потерь давления в КП против турбобура

Т.к. V < V_кр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против турбобура рассчитывается по формуле (2.29)

Д_г = 0,2159-0,195 = 0,0209 м

Т.к. Re^* < 50000, то

Тогда

Для удобства все расчётные значения сводим в табл. 2.8

Таблица 2.8 - Расчеты результатов

Элементы циркуляционной системы	L, м	d, мм	D, мм	S, м2	V, м/с	Re*		, МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Манифольд	-	-	-	-	-	-	-	1,31
Стояк	-	-	-	-	-	-	-	0,33
Грязевый шланг	-	-	-	-	-	-	-	0,12
Вертлюг	-	-	-	-	-	-	-	0,09
Квадрат	-	-	-	-	-	-	-	0,18
ЛБТ	2616	129	147	0,013	2,3	9000	0,024	1,42
СБТ	504	109	127	0,009	3,3	14527	0,023	0,64
УБТ	72	80	178	0,005	6,0	27046	0,022	0,37
Турбобур	25,7	-	-	-	-	-	-	4,3
Долото	-	-	f = 5,310-4 м2; u = 0,92	2,1
к.п. турбобура	25,7	195	215,9	0,0067	4,5	6418	0,025	0,34
к.п. УБТ	72	178	215,9	0,012	2,5	5150	0,026	0,17
к.п. ЛБТ необсажен.	1926	147	215,9	0,02	1,5	3520	0,027	0,93
к.п. ЛБТ обсаженное	690	147	215,9	0,023	1,3	2975	0,028	0,22
к.п. СБТ	504	127	215,9	0,024	1,25	2943	0,028	0,14
								12,7

2.6.4 Выбор бурового насоса

Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении. По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуется насосы, развивающие производительность Q 0,03 м³/с при давлении Р 12,7 МПа.

По таблице 56 выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок d_вт = 170 мм -У8-6МА.

Заключительной стадией гидравлического расчета скважины является построение НТС - номограммы.

Для этого занесем в таблицу теоретические и фактические подачи и давления насоса при различных диаметрах втулки.

Теоретические подачи и давления насоса берем из таблицы 56.

Фактическая подача определяется по формуле:

где к - коэффициент, учитывающий работу насоса на всасывании (к = 0,85);

Q - теоретическая подача.

Таблица 2.9 - Давления и подачи У8-6МА

Диаметр втулки, мм	Допустимое давление, МПа	Теоретическая подача, м3/с	Фактическая подача, м3/с
160	16	0,0317	0,0269
170	13,9	0,0355	0,03018
180	12,2	0,0404	0,03434

2.6.5 Построение НТС - номограммы и определение режима работы насоса

НТС - номограмма - это совмещенная характеристика насоса, турбобура и скважины.

Для того, чтобы обеспечить заданный расход Q = 0,03 м³/с при давлении Р 12,7 МПа необходимо использовать данные по насосу для трех втулок указанных в таблице 2.9.

Для значений расходов высчитываем характеристику скважины (это зависимость потерь давления в элементах бурильной колонны от подачи и глубины спуска).

Расчет ведется для 3-х расходов Q₁ = 26,9 л/с; Q₂ = 30 л/с; Q₃ = 34,3 л/с и для трех глубин Н₁ = 3180 м; Н₂ = 2000 м; Н₃ = 1000 м.

Потери давления в элементах бурильной колонны рассчитываются по формулам подобия:

- для турбулентного режима, (2.30)

- для ламинарного режима. (2.31)

2.6.5.1 Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 3180 м

Таблица 2.10 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК	Длина труб L, м	Q, л/с
		30	26,9	34,33
1	2	3	4	5
Внутри труб
ЛБТ	2616	1,42	1,14	1,86
СБТ	504	0,64	0,51	0,84
УБТ	72	0,37	0,27	0,48
3ТСШ1-195	25,7	4,3	3,46	5,63
Долото	-	2,1	1,69	2,75
Ртр	-	8,83	7,07	11,56
В кольцевом пространстве
ЛБТI	1926	0,93	0,75	1,22
ЛБТII	690	0,22	0,18	0,29
СБТ	504	0,14	0,11	0,18
УБТ	72	0,17	0,14	0,22
3ТСШ1-195	25,7	0,34	0,27	0,45
Ркп	-	1,8	1,45	2,36
Р	-	10,63	8,52	13,92

2.6.5.2. Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 2000 м

Таблица 2.11 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК	Длина труб L, м	Q, л/с
		30	26,9	34,33
1	2	3	4	5
Внутри труб
ЛБТ	1436	0,78	0,63	0,98
СБТ	504	0,64	0,51	0,84
УБТ	72	0,37	0,27	0,48
3ТСШ1-195	25,7	4,3	3,46	5,63
Долото	-	2,1	1,69	2,75
Ртр	-	8,19	6,59	10,66
В кольцевом пространстве
ЛБТI	746	0,36	0,29	0,47
ЛБТII	690	0,22	0,18	0,29
СБТ	504	0,14	0,11	0,18
УБТ	72	0,17	0,14	0,22
3ТСШ1-195	25,7	0,34	0,27	0,45
Ркп	-	1,23	0,99	1,61
Р	-	9,42	7,58	12,27

2.6.5.3 Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1000 м

Таблица 2.12 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК	Длина труб L, м	Q, л/с
		30	26,9	34,33
1	2	3	4	5
Внутри труб
ЛБТ	436	0,24	0,19	0,31
СБТ	504	0,64	0,51	0,84
УБТ	72	0,37	0,27	0,46
3ТСШ1-195	25,7	4,3	3,46	5,63
Долото	-	2,1	1,69	2,75
Ртр	-	7,65	6,15	10,0
В кольцевом пространстве
ЛБТII	436	0,14	0,11	0,18
СБТII	254	0,042	0,04	0,048
СБТI	250	0,068	0,05	0,089
УБТ	72	0,17	0,14	0,22
3ТСШ1-195	25,7	0,34	0,27	0,45
Ркп	-	0,76	0,61	0,99
Р	-	8,41	6,76	11,0

Таблица 2.13 - Характеристика скважины

Q, л/с L, м	26,9	30	34,33
1000	3,03	3,77	4,92
2000	3,85	4,78	6,19
3180	4,79	5,99	7,84

Таблица 2.14 - Характеристика турбобура

Q, л/с L, м	26,9	30	34,33
3180	3,73	4,64	6,08

По НТС - номограмме выбираем втулку диаметром 0,17 м и подачей 0,030 м³/с, которая обеспечивает промывку скважины и очистку забоя скважины от шлама, бурения до заданной глубины 2750 м с минимальными потерями давления. В начале бурения будем иметь запас по давлению, что может быть использовано, например, для усиления гидромониторного эффекта.

2.6.6 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

Рабочей выходной характеристикой турбобура называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура (на долоте) от осевой нагрузки на долото.

2.6.6.1 Определение необходимых данных для расчета

Параметры турбины n, M, P определяются из выражений

где n_c, M_c, P_c - соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Q_c плотностью _c.

Из n_c = 6,33 об/с, М_с = 1,5 кНм, P_c = 3,9 МПа

Определяем параметры турбины

Определим коэффициент трения

Для турбобуров с шаровой опорой = 0,050,08

Выбираем = 0,065.

Рассчитываем средний радиус трения

Определяем гидравлическую нагрузку в турбобуре

Р_г = 0,785(P_т Д_с²+P_дД_в²)+В, (2.36)

где Д_с - средний диаметр турбин турбобура

Д_в - диаметр вала турбобура (шпинделя) в место установки ниппеля (сальника), Д_в = 0,135 м

Д₁, Д₂ - размеры шаровой опоры или резинового кольца подпятника осевой резинометаллической опоры,

Д₁ = 0,149 м, Д₂ = 0,124 м.

P_т, P_д - перепад давления в турбобуре и долоте

В - веса вращающихся деталей и узлов турбобура (валов и роторов турбин), маховых масс, центраторов, долота, В = 0,5М_тg+М_мg+М_цg+M_гg,

где М_м, М_т, М_г, М_ц - маховая масса, масса турбобура, долота, центраторов соответственно;

g - ускорение силы тяжести

Р_г = 0,785(4,310⁶0,130²+2,110⁶0,135²)+23950 =110,6кН

Из выбираем М_уд = 610^-3 м

Определим момент на долоте при G = 0, обусловленный трением долота о стенки скважины и промывочную жидкость,

М₀ = 550Д_д = 5500,2159 = 118,7 Нм

Основные расчетные уравнения

- Определяем частоту вращения вала турбин по формуле (2.37)

n_i = n/М [ 2M-(M₀+M_удG_i + / G_i-P_г /) ] (2.37)

- Определяем момент на долоте

М_д = М_удG_i+550Д_д (2.38)

- Определяем вырабатываемую мощность в турбобуре

N_i=M_дn_i2р (2.40)

Результаты расчетов сводим в таблице 2.15.

Таблица 2.15 - Результаты расчетов

G, кН	0	50	100	110,6	150	200
ni, об/с	10,3	10,0	9,72	9,66	8,08	6,07
Мд, Нм	118,7	418,7	718,7	782,3	1018,7	1318,7
Ni, кВт	7,68	26,35	43,87	47,46	51,69	50,27

2.6.7 Составление проектного режима бурения

Выбор проектного режима бурения скважины производим в соответствии с пунктами 2.2; 2.7.1; 2.7.2, а также исходя из опыта бурения скважин и выбранные данные сводим в таблицу 2.16.

Таблица 2.16 - Сводная таблица режима бурения

Интервал бурения, м	Диаметр долота, мм	Тип забой-ного двига-теля	Расход, м3/с	Давление, Мпа	Нагрузка на долото, кН	Параметры промывочной жидкости
от	до						, кг/м3	УВ, с	ПФ, см3/ 30мин
0	690	295,9	ТСШ-240	0,056	11	10-12	1180	25	68
690	3180	215,9	3ТСШ-195	0,030	13	17	1100	25	56

Из графика видно, что турбобур останавливается при n_i < 0,4 n_p, а при | Р_г-G_i | < 10 кН наблюдается усиленная вибрация турбобура и бурильного инструмента. На рис.2.3 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок (0100) 10³ Н и (120250) 10³ Н

2.7 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки

Расчет эксплуатационной колонны:

Исходные данные для расчета:

2.7.1 Конструкция обсадных колонн

Цементный раствор от 2557 до 2750 м. Облегченный цементный раствор от 2557 до 450 м. Выше 450 м находится буровой раствор. Продавку цементного раствора в заколонное пространство осуществляется технической водой с=1000 кг/м³.

2.7.2 Технологическая оснастка обсадных колонн

Под названием «технологическая оснастка» подразумевается набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения ее спуска и качественного цементирования. Выбранная технологическая оснастка представлена в таблице 2.17.

Таблица 2.17 - Технологическая оснастка обсадных колонн

№ п/п	Назва-ние колон-ны	Элементы технологической оснастки колонны	Суммарная на колонну
		наименование, шифр, типоразмер	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ и т.п. на изготовление	масса элемента, кг	интервал установки	количество элементов на интервале, шт.	количество, шт	масса, кг
					от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Кондук-тор	Башмак БКМ-245 Обратный клапан ЦКОДМ-245 Центратор ЦЦ-4-245 Пробка ПП-219245	ОСТ 39-011-87 ТУ 39-1443-89 ТУ 39-1442-89 ТУ 39-1086-85	60 57 17 13	665	697 687 685 685	1 1 3 1	1 1 3 1	60 57 51 13
2	Эксплуатоцион-ная	Башмак БКМ-168 Обратный клапан ЦКОДМ-168 Центратор ЦЦ-168	ОСТ 39-011-87 ТУ 39-1219-87 ТУ 39-1220-88	28 25 11	3099 697 667	3180 3170 3159 3094 687	1 1 7 48 3	1 1 58	28 25 638
		Пакер ПГМД1-168 Комплект разделительных пробок с фиксатором КРПФ 168178	НПО «Буровая техника» НПО «Бурение»	100 14	3141	3147 3170	1 1	1 1	100 14

Примечание:

1. Количество и порядок расстановки элементов технологической оснастки уточняется в плане работ на крепление по результатам окончательного каротажа.