Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

1 -- фланец; 2 -- пробка; 3 -- корпус головки; 4 -- резиновые уплотнители; 5 -- пакер; 6 -- клинья; 7 -- патрубок; 8 -- эксплуатационная колонна; 9 -- фланец для установки головки на устье; 10 -- фланец промежуточной колонны

Рисунок 2.4 - Колонная головка клиновая

Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из условия того, что рабочее давление превентора должно быть больше максимально ожидаемого давления на устье скважины при возможном газонефтеводопроявлении, а также диаметр проходного отверстия в превенторе должен быть больше максимального диаметра инструмента, опускаемого в скважину.

Согласно ГОСТ 13862-90 и ПБ 08-624-03 выбираем схему обвязки устья ОП5-350х35, состоящую из двух плашечных превенторов ППГ-350х35 и одного универсального превентора ПУГ-350х35. Для промежуточной колонны необходимо использовать схему обвязки ОП10х280х70, состоящую из трёх плашечных превенторов ППГ-280х70 и универсального превентора ПУГ-280х35. Для эксплуатационной колонны используется схема обвязки устья ОП5-180х70, состоящую из двух плашечных превенторов ППГ-180х70 и одного универсального превентора ПУГ-180х35.

При освоении будет использоваться сдвоенный плашечный ручной превентор ППР 2-150х21-КН. Превентор предназначен для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе бурения, освоения и ремонта с целью предупреждения нефтегазопроявлений и выбросов, как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии.

2.3 Проектирование процесса углубления скважины

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

Важными направлениями в деле повышения эффективности строительства скважин всегда являлись подбор породоразрушающего инструмента и улучшение показателей работы долот.

Буровое долото является основным инструментом, которым разрушают горные породы при бурении скважин. Долота делятся по назначению (для сплошного бурения или бурения с отбором керна); по исполнению (пикообразные, лопастные, торцовые, шарошечные); по воздействию на породу (режуще-скалывающего типа, дробяще-скалывающего или режуще-истирающего типа).

В настоящее время наибольшее применение получили трёхшарошечные долота. На их долю приходится более 90% всей проходки при бурении разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ.

Выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на основании анализа фактического материала, информации о физико-механических свойствах пород, отработки долот, по ранее пробуренным скважинам. Рациональным типом долота данного размера для конкретных геолого-технических условий бурения является такой тип, который при бурении в рассматриваемых условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

Предусмотрен выпуск 13 типов долот в зависимости от области их применения: М, МЗ, МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, ТК, ТКЗ, К, ОК.

Руководствуясь опытом бурения скважин в аналогичных геологических условиях на площадях Краснодарского края рационально применение трёхшарошечных долот.

При бурении под кондуктор, в интервале 0 - 1027 м, представленном мягкими, неабразивными, рыхлыми породами, принимается тип “М” с фрезерованными зубьями. Так как при бурении будет применяться винтовой забойный двигатель с большой частотой вращения, то принимаем высоко-оборотистые долота с типом опор “В” - опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 393,7 мм. Исходя из многолетнего опыта работ на данном месторождении для бурения под кондуктор применяем долото III-393,7 М-ГВ. Для разбуривания цементного стакана кондуктора будем использовать долото с фрезерованным вооружением III 295,3 С-ЦВ, предназначенное для разбуривания средних по твёрдости пород низкооборотным бурением.

При бурении под промежуточную колонну в интервале 1027-2539 м, который представлен мелкозернистыми песчаниками и темно-серыми глинами с прослоями доломитов, мергелей, алевролитов, сидеритов, будем использовать долото III 295,3 RX+C. Для разбуривания цементного стакана промежуточной колонны используется долото с фрезерованным вооружением III 215,9 С-ЦВ.

Интервал 2539-2846 м представлен глинами темно-серыми слоистыми с прослоями мергелей и известняков. Таким образом, при бурении под потайную колонну в интервале 2539-2846 м, целесообразно будет применение долота типоразмера III 215,9 М-ГАУ. Разбуривание цементного стакана будет осуществляться долотом с фрезерованным вооружением III 165,1 С-ЦВ.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 2846 - 3147 м, представленным мягкими с пропластками средней твердости породами (темно-серые глины с прослоями алевролитов, песчаников, мергелей) принимается тип долота “МС” с фрезерованными зубьями. Для бурения в этом интервале принимается долото трёхшарошечное с боковой промывкой и герметизированными маслонаполненными опорами долото III 165,1 МС-ГАУ,

Выбранные типы долот по интервалам бурения сводим в табл. 2.4

Таблица 2.4 - Типоразмер долот по интервалам бурения

Интервал, м	Категория породы	Типоразмер долота
от	до
0	1027	М	III-393,7 М-ГВ
1027	2539	М	III 295,3 RX+C
2539	2846	М,МС	III 215,9 М-ГАУ
2846	3147	М,МС	III 165,1 МС-ГАУ

2.3.2 Расчёт осевой нагрузки на долото по интервалам пород

Осевая нагрузка обеспечивает внедрение породоразрушающего инструмента в горную породу. Для более твердых пород требуется увеличение осевой нагрузки, но ее расчетное значение не должно превышать 80% от допустимой по паспорту долота.

При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы:

1. Статистический анализ отработки долот в аналогичных геолого-технических условиях.

2. Аналитический расчет на основе качественных показателей физико-механических свойств горной породы и характеристик шарошечных долот, применение базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения.

Для расчёта осевой нагрузки потребуются данные из ниже приведённой таблицы 2.5.

Таблица 2.5 - Исходные данные для расчёта осевой нагрузки на долото

Интервал, м	Тип долота	з	д, 10-3 м	PШ, МПа
0-649	III 393,7 М-ГВ	1,21	1,5	100
649-1027	III 393,7 М-ГВ	1,21	1,5	100-150
1027-2539	III 295,3 RX+C	1,07	1,5	150
2539-2846	III 215,9 М-ГАУ	1,02	1,5	150
2846-3147	III 165,1 МС-ГАУ	0,98	1,5	170

где з - коэффициент перекрытия зубьев;

д - притупление зубьев, м;

Р_Ш - твёрдость горной породы по штампу, МПа.

Расчёт осевой нагрузки на долото ведётся по интервалам. Так как площадь района работ хорошо изучена, при проектировании режимов бурения осевая нагрузка может определяться по формуле 2.15

P_Д=б_З·Р_Ш·F_K (2.15)

где P_Д - осевая нагрузка на долото, Н;

б_З - коэффициент, учитывающий изменение твердости горных пород в конкретных условиях забоя, б = 0,331,59, для практических расчетов принимается б_з= 1,0;

F_K - площадь контакта зубьев долота с забоем, которую возможно определить по формуле В.С.Фёдорова

F_к = (D_д/2)?з·д (2.16)

где D_д - диаметр долота, см

Воспользовавшись данными из таблицы 2.5, а так же формулами 2.15 и 2.16 определим осевые нагрузки для каждого интервала механического бурения.

Рассчитаем осевую нагрузку для интервала 0-649 м:

F_к= (0,3937/2)•1,21•1,5•10^-3 = 3,573•10^-4 м².

Тогда P_Д=1,0·100·3,573·10^-4 = 36 кН.

Рассчитаем осевую нагрузку для интервала 649-1027 м:

F_к= (0,3937/2)•1,21•1,5•10^-3 = 3,573•10^-4 м².

Тогда P_Д=1,0·150·3,573·10^-4 = 54 кН.

Для интервала 1027-2539 м осевая нагрузка будет равна:

F_к= (0,2953/2)•1,07•1,5•10^-3 = 2,37•10^-4 м².

Тогда P_Д=1,0·150·2,37·10^-4 = 36 кН.

Рассчитаем осевую нагрузку для интервала 2539-2846 м:

F_к= (0,2159/2)•1,02•1,5•10^-3 = 3,573•10^-4 м².

P_Д=1,0·150·3,573·10^-4 = 53,6 кН.

Для интервала 2846-3147 м осевая нагрузка будет равна:

F_к= (0,1651/2)•0,98•1,5•10^-3 = 1,213•10^-4 м².

P_Д=1,0·170·1,213·10^-4 = 20,6 кН.

Исходя из вышеприведенных расчетов и опираясь на опыт ранее пробуренных скважин на площади Северо-Прибрежная, принимаем осевые нагрузки на долото по интервалам бурения следующие:

интервал 0-649 м: 30-40 кН;

интервал 649-1027 м: 50-60 кН;

интервал 1027-2539 м: 30-40 кН;

интервал 2539-2846 м: 50-60 кН;

интервал 2846-3147 м: 20-30кН.

2.3.3 Расчёт частоты вращения долота

Эффективное разрушение горной породы при бурении происходит при условии, что время контакта рабочих элементов долота с породой было не меньше времени, которое необходимо для того, чтобы нагрузка достигла такой величины, которая необходима для разрушения породы.

Время контакта зуба долота с породой для шарошечных долот определяется шагом зуба и скоростью вращения долота.

Если время контакта будет меньше времени разрушения породы, то процесс деформации будет протекать неполностью, и разрушение будет носить усталостный характер, несмотря на то, что осевая нагрузка будет достаточной.

Частота вращения трёхшарошечного долота рассчитывается по трем показателям:

- рекомендуемой линейной скорости на периферии долота;

- продолжительности контакта зубьев долота с горной породой;

- стойкости опор долота.

Расчёт частоты вращения долота по рекомендуемой линейной скорости на периферии долото определяется по формуле:

(2.17)

где n - частота вращения, об/мин;

D_Д - диаметр долота, м;

V_Л - рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с.

Рекомендуемая линейная скорость зависит от твёрдости пород:

- для пород категории М V_Л = 2,83,4 м/с;

- для пород категории МС V_Л = 1,82,8 м/с.

Рассчитываем частоту вращения долота при бурении под кондуктор:

об/мин.

Рассчитаем частоту вращения долота при бурении под промежуточную колонну:

об/мин.

Определим частоту вращения долота при бурении под потайную колонну:

об/мин.

Частота вращения долота при бурении под эксплуатационную скважину будет составлять:

об/мин.

Расчёт частоты вращения долото по стойкости опор проводится по формуле:

(2.18)

где б - коэффициент, учитывающий свойства горных пород (для пород категории М б = 0,7-0,9; для пород категории МС б = 0,6-0,8);

Т₀ -постоянная величина, характеризующая стойкость опоры долота, ч.

Т₀ определяется по формуле

Т₀ = 0,0935·D_Д (2.19)

где D_Д - диаметр долота, мм.

Таким образом, используя формулы 2.18 и 2.19 возможно определить частоту вращения долота для каждого интервала.

Для интервала 0-1027 м частота вращения будет составлять:

об/мин.

Частота вращения долота при бурении в интервале 1027-2539 м будет равна:

 об/мин.

Для интервала бурения 2539-2846 частота вращения долота будет составлять:

об/мин.

Частота вращения долота при бурении в интервале 2846-3147 м будет равна:

об/мин.

Расчёт частоты вращения долота по минимальной продолжительности контакта зуба долота с породой (максимальная частота вращения) проводится по формуле:

(2.20)

где z - число зубьев на периферийном венце шарошки;

ф_min - минимальное время контакта зуба долота с породой, мкс;

- для упруго-пластичных пород 5-7 мкс;

- для пластичных пород 3-6 мкс.

d_Ш - диаметр шарошки, мм.

Отношение диаметра шарошки к диаметру долота d_Ш/D_Д обычно принимается равным 0,65.

Рассчитаем частоту вращения долота по формуле 2.20 для интервала 0-1027 м:

об/мин.

Частота вращения долота для интервала 1027-2539 м будет равна:

об/мин.

Для интервала 2539-2846 м частота вращения будет равна:

об/мин.

Частота вращения долота для интервала 2846-3147 м:

об/мин.

Исходя из того, что бурение в интервалах 0-649 м и 2539-3147 м будет проходить роторной компоновкой, а в интервале 649-2846 м с помощью винтового забойного двигателя, а также руководствуясь опытом бурения скважин на данной площади и технико-экономическими показателями, принимаем следующие наиболее оптимальные значения частоты вращения долота:

- интервал 0-1027 м: 80-100 об/мин;

- интервал 1027-2539 м: 100-120 об/мин;

- интервал 2539-2846 м: 100-120 об/мин;

- интервал 2846-3147 м: 100-120 об/мин.

При использовании расширителя (интервалы 2539-2846 м и 2846-3147 м) частоту вращения долота необходимо ограничивать в пределах 60-80 об/мин.

2.3.4 Выбор типа забойного двигателя

Основные требования к забойным двигателям:

- диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80 - 90% от D_Д;

- расход промывочной жидкости должен быть близким к номинальному расходу забойного двигателя;

- крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины;

- забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее значений, необходимых для разрушения горных пород;

- диаметр и жесткость гидравлического забойного двигателя должны соответствовать требованиям достижения заданной траектории ствола скважины;

- подача насосов, при которой двигатель работает в заданном режиме, должна удовлетворять условиям промывки скважины.

Диаметр гидравлического двигателя рассчитывается по формуле:

D_Г = (0,80,9)D_Д (2.21)

где D_Г - диаметр гидравлического забойного двигателя, м;

D_Д - диаметр долота, м.

Момент, необходимый для разрушения горной породы рассчитывается по формуле:

М_Р = М_О + М_УД·G_О (2.22)

где М_Р - момент необходимый для разрушения горной породы, Н·м;

М_О - момент необходимый для вращения ненагруженного долота, Н·м;

М_УД - удельный момент долота, Н·м /кН;

G_О - осевая нагрузка на долото в интервале бурения, кН.

Момент необходимый для вращения не нагруженного долота определяется по формуле:

М_О == 550·Dд (2.23)

где D_Д - диаметр долота, м.

Удельный момент на долоте М_УД определяется по формуле:

Муд = Q_ОП + 120·Dд (2.24)

где Qоп - опытный коэффициент (Qоп = 1…2 Н·м/кН), для расчетов принимается Qоп = 2 Н·м/кН.

На основании вышеперечисленных формул производятся расчеты для выбора гидравлических забойных двигателей по интервалам бурения.

Для интервала 649-1027 м (бурение с набором зенитного угла) диаметр забойного двигателя будет равен:

D_Г = (0,80,9)·0,3937 = 0,314960,3543м.

Исходя из опыта работ на площади Северо-Прибрежная, а также руководствуясь оптимальными технико-экономическими показателями бурения скважины диаметр забойного гидравлического двигателя принимается равным 0,240 м.

Тогда момент необходимый для вращения не нагруженного долота диаметром 393,7 мм равен:

М_О = 550·0,3937 = 216,5 Н·м.

Удельный момент на долоте 295,3 мм. равен:

М_УД = 2 + 120·0,3937 = 49,24 Н·м.

Необходимый момент для разрушения горных пород равен:

М_Р = 216,5 + 49,24·60 = 3171 Н·м.

Определим диаметр забойного двигателя для интервала 1027-2539 м (бурение со стабилизацией зенитного угла):

D_Г = (0,80,9)·0,2953 = 0,23620,2658 м.

Руководствуясь высокими технико-экономическими показателями для бурения в интервале 1027-2539 м выбираем забойный двигатель иностранного производства “Trudrill” с диаметром 240 мм.

Определим момент необходимый для вращения не нагруженного долота диаметром 295,3 мм:

М_О = 550·0,2953 = 162,4 Н·м.

Удельный момент на долоте 295,3 мм. равен:

М_УД = 2 + 120·0,2953 = 37,4 Н·м.

Необходимый момент для разрушения горных пород равен:

М_Р = 162,4 + 37,4·40 = 1659 Н·м.

Рассчитаем диаметр долота для интервала бурения 2539-2846 (бурение со стабилизацией зенитного угла под потайную колонну):

D_Г = (0,80,9)·0,2159 = 0,16870,1943 м.

Для получения высоких технико-экономических показателей при бурении в интервале 2539-2846 м выбираем забойный двигатель иностранного производства “Trudrill” с диаметром 172 мм.

Определим момент необходимый для вращения не нагруженного долота диаметром 295,3 мм:

М_О = 550·0,2159 = 118,7 Н·м.

Удельный момент на долоте 295,3 мм. равен:

М_УД = 2 + 120·0,2159 = 27,9 Н·м.

Необходимый момент для разрушения горных пород равен:

М_Р = 118,7 + 27,9·60 = 1792,7 Н·м.

Технические характеристики забойных двигателей, выбранных для применения при строительстве скважины, приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Технические характеристики забойных двигателей

Параметры	Шифр двигателя
	Д1-240	Trudrill
		240	172
Расход жидкости, л/с Крутящий момент, кН·м Частота вращения, об/мин Перепад давления, МПа Длина, м Масса, кг Наружный диаметр, мм	50 10 135 6,8 7,57 1746 240	51 4,55 200 4,34 7,9 3790 238	40 6,41 105 3,32 6,7 3480 171

2.3.5 Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны

Бурильная колонна является связующим звеном между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности.

Компоновка бурильной колонны в общем случае включает в себя породоразрушающий инструмент, керноотборный инструмент, забойный двигатель, УБТ, маховики, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, переводники, бурильные трубы и ведущую трубу.

Проектирование колонны бурильных труб (КБТ) заключается в выборе оптимального варианта из множества допустимых. За оптимальную КБТ принимается такая, вес которой минимален, и используются трубы низких групп прочности.

При создании нагрузки на долото частью веса бурильной колонны, нижняя часть бурильной колонны сжата, верхняя растянута, так что наибольшие сжимающие нагрузки действуют в самом нижнем сечении колонны. На некотором расстоянии от забоя располагается нейтральное сечение.

Если всю нагрузку на долото создавать лишь весом бурильных труб, то изгибающие напряжения могут достигать значительных величин, особенно в местах кавернообразований, и представлять опасность для целостности труб, герметичности резьбовых соединений и т.д. Поэтому следует увеличить продольную жесткость низа колонны, путем резкого увеличения диаметра и толщины стенок на этом участке. Такими трубами являются утяжеленные бурильные трубы.

Применением утяжеленных бурильных труб достигается:

- передача достаточно большой нагрузки на долото при малой длине УБТ;

- увеличение осевого момента инерции и осевого момента сопротивления;

- снижение прогиба и напряжения от продольного изгиба.

При применении УБТ в компоновке низа бурильной колонны благодаря большой жесткости предупреждается резкое искривление ствола скважины.

Расчет бурильной колонны производится согласно действующей инструкции и включает расчет УБТ, непосредственно бурильных труб, замковых соединений, допустимых избыточных наружных и внутренних давлений очистного агента, а также максимальной глубины спуска колонны на клиновых захватах в соответствии с принятой конструкцией и запроектированными параметрами режима бурения.

Бурение интервала 0-649 м осуществляется долотом, диаметр которого равен 393,7 мм. В соответствии с принятыми условиями бурения и диаметре долота 393,7 мм принимаем наружный диаметр Д₀₁ основной ступени УБТ - 178 мм. Выбираем УБТС 17890 со следующими характеристиками: диаметр внутренний d₀₁ равен 90 мм, вес 1 п.м. трубы q₀₁ = 1,56 кН; длина трубы 12 м.

Жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение, в противном случае при спуске обсадной колонны возможны посадки. Так как УБТ и трубы обсадной колонны стальные, то соответствие по жесткости определим по формуле [11]:

(2.25)

где Д_ОК - наружный диаметр обсадной колонны, мм;

д_ОК - толщина стенки обсадной колонны, мм.

Тогда , т.е. 0,549 ? 0,4944 - условие соблюдается.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ и КБТ должно выполняться следующее условие [11]:

 (2.26)

где Д_ОП - диаметр последней ступени УБТ, мм; Д₁ - диаметр бурильных труб первой секции, мм.

Наружный диаметр бурильных труб первой секции Д₁ принимается в соответствии со способом бурения и диаметром обсадных труб для обеспечения оптимальных гидравлических соотношений и определяется согласно рекомендациям: Д₁=127 мм

.

Условие плавного перехода по жесткости (2.26) между УБТ и КБТ не выполняется, поэтому компоновка УБТ должна быть ступенчатой. При переходе между ступенями УБТ должно быть удовлетворено условие[11]:

, (2.27)

где D_0(i-1),- диаметр предыдущей ступени УБТ, мм;

D_0i - диаметр последующей ступени УБТ, мм.

Выбираем УБТС 14674 со следующими характеристиками: диаметр внутренний d₀₁ равен 74 мм, вес 1п.м. трубы q₀₁ = 97 кг, длина трубы 8 м.

- условие соблюдается.

Длина переходной ступени УБТ принимается равной длине одной трубы.

Длина основной ступени УБТ l₀₁ приближенно может быть определена по формуле[11]:

(2.28)

где - осевая нагрузка на долото, Н;

- вес 1 м основной ступени УБТ, Н/м;

- коэффициент нагрузки на долото, для бурения ВЗД, ;

- удельный вес материала УБТ, гс/см³;

- удельный вес бурового раствора, гс/см³;

- вес забойного двигателя, кгс;

-суммарный вес КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, Н;

- длина i-й переходной ступени УБТ, м;

- вес 1 м переходной ступени УБТ, Н/м.

м

В соответствии с полученным результатом, а также учитывая длину трубы УБТС 17890 равную 12 м. принимается длина основной ступени 40 м.

Общая длина КНБК:

L_КНБК = 4,0+40,0 +24,0 + 60 +8 = 76 м.

Общий вес КНБК в скважине определяется по формуле:

Q, (2.29)

где - число ступеней КНБК;

- длина i-й секции, м;

- удельный вес бурового раствора, гс/см²;

- удельный вес материала, гс/см²;

- приведенный вес 1 метра трубы i-й секции, кгс/м.

Q_КНБКкН.

Для ограничений прогиба УБТ и уменьшения контакта со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения. Расстояние а между промежуточными опорами для УБТ 17890 составляет 33,4 м. Число опор m определяется по формуле[11]:

m = l₀/a (2.30)

Принимается 2 промежуточные опоры с поперечным размером равным 203 мм.

Резьбовые соединения УБТ-17890 и УБТ-146-74 должны быть свинчены крутящими моментами М_ЗТ = 24703260 кгс·м и М_ЗТ = 12801630кгс·м соответственно (меньшее значение момента соответствует условию достижения наибольшего предела выносливости соединения, а большее - условию предотвращения раскрепления соединения в процессе бурения, допустимыми является весь диапазон моментов - от нижнего до верхнего) [11].

В начале проектирования колонны в зависимости от способа и условий бурения производится выбор типа бурильных труб в соответствии с приоритетным перечнем.

Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию бурильных труб (диаметр которых был определен при расчете УБТ) длиной не менее 250-300 м из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к колонне БТ).

Согласно условию плавного перехода от колонны УБТ к КБТ удовлетворяют стальные БТ ТБПК-12712,7Д. Принимается длина первой секции колонны бурильных труб l₁=300 м. Вторая секция проектируется из труб ТБПК 1279,2 группы прочности Л.

Допустимое напряжение для бурильных труб первой секции определяется по формуле [11]:

[у]=у_Т/n (2.31)

где у_Т - предел текучести при растяжении, у_Т = 38,0 кгс/мм²;

n - нормативный запас прочности, n=1,4.

[у] = 38,0/1,4 = 27,14 кгс/мм².

Вес первой секции Q_Б1 определяется по формуле:

Q_Б1= 40,6·300·(1-1,08/7,85)=10504,3кгс

Растягивающая нагрузка Q_P определяется по формуле[11]:

(2.32)

где - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора, устанавливается по данным в конкретных условиях бурения, при проектировочных расчетах ориентировочно можно применять К=1,15;

m - порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секции КБТ;

Q_Бi - вес i-й секции КБТ;

Q_КН - вес КНБК, кгс;

- перепад давления в забойном двигателе и долоте, ?P = 0,6 кгс/мм²;

F_К- площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции,мм²,

Тогда Q_P =1,15·(10504,3+9615,8)+0,6·8107=27484,82 кгс.

Напряжение растяжения определяется по формуле[11]:

у_М=Q_P/F (2.33)

где F- площадь поперечного сечения тела трубы, F = 4560 мм².

Определим у_М=27484,82/4560=6,03 кгс/мм².

6,03 кгс/мм² < 27,14 кгс/мм².

Действующее эквивалентное напряжение, меньше допускаемого, следовательно, условие прочности на статическое нагружение соблюдается, а фактический запас прочности больше нормативного.

Допустимые избыточные наружное P_Н и внутренние Р_В давления на тело трубы составляют [11]:

(2.34)

(2.35)

где P_KP - критическое наружное давление, кгс/мм²;

Р_Т - предельное внутреннее давление, кгс/мм²;

n - нормативный запас прочности для наружного и внутреннего избыточного давлений, принимается n=1,15.

Фактические значения критического наружного и предельного внутреннего давления не превышают расчетные. Таким образом, первая секция КБТ имеет достаточный запас прочности на давление.

В процессе проектировочного расчета КБТ проводится расчет замковых соединений с целью проверки допустимости нагрузок, действующих на бурильную колонну, для замковых соединений. Иными словами, действующая осевая нагрузка Q_P в опасных сечениях должны быть меньше допустимой P_MAX на замковое соединение.

В данном случае для замков ЗП-162-89 P_MAX = 282Тс при n=1,4 и графитовой смазке Q_P=39,033 Тс[11].

39,033Тс<282Тс.

Следовательно, действующее осевое усилие допустимо для замков первой секции КБТ.

Для замков типа ЗП-162-89 при n=1,4 и графитовой смазке момент затяжки М_ЗТ=2908 кгс·м.

Наибольшая глубина l_K1 первой секции КБТ в клиновом захвате ПКР-560 (при длине клиньев l_K = 400 м) определяется по формуле [11]:

(2.36)

где - удельный вес материала трубы, гс/см³;

- удельный вес бурового раствора, гс/см³;

q_m - вес одного метра трубы секции, кгс/м;

n - нормативный запас прочности трубы в клиновом захвате, n=1,15.

Предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате определяется по формуле[11]:

(2.37)

где - предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата, равном единице, кгс;

С - коэффициент охвата (для ПКР-560 С=9).

=2078 м

Допустимая глубина спуска в клиновом захвате для первой секции значительно больше ее длины, следовательно, вся она может быть спущена с использованием ПКР-560.

Необходимая длина второй секции L₂ рассчитывается по формуле:

L₂ = H_СКВ - L_КНБК - L_К1. (2.38)

L₂ = 3300 - 75,352 - 300 = 2924,648 м.

Наибольшая допустимая длина второй секции КБТ l₂ из труб ТБПВ 14713 определяется по формуле[11]:

(2.39)

где - максимальная допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы m-й секции, кгс;

К_ф - коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы, К_ф=1;

K - коэффициент учитывающий влияние сил трения, сопротивлению движению бурового раствора, K =1,15;

m - порядковый номер от УБТ секции КБТ;

Q_Бi - вес i-й секции КБТ, кгс;

- перепад давления в забойном двигателе и долоте, кгс/мм²;

F_K - площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции,мм²;

q_m - приведенный вес одного метра трубы m-й секции, кгс/м.

Максимальная допустимая растягивающая нагрузка Q_PMAX равна[11]:

 (2.40)

где у_Т - предел текучести материала трубы m-й секции, мм²;

n - нормативный запас прочности,n =1,4.

кгс.

=7605 м.

Расчетная длина второй секции превосходит необходимую длину.

Допустимое напряжение [у]определяется по формуле 2.31:

Вес второй секции Q_Б2 определяется по формуле 2.29:

Растягивающая нагрузка в верхнем сечении второй секции рассчитывается по формуле 2.32:

Максимальное напряжение растяжения определяется по формуле 2.33:

.

Таким образом, эквивалентное напряжение меньше допускаемого, а фактический запас прочности больше нормативного.

Допустимые избыточные наружное P_H и внутренние P_B давления на тело трубы определяются по формулам 2.34 и 2.35 соответственно:

P_H?4,14/1,15=3,6 кгс/мм²;

P_B?5,11/1,15=4,44 кгс/мм².

Фактические значения критического наружного и предельного внутреннего давления не превышают расчетные. Таким образом, вторая секция КБТ имеет достаточный запас прочности на давление.

Для замков ЗЛ-172 P_MAX=208,8Тс при n=1,4 и графитовой смазке Q_P=84,054Тс.

84,054Тс<208,8Тс

Следовательно, действующее осевое усилие допустимо для замков второй секции КБТ.

Для замков типа ЗЛ-172 при n=1,4 и графитовой смазке момент затяжки M_ЗТ=2432 кгс·м.

Наибольшая глубина спуска второй секции КБТ определяется по формуле 2.36, предельная осевая нагрузка по формуле 2.37, в которой

Аналогичным образом проводится расчёт бурильной колонны для каждого интервала скважины. В настоящее время для расчётов бурильных колонн широко применяются ЭВМ, позволяющие облегчить расчёты.

Таким образом, компоновка низа бурильной колонны при бурении всей скважины представлена в таблице 2.7

Таблица 2.7 - Конструкция бурильной колонны

№ КНБК	Интервал, м	Элементы КНБК	Назначение
	от	до	Типоразмер, шифр	Модификация, ГОСТ, ОСТ, ТУ	Техническая характеристика
					Наружный диаметр, мм	Длина, м
1	0	649	III 393,7 М-ГВ МКРБ УБТС УБТС УБТС	ТУ 51-774-77 ТУ 51-774-77 ТУ 51-774-77	340 254 229 178	4 8,0 40,0 24,0	Бурение и проработка вертикального участка
2	649	1027	III 393,7 М-ГВ ВЗД Кр.переводник УБТС Телесистема УБТС	Д1-240 ТУ 51-774-77 “Пилот” ТУ 51-774-77	240 203 229 178 178	7,2 0,5 8,0 5,0 24,0	Бурение с набором зенитного угла под колонну 324 мм
3	0	1027	III 393,7 М-ГВ Райбер-конус УБТС КЛС 393 УБТС	ТУ 51-774-77 ТУ 26-16-109-80 ТУ 51-774-77	393 229 393,7 178	0,4 8,0 1,1 24,0	Проработка ствола скважины перед спуском обсадной колонны 324 мм
4	1027	2539	III 295,3 RX+C КЛП ВЗД-240 Телесистема УБТС УБТС*	ТУ 26-16-109-80 “Trudrill” “Sperry-Sun”1200 ТУ 51-774-77 ТУ 51-774-77	292 238 241 203 178	0,5 7,9 9,5 16,0 24,0	Бурение со стабилизацией зенитного угла под колонну 245 мм
5	1027	2539	III 295,3 RX+C Райбер-конус УБТС КЛС УБТС ЯСС** УБТС	ТУ 51-774-77 ТУ 26-16-109-80 ТУ 51-774-77 ТУ 51-774-77	295 203 292 178 216 178	0,5 8,0 1,0 8,0 4,0 32,0	Проработка ствола перед спуском обсадной колонны 245 мм
6	2539	2846	III 215,9 М-ГАУ КЛС ВЗД-172 Телесистема УБТС	ТУ 26-16-109-80 “Trudrill” “Sperry-Sun” 650 ТУ 51-774-77	214,3 171 165 146	0,5 6,7 9,5 80,0	Бурение со стабилизацией зенитного угла под потайную колонну
7	2539	2846	III 295,3 RX+C Раздвижной расширитель “Reamaster” УБТС	Smith серия 7200 ТУ 51-774-77	215/245 146	1,0 90,0	Расширка ствола скважины
8	2539	2846	III 295,3 RX+C Райбер-конус УБТС КЛС УБТС ЯСС** УБТС	ТУ 51-774-77 ТУ 26-16-109-80 ТУ 51-774-77 ТУ 51-774-77	215 165 215 165 216 146	0,5 8,0 1,0 8,0 4,0 36,0	Проработка ствола перед спуском обсадной колонны 194 мм
9	2846	3147	III 165,1 МС-ГАУ УБТС ЯСС ** УБТС	ТУ 51-774-77 ТУ 51-774-77	120 105 108	140,0 4,0 100,0	Бурение со стабилизацией угла под эксплуатационную колонну
10	2846	3147	III 165,1 МС-ГАУ Центратор Раздвижной расширитель*** Центратор УБТС	“Буринтех” ТУ 51-774-77	160 138/190,5 160 120	0,5 1,6 0,5 48,0	Расширка под эксплуатационную колонну
11	2846	3147	III 165,1 МС-ГАУ УБТС ЯСС** УБТС	ТУ 51-774-77 ТУ 51-774-77	120 105 108	140,0 4,0 100,0	Проработка ствола перед спуском обсадной колонны

* - при появлении признаков желообразовния установить противожелобной (210-215 мм) центратор над УБТ;

** - для соединения ясса с УБТ использовать безопасный переводник

*** - допускается применение раздвижного расширителя “Reamaster”

2.3.6 Обоснование и выбор очистного агента

Эффективность бурения скважины во многом определяется составом очистного агента, а также схемой и режимом промывки скважины. В качестве очистного агента могут быть использованы промывочные жидкости, газообразные агенты (воздух, газы) и их смеси (аэрозоли, аэрированные жидкости и пены).

Свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями с условием качественного вскрытия продуктивных горизонтов.

Рациональные условия применения различных видов очистных агентов зависят от их состава, технологических свойств, а также определяются свойствами разбуриваемых горных пород, величиной пластового давления флюидов, минерализацией горных пород и другими факторами.

Очистные агенты предназначены для выполнения следующих основных функций в процессе бурения:

- очистки забоя от частиц выбуренной породы и вынос их на поверхность потоком очистного агента;

- охлаждение породоразрушающего инструмента.

В зависимости от состава очистные агенты должны выполнять дополнительные функции:

- сохранять и повышать устойчивость стенок скважины;

- удерживать при прекращении циркуляции частицы выбуренных пород во взвешенном состоянии;

- способствовать разрушению горных пород на забое скважины;

- гасить вибрации и снижать трение бурового инструмента о стенки скважины;

- предотвращать поступление воды, газов в ствол скважины;

- обеспечивать перенос энергии насоса или компрессора к забойному двигателю.

Кроме того, очистные агенты должны удовлетворять определенным требованиям в процессе бурения:

- приготавливаться из недорогих и недефицитных материалов, быть нетоксичными и не загрязнять окружающую среду;

- легко обрабатываться химическими реагентами и менять свои свойства в широком диапазоне;

- быть устойчивыми к действию минерализованных сред, снижать коррозию и абразивный износ инструмента и бурильной колонны;

- обладать тиксотропными свойствами, надежно закупоривать поры и трещины в слабонапорных горизонтах, а при вскрытии продуктивных горизонтов не ухудшать их коллекторских свойств.

Тип бурового раствора зависит от физико-механических свойств горных пород, пластовых давлений и температур.

Параметры бурового раствора разрабатываются исходя из физико-механических свойств горных пород, литологического состава, пластовых давлений и температур.

На практике невозможно подобрать очистной агент, который бы удовлетворял всем перечисленным требованиям. В зависимости от геолого-технических условий выбирается какой-то один вид очистного агента, а его технологические свойства регулируются посредством химических реагентов с учетом определенных практических требований. Для контроля качества промывочных жидкостей применяется целый ряд технологических параметров, а именно: плотность с; показатель фильтрации за 30 мин Ф₃₀; толщина фильтрационной корки t; пластическая вязкость м_п; динамическое напряжение сдвига ф₀; эффективная вязкость м_э; статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин соответственно СНС₁ и СНС₁₀; условная вязкость Т; водородный показатель рН; содержание песка П.

В настоящее время на площади Северо-Прибрежная при бурении скважин используются промывочные жидкости на водной основе (глинистые и полимерглинистые растворы).

Оптимальным выбором для бурения наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная явился ингибированный полимерглинистый буровой раствор (ИПБР). Данный буровой раствор предназначен для массового бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин в различных геологических условиях, т.е. как с высоким содержанием высококоллоидных легкодиспергируемых глин, так и в крепких карбонатно-глинистых и других породах. Буровой раствор состоит из минимального количества реагентов, выпускаемых отечественной промышленностью. Основные компоненты бурового раствора:

-гидрофобизирующий реагент, относящийся к классу кремнийорганических жидкостей;

-модифицирующая добавка, комплексное поверхностно активное вещество, относящееся к классу триглициридов.

Совместное применение данных реагентов при бурении позволяет получать системы буровых растворов с улучшенными ингибирующими и смазочными свойствами, обладающих при этом низкой диспергирующей способностью, что улучшает вынос выбуренной породы и позволяет повысить скорость бурения.

Стратиграфический разрез Северо-Прибрежной площади сложен в основном глинистыми породами, это дает возможность применять наработку глинистого раствора непосредственно в скважине, позволив при этом сэкономить и средства для приготовления раствора. В качестве основы раствора используют техническую воду.

Согласно 2.7.3.3. [1] при бурении скважин на нефть и газ плотность промывочной жидкости в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом промывочной жидкости гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

- 1015 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;

- 510 % для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;

- 410 % для скважин глубиной от 2500 м и выше (интервалов от 2500 м и больше), но не более 3,5 МПа.

Отклонения от этих требований допускаются только при возникновении поглощений промывочной жидкости в процессе бурения и при направленной минимизации репрессии на продуктивные пласты в процессе их вскрытия.

Проведём расчёт плотности бурового раствора при бурении скважины под кондуктор.

Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 превышение гидростатического давления над пластовым (суммарная репрессия) для интервала 0-1027 м принимается равным 10 %.

P_P=0,1·10,2·10³=1020 кг/м³

Тогда плотность бурового раствора определяется по формуле 2.41:

с_ПЖ = (P_ПЛ+P_Р)/(0,1·L) (2.41)

где P_ПЛ - пластовое давление, Па;

P_Р - величина превышения гидростатического давления над пластовым, Па

Таким образом, плотность бурового раствора будет составлять:

с_ПЖ = (10,2·10³+1020)/(0,1·1027) =1,1·10³ кг/м³

С учётом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатационных скважин на площади Северо-Прибрежная, плотность бурового раствора принимаем равной 1,1·10³ кг/м³

Рассчитаем плотности бурового раствора в интервале бурения 1027-2539 м под промежуточную колонну, приняв превышение гидростатического давления над пластовым 8 %.

Определим плотность бурового раствора для интервала бурения 1027-1660 м по формуле 2.41:

P_P=0,08·17,3·10³=1384 кг/м³

с_ПЖ = (17,3·10³+1384)/(0,1·1660) =1,12·10³ кг/м³

Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 1660 м будет принята равной с_ПЖ = 1,12·10³ кг/м³.

Рассчитаем плотность промывочной жидкости в интервале бурения 1660-1950 м по формулам, использованным выше:

P_P=0,08·20,5·10³=1640 кг/м³

с_ПЖ = (20,5·10³+1640)/(0,1·1950) =1,14·10³ кг/м³

Принимаем плотность бурового раствора, равной 1,14·10³ кг/м³.

Аналогично определим плотность буровой жидкости в интервале бурения 1950-2539 м:

P_P=0,08·54·10³=4320 кг/м³

с_ПЖ = (54·10³+4320)/(0,1·2539) =1,98·10³ кг/м³

Для данного интервала бурения, исходя из опыта работ на данной площади, необходимо принять плотность бурового раствора, равную 1,8 кг/м³.

Определим плотность промывочной жидкости в интервале 2539-2846 м

P_P=0,05·59·10³=2950 кг/м³

с_ПЖ = (59·10³+2950)/(0,1·2846) =2,1·10³ кг/м³

Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 2846 м будет принята равной с_ПЖ =2,0·10³ кг/м³.

Рассчитаем плотность бурового раствора на глубине 3147 м.

P_P=0,05·61,4·10³=3070 кг/м³

с_ПЖ = (61,4·10³+3070)/(0,1·3147) =2,1·10³ кг/м³

Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 3147 м будет принята равной с_ПЖ = 2,1·10³ кг/м³.

Условная вязкость промывочной жидкости определяет степень ее подвижности или текучести при прокачивании. Определяется условная вязкость по формуле 2.42

УВ=21·с_ПЖ·10^-3 (2.42)

Тогда для бурового раствора плотностью с_ПЖ =1,1·10³ кг/м³ условная вязкость будет равна:

УВ=21·1,1·10³ ·10^-3 = 23 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 1660 м плотностью 1,12·10³ кг/м³ будет составлять:

УВ=21·1,12·10³ ·10^-3 = 23,5 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 1950 м плотностью 1,14·10³ кг/м³ будет составлять:

УВ=21·1,14·10³ ·10^-3 = 24 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 2539 м плотностью 1,8·10³ кг/м³ будет составлять:

УВ=21·1,8·10³ ·10^-3 = 38 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 2846 м плотностью 2,1·10³ кг/м³ будет составлять:

УВ=21·2,0·10³ ·10^-3 = 42 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 3147 м плотностью 1,12·10³ кг/м³ будет составлять:

УВ=21·2,1·10³ ·10^-3 = 44 с

Фильтрация характеризует способность раствора отфильтровывать жидкую фазу в окружающую среду. Определить величину фильтрации можно по формуле 2.43:

Ф = (6·10³/с_ПЖ)+3 (2.43)

где Ф - фильтрация, см³/30мин

Тогда определим фильтрацию для каждой рассчитанной плотности бурового раствора в соответствующих интервалах бурения.

- для раствора плотностью 1,1·10³ кг/м³ Ф = (6·10³/1,1·10³)+3=7,5 см³/30мин;

- для раствора плотностью 1,12·10³ кг/м³ Ф = (6·10³/1,12·10³)+3 = 8,3 см³/30мин;

- для раствора плотностью 1,14·10³ кг/м³ Ф = (6·10³/1,14·10³)+3 = 8,4 см³/30мин;

- для раствора плотностью 1,8·10³ кг/м³ Ф = (6·10³/1,8·10³)+3 = 6,3 см³/30мин;

- для раствора плотностью 2,0·10³ кг/м³ Ф = (6·10³/2,0·10³)+3 = 6 см³/30мин;

- для раствора плотностью 2,1·10³ кг/м³ Ф = (6·10³/2,1·10³)+3 = 5,8 см³/30мин.

Статическое напряжение сдвига (СНС) характеризует прочность структуры раствора в неподвижном состоянии. Способность раствора образовывать структуру в спокойном состоянии позволяет удерживать частицы горной породы в затрубном пространстве во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Статическое напряжение сдвига, измеренное через 1 минуту определяется по формуле 2.44 [12]:

СНС₁= 5·(2-е^-110d)·d·(с_П-с_ПЖ) (2.44)

где d - диаметр частицы породы, м;

с_П - плотность горных пород, кг/м³;

с_ПЖ - плотность промывочной жидкости, кг/м³.

Статическое напряжение сдвига, измеренное через 10 минут определяется по формуле 2.45 [12]:

СНС₁₀ = СНС₁·К_Т (2.45)

где К_Т - коэффициент тиксотропии, в идеальном случае К_Т = 1, для практических расчетов примем К_Т = 1,5.

Определим СНС₁ и СНС₁₀ по формулам 2.44 и 2.45 соответственно для каждой плотности бурового раствора.

- для промывочной жидкости плотностью 1,1·10³ кг/м³

СНС₁= 5·(2-2,718^-110·0,003)·0,003·(2200-1100)= 21,13 дПа;

СНС₁₀ = 21,13·1,5=31,7 дПа.

- для промывочной жидкости плотностью 1,12·10³ кг/м³

СНС₁= 5·(2-2,718^-110·0,003)·0,003·(2200-1120)= 20,75 дПа;

СНС₁₀ = 20,75·1,5=30,7 дПа.

- для промывочной жидкости плотностью 1,14·10³ кг/м³

СНС₁= 5·(2-2,718^-110·0,003)·0,003·(2200-1140)= 20,36 дПа;

СНС₁₀ = 20,36·1,5=30,5 дПа.

- для промывочной жидкости плотностью 1,8·10³ кг/м³

СНС₁= 5·(2-2,718^-110·0,003)·0,003·(2200-1800)= 7,7 дПа;

СНС₁₀ = 7,7·1,5=11,5 дПа.

- для промывочной жидкости плотностью 2,0·10³ кг/м³

СНС₁= 5·(2-2,718^-110·0,003)·0,003·(2200-2000)= 4,85 дПа;

СНС₁₀ = 4,85·1,5=7,3 дПа.

- для промывочной жидкости плотностью 2,1·10³ кг/м³

СНС₁= 5·(2-2,718^--110·0,003)·0,003·(2200-2100)= 3,4 дПа;

СНС₁₀ = 3,4·1,5=5,1 дПа.

Уровень рН по всем интервалам принимается равный 8,5, т.к. применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН=8,59,5. Содержание песка не должно превышать 2 % и регулируется путем замены сеток на вибросите и насадок на пескоотделителе.

Исходя из расчетных данных, а также из опыта бурения скважин на месторождениях Краснодарского края принимаем следующие параметры бурового раствора по интервалам бурения (таблица 2.8).

Таблица 2.8 - Параметры бурового раствора

Интервал, м	Плотность, кг/м3	СНС, дПа	УВ, с	Фильтрация, см3/30мин	рН	П, %
от	до		за 1 мин	за 10 мин
0 1027 1660 1950 2539 2846	1027 1660 1950 2539 2846 3147	1,1·103 1,12·103 1,14·103 1,8·103 2,0·103 2,1·103	20-25 20-25 20-25 5-10 5-10 5-10	30-40 30-40 30-40 8-15 8-15 8-15	20-25 20-25 20-25 35-40 35-40 35-40	7-8 7-8 7-8 5-6 5-6 5-6	8,59,5 8,59,5 8,59,5 8,59,5 8,59,5 8,59,5	<5 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2

Контроль параметров бурового раствора осуществляется c использованием серийно выпускаемых приборов, входящих в комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1.

В систему очистки бурового раствора включены вибросито СВ1ЛМ; пескоотделитель ПГ 60/300 и илоотделитель ИГ-45М производства ОАО НПО “Бурение”; центрифуга с плавным регулированием частоты вращения ротора УОБР-1.С целью удаления газа из газированного раствора предусматривается включение в состав системы очистки дегазатора ДВС III Каскад-40 производства ОАО НПО “Бурение”, а также установка по обезвоживанию бурового раствора “Kem-tron”.

Для приготовления и поддержания необходимых свойств бурового раствора используются следующие материалы и химические реагенты.

Таблица 2.9 - Сведения об используемых материалах

Наименование материала	Нормативный документ	Функция материала, реагента
		первичная	вторичная
Бентонитовый глинопорошок	ТУ 39-01-08-658-81 ОСТ 39-202-86	Структурообразователь
Утяжелитель баритовый	ГОСТ 4682-84	Повышение плотности
КМЦ, Камцел	ТУ 2231-002-50277563-200	Понизитель фильтрации	Стабилизатор
Окзил	ТУ 17-06-324-97	Понизитель вязкости
АМСР-3, (Петросил П-2М)	ТУ 2257-004-39743384-03	Гидрофобизатор, регулятор структурно-реологических свойств	Ингибитор
НТФ	ТУ 6-09-5283-86	Понзитель вязкости, повышение солестойкости	Ингибитор
Смазочная добавка ФК-1	ТУ 39-00147001-164-97	Улучшение ингибирующих и смазочных свойств	Понизитель межфазного натяжения
Кальцинированная сода	ГОСТ 5100-85	Связывание ионов кальция
БД-2	ТУ 39-1596-93	Бактерицид
Каустическая сода	ГОСТ 6-01-1306-85	Регулирование pH
ТБФ	ТУ 6-02-13-24-83	Пеногаситель

2.3.7 Расчёт необходимого расхода бурового раствора

Расход промывочной жидкости должен обеспечить:

- эффективную очистку забоя скважины от шлама;

- транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины;

- нормальную (устойчивую) работу забойного двигателя;

- сохранение целостности и нормального диаметра ствола скважины (предупреждение эрозии стенок скважины и гидроразрыва пород).

Расчет расхода промывочной жидкости для эффективности очистки забоя скважины определяется по формуле:

Q₁ = K·S_ЗАБ (2.46)

где К - коэффициент удельного расхода жидкости равный 0,3…0,65 м³/сек на 1 м² забоя, принимается К = 0,65 м³/сек на 1 м² забоя;

S_ЗАБ - площадь забоя м²

Площадь забоя определяется по формуле 2.47

S_ЗАБ = 0,785·D_Д² (2.47)

где D_Д - диаметр долота, м.

Интервал 0-1027 метров:

Q₁ =0,65·0,785·0,3937² = 0,079 м³/сек.

Интервал 1027-1660 метров:

Q₁ =0,65·0,785·0,2953² = 0,044 м³/сек.

Интервал 1660-1950 метров:

Q₁ =0,65·0,785·0,2953² = 0,044 м³/сек.

Интервал 1950-2539 метров:

Q₁ =0,65·0,785·0,2953² = 0,044 м³/сек.

Интервал 2539-2846 метров:

Q₁ =0,65·0,785·0,2159² = 0,023 м³/сек.

Интервал 2846-3147 метров:

Q₁ =0,65·0,785·0,1651² = 0,014 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, предотвращающего размыв стенок скважины, ведется по формуле:

Q₂=V_кп.мах·S_min (2.48)

V_кп.мах - максимально допустимая скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, м/с, принимаем V_кп.мах=1,5 м/с.

где S_min - минимальная площадь кольцевого пространства, м², рассчитываемая по формуле:

S_min = 0,785·(( D_Д·К)² - d_гзд²) (2.49)

где К - коэффициент кавернозности;

d_гзд - диметр гидравлического забойного двигателя, м.

Интервал 0-1027 метров:

Q₂ =1,5·0,785·(0,3937·1,1)² = 0,22 м³/с.

Интервал 1027-1660 метров:

Q₂ =1,5·0,785·((0,2953·1,1)²-0,24²) = 0,056 м³/с.

Интервал 1660-1950 метров:

Q₂ =1,5·0,785·((0,2953·1,1)²-0,24²) = 0,056 м³/с.

Интервал 1950-2539 метров:

Q₂ =1,5·0,785·((0,2953·1,1)²-0,24²) = 0,056 м³/с.

Интервал 2539-2846 метров:

Q₂ =1,5·0,785·((0,2159·1,1)²-0,171²) = 0,032 м³/с.

Интервал 2846-3147 метров:

Q₂ =1,5·0,785·(0,1651·1,1)² = 0,038 м³/с.

Расчет расхода бурового раствора по гидромониторному эффекту производится по формуле:

Q₃=F_н·7,5 (2.50)

где F_н- площадь сечения насадок, см².

F_н=0,785·d_н²·m (2.51)

где d_н - диаметр насадок, см;

m - число насадок.

Интервал 0-1027 метров:

Q₃ = 0,785·2,0²·3·7,5 = 70 л/сек.

Интервал 1027-1660 метров:

Q₃ = 0,785·1,4²·3·7,5 = 35 л/сек.