Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении

СОДЕРЖАНИЕ

Реферат

Введение

1. Общая часть

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

1.2 Геологические условия

1.3 Характеристика газонефтеводоносности месторождения

2. Технологиическая часть

2.1 Выбор и обоснование способа бурения

2.2 Конструкция и профиль проектной скважины

2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины

2.2.2 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

2.3 Разработка режимов бурения

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото

2.3.3 Расчет частоты вращения долота

2.3.4 Обоснование и выбор очистного агента

2.3.5 Расчет необходимого расхода очистного агента

2.4 Разработка рецептур бурового раствора

2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

2.6 Гидравлический расчет промывки скважины

2.7 Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов

2.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот

2.9 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

2.10 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны и её расчет

2.11 Проектирование конструкции обсадных колонн из условия равнопрочности по длине

2.12 Расчёт параметров цементирования

2.13 Технология спуска обсадных колонн и цементирования

2.14 Освоение скважины

2.14.1 Вторичное вскрытие пласта

2.14.2 Вызов притока из пласта

2.15 Выбор и обоснование буровой установки, ее комплектование. Расчет режимов СПО и оснастки талевой системы

3. Вспомогательные цехи и службы

3.1 Ремонтная база

3.2 Энергетическая база

3.3 Водные ресурсы и водоснабжение

3.4 Приготовление раствора

3.5 Транспорт

3.6 Связь и диспетчерская служба

3.7 Культурно-бытовое и медицинское обслуживание

4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Безопасность в рабочей зоне

4.2 Охрана окружающей среды

4.3 Чрезвычайные ситуации

5. Организационно-экономическая часть

5.1 Структура и организационные формы работы бурового предприятия Стрежевской филиал ЗАО «Сибирская сервисная компания» (СФ ЗАО «ССК»)

5.2 Анализ основных технико-экономических показателей (ТЭП) и баланса рабочего времени буровых бригад

5.3 План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению ТЭП

5.4 Определение нормативной продолжительности строительства скважин

5.5 Расчет экономической эффективности разработанных ОТМ

6. Специальная часть

Заключение

Литература

РЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа 186 с., 11 рис., 31 табл., 25 источник, 6 приложений, 6 листов графического материала.

НАКЛОННО НАПРАВЛЕННАЯ СКВАЖИНА, БУРОВАЯ УСТАНОВКА, РЕЖИМ БУРЕНИЯ, БУРОВОЙ РАСТВОР, ПРОФИЛЬ СКВАЖИНЫ, ОБСАДНАЯ КОЛОННА, ОСВОЕНИЕ.

Объектом работы являются эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири.

Цель работы - совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технологии их реализации на Игольско-Таловом месторождении.

Работа выполнена по геологическим материалам Игольско-Талового месторождения.

В результате работы спроектирована конструкция и технология проводки скважины глубиной 3105 метров.

Достигнутые результаты: рассмотрена проблема, связанная с технологией реализации спецпрофилей скважин на Игольско-Таловом месторождении, приводятся предложения по усовершенствованию этой технологии.

Данная работа выполнена с учетом современных достижений в области техники и технологии строительства нефтяных скважин.

ВВЕДЕНИЕ

В данное время Россия занимает одно из лидирующих мест в добыче мировых запасов нефти и газа, что несет большие прибыли нефтегазодобывающим компаниям в период стабильно высоких цен на углеводородосодержащее сырье.

Перед добывающими компаниями нашей страны открываются большие возможности: пользуясь сложившейся ситуацией на мировом рынке возможны крупные капиталовложения в развитие предприятий комплекса, применение новых более дорогостоящих технологий, научные исследования в сфере недропользования. Последние годы особо остро показывают на необходимость движения в этом направлении, на фоне снижения дебитов эксплуатируемых скважин и увеличения затрат на извлечение углеводородного сырья.

Применение новых технологий в добыче нефти предъявляет более жесткие условия к бурящимся скважинам. Необходимость решения большего комплекса задач, связанных с процессом строительства скважин требует изменения технологии бурения скважин.

Тенденции развития технологии в последнее время направлены на минимизацию вредного воздействия на продуктивный пласт во время бурения, качественное крепление и цементирование, использование новых технологий для идеализации профиля ствола скважин, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду во время бурения.

Основная цель данного проекта - предложения по совершенствованию технологии реализации спецпрофилей. Использование предложенных решений при бурении скважин на месторождениях западносибирского региона несет реальную прибыль предприятиям нефтяной отрасли.

1. ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

Географо-экономическая характеристика района работ представлена в табл. 1.1.

Таблица 1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

Наименование данных	Характеристика
Площадь (месторождение)	Игольско-Таловое
Административное положение Республика Область (край) Район	Россия Томская Каргасокский
Температура воздуха, градус: среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя	- 3 +36 - 55
Среднегодовое количество осадков, мм	500
Максимальная глубина промерзания грунта, м	2,25
Продолжительность отопительного периода в году, сутки	244
Продолжительность зимнего периода в году, сутки	188
Азимут преобладающего направления ветра, град	45
Рельеф местности	равнинный
Состояние местности	заболочена на 40-70%
Растительный покров	болото, лес представлен сосной, осиной, берёзой
Толщина почвенного слоя, м	0,50
Толщина снежного покрова, м	0,60
Водоснабжение	Артезианская скважина, водовод диаметром 0,073 метра в две нитки по поверхности земли, теплоизолирован.
Местные стройматериалы	Карьер, грунт 2 категории
Подъездные пути	Лежневой настил из леса круглого, насыпной грунт-временная дорога к площадке скважины.

Расстояние до областного центра-650км, до поселка Новый Васюган-120км, до вахтового поселка Пионерный-250км.

Основным видом для доставки грузов является автотранспорт. К месторождению проложены магистральные пути с твердым покрытием, водных транспортных путей нет.

Для перевозки рабочего персонала используют вертолеты и автобусы. Из поселка Пионерный регулярно вылетают вахтовые рейсы самолетом Ан-24, перевозящие работников, проживающих в Томске.

Обзорная карта путей сообщения на месторождении представлена на рис. 1.1.

1.2 Геологические условия

Проектный литолого-стратиграфический разрез Игольско-Талового месторождения составлен на основании данных поисковых и разведочных работ. Данные о стратиграфическом делении разреза приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2 Стратиграфическое деление разреза скважины

Глубина залегания,м	Стратиграфическое деление разреза.	Коэффициент кавернозности
от	до	Название	Индекс
0 60 230 340 500 540 700 840 860 1750 1810 2350 2430 2740 2760 2810	60 230 340 500 540 700 840 860 1750 1810 2350 2430 2740 2760 2810 2830	Четвертичные отложения. Некрасовсая свита. Чеганская свита. Люмиварская свита. Талицкая свита. Ганькинская свита. Березовская свита. Кузнецовская свита. Покурская свита. Алымская свита. Вартовская свита. Тарская свита. Кулащинская свита. Баженовская + Георгиевская свита. Васюганская свита. Тюменская свита.	Q P3 P2 - P3 P2/2 P1 K2 K2 K2 K1- K2 K1 K1 K1 J3 J3 J3 J1 - J2	1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1

Данные о физико-механических и фильтрационно-емкостных свойствах горных пород приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 Механические и фильтрационно-емкостные свойства горных пород по разрезу скважины	Категория по промысловой классификации	13	М	M	M	M	M	М	МС	МС
	Категория абразивности	12	X IV	IV X X	IV X	IV	IV X	IV X	IV X X	IV
	Глинистость, %	11	10 100	100 20 35	100 15	100	100 40	100 12	100 20 12	100
	Карбонатность, %	10	0 0	0 0 0	0 0	0	4 5	10 3	0 0 3	10
	Пористость, %	9	30 20	20 30 17	20 30	20	20 25	20 27	20 22 27	20
	Проницаемость ,мкм2	8	0.25 0	0 0,25 0,05	0 0,1	0	0 0.25	0 0,15	0 0,21 0,15	0
	Предел текучести, МПа	7	30	60	70	90	90	90	90	90
	Твердость, МПа	6	100	100	100	100	100	100	100	100
	Плотность, г/см3	5	2,1 2,4	2,4 2,1 2,2	2,4 2,3	2.4	2.4 2.2	2.4 2.2	2,4 2,2 2,1	2,4
	Краткое название горной породы	4	пески глины	глины пески супеси	глины пески	глины	глины супеси	глины супеси	глины пески супеси	глины
	Индекс стратиграфического подраздел.	3	Q	P3	P2 - P3	P2/2	P1	K2	K2	K2
	Интервал, м	до	2	60	230	340	500	540	700	840	860
		от	1	0	60	230	340	500	540	700	840
13	MC	MC	MC	MC	MC	С	С	С
12	IV X VI X	IV X VI	VI X VI	X VI	VI X VI	VI	X VI	VI X
11	100 20 20 12	100 20 20	100 20 20	20 100	100 20 15	100	20 100	100 25
10	3 3 3 3	3 3 3	3 3 3	3 3	3 3 3	10	8 5	5 5
9	20 28 20 27	20 25 22	18 30 20	22 20	17 24 20	16	20 16	16 22
8	0 0,03 0,03 0,2	0 0,0025 0,002	0 0,002 0,0015	0,002 0	0 0,002 0,0015	0	0,001 0	0 0,005
7	90	90	90	90	90	90	90	90
6	100 150 150 250	150 200 200	150 200 200	200 150	150 200 200	500	1000 500	250 200
5	2,4 2,1 2,1 2,2	2,4 2,1 2,1	2,4 2,2 2,2	2,2 2,4	2,4 2,2 2,3	2,45	2,3 2,45	2,4 2,2
4	глины песчаники алевролиты пески	глины песчаники алевролиты	песчаники аргиллиты алевролиты	песчаники аргиллиты	аргиллиты песчаники алевролиты	аргиллиты	песчаники аргиллиты	аргиллиты песчаники
3	K1- K2	K1	K1	K1	K1	J3	J3	J1 - J2
2	1750	1810	2350	2430	2740	2760	2810	2830
1	860	1750	1810	2350	2430	2740	2760	2810

Градиент давлений и температура по разделу скважины приведены в табл. 1.4.

Таблица1.4 Градиенты давлений и температура по разрезу скважин

Интервал, м	Градиенты давлений, МПа/м	Температура в конце интервала, 0С
от	до	пласто-вого	порового	гидрораз-рыва	горного
0 60 230 340 500 540 700 840	60 230 340 500 540 700 840 860	0,01	0,01	0,02	0,22	3 6 8 10 11 16 20 20 50 52 74 78 91 92 94 94
860 1750 1810 2350 2430	1750 1810 2350 2430 2750	0,0101	0,0101	0,018	0,023
				0,017
2750 2770 2820	2770 2820 2830	0,0102	0,0102
					0,024

Ожидаемые осложнения приведены в табл. 1.5.

Таблица 1.5 Ожидаемые осложнения и их характеристика

Интервал, м	Вид осложнения.	Характеристика.
от	до
0 2350	230 2430	Поглощение бурового раствора.	Интенсивность поглощения: до 1м3/ час.
0 1810	840 2350	Осыпи и обвалы стенок скважины.	Проработка до 200 м.
0	2430	Прихваты бурильной колонны.
860 2800	2770 2830	Водопроявление.	q=1,01 г/см3
2760	2830	Нефтепроявление.	q=0,76 г/см3

1.3 Характеристика газонефтеводоносности месторождения

Продуктивный пласт J₃ залегает на глубине 2760….2770 метров, имея следующие характеристики:

коллектор неустойчивый, однородный;

тип коллектора - поровый;

плотность флюида: в пластовых условиях 0,76 г/см³

после дегазации 0,86 г/см³

содержание по весу: серы 0,3 %

парафина 2,76 %

ожидаемый дебит 120 м³/сутки

параметры растворенного газа: газовый фактор 47 м³/м³

давление насыщения в пластовых условия 8,4 М Па

содержание по объему: сероводорода 0%

углекислого газа 1,75%

Характеристика водоносности приведена в табл. 1.6.

Данные о геофизических исследованиях скважины приведены в приложении А.

Таблица 1.6 Водоносность

Тип вод	гидрокарбонаткальциевый	хлоркальциевый
Степень минерализации мг.экв	-	15 14 20 26
Химический состав воды в мг. эквивалентной форме	катионы	Ca	-	1 11 19 9
		Mg	-	1 1 2 3
		Nа	-	48 38 33 88
	анионы	HCO3	-	1 0 1 2
		SO4	-	0 0 0 0
		Cl	-	50 50 49 98
Фазовая проницаемость, мкм2	0,0250	0,15 0,003 0,003 0,001
Свободный дебит, м3/сут		300 10 28 98
Плотность, г/см3	1,0	1,01 1,01 1,01 1,01
Интервал, м	до	230	1750 1810 2430 2830
	от	60	860 1790 2350 2780
Индекс стратиграфического подразделения	P3	K1- K2 K1 K1 J1 - J2

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор и обоснование способа бурения

Одним из ответственных этапов при проектировании технологии проводки скважины - выбор способа бурения, так как он определяет многие технические решения - режимы бурения, бурильный инструмент, гидравлическую программу, тип буровой установки и, как следствие, технологию крепления скважины.

Выбор способа бурения во многом обусловлен региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.д.)

В Российской Федерации распространены следующие способы вращательного бурения:

роторный;

бурение гидравлическими забойными двигателями;

бурение электробурами.

Каждый способ бурения в определенных горно-геологических, технико-экономических и материально-технических условиях имеет свои преимущества.

Бурение роторным способом имеет преимущества:

При бурении глубоких интервалов (более 3500 метров).

Когда оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35 - 150 об/мин.

Разбуривание мощных толщ горных пород, для которых целесообразно применять энергоемкие долота.

Бурение скважин в осложненных условиях, требующих применение буровых растворов плотностью более 1,7 гр/см³ , большой вязкости и большого СНС.

Бурение скважин с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации.

Бурение скважин в условиях высоких забойных температур, более 150⁰ С.

Бурение вертикальных скважин.

Бурение скважин с помощью гидравлических забойных двигателей имеет преимущества:

При бурении наклонно-направленных и вертикальных скважин глубиной до 3500 метров.

Использование буровых растворов плотностью менее 1,7 гр/см³ .

Бурение скважин в условиях низких забойных температур, менее 140⁰ С.

Из опыта работ по строительству скважин в районах Поволжья, Приуралья и Западной Сибири показывает, что породы средней и малой твердости успешно разбуриваются шарошечными долотами при высоких частотах вращения 400 - 600 об/мин.

Бурение роторным способом в этих условиях при повышенных частотах вращения (150 - 200 об/мин) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, а также к авариям. Для роторного бурения требуются бурильные трубы повышенной прочности и сбалансированный тяжелый низ бурильной колонны [1].

Учитывая тот факт, что в Западной Сибири бурение электробурами не применяется, а также исходя из геолого-технологических условий бурения, выбирается бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Это позволит добиться простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым исключается возможность нежелательных осыпей, обвалов стенок скважины, так как бурение в данных геологических условиях идёт по неустойчивым горным породам .

2.2 Конструкция и профиль проектной скважины

2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа обсадной эксплуатационной колонны в районе продуктивного пласта. Конструкция должна отвечать определенным требованиям:

1.Устройствость ствола в процессе всего периода эксплуатации.

2.Проведение технологических операций по повышению нефтеотдачи.

3.Возможность проведения ремонтно-изоляционных работ.

4.Максимальная производительность скважины.

Из всех имеющихся способов устройства эксплуатационного забоя для конкретных условий данной скважины: коллектор неустойчивый, водоносный горизонт лежит ниже подошвы продуктивного пласта на 10 метров, выбираем следующий метод: ствол скважины выше продуктивного горизонта при первичном вскрытии остается открытым, не закрепленный обсадными трубами, вскрытие продуктивного горизонта осуществляется на промывочной жидкости, обеспечивающей сохранность открытого ствола скважины. В этом случае бурится до глубины, на 50 м ниже подошвы продуктивного горизонта. Затем в скважину спускается до забоя обсадная колонна и цементируется по всей длине, в последствии обсадная колонна и цементный камень в районе эксплуатационного объекта перфорируется [2].

Этот метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ может быть меньше, чем при других методах.

Под несовместимыми условиями бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной. С этой целью строится график совмещенных давлений рис. 2.1 на основании данных, представленных в табл. 1.5. По графику определяется число и глубина спуска обсадных промежуточных колонн.

Давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10 - 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2500 м на 7 - 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 - 2830 м на 7 - 4%, но не более 3,5 МПа [3].

Из графика следует, что интервалы, несовместимые по условиям бурения в разрезе отсутствуют. Необходимое условие Рпл <Рбр <Ргр выполняется.

Проектируемое число и глубины спуска обсадных колонн должны обеспечить:

Долговечность скважины.

Герметичное разобщение всех проницаемых пород.

Сохранность запасов полезных ископаемых.

Минимальную вероятность осложнений.

Минимальную металлоемкость.

Минимум затрат на единицу добываемой продукции.

Практически обязательными являются кондуктор и эксплуатационная колонна, направление отсутствует, так как бурение и крепление кондуктора длится двое суток и размыва устья не происходит.

Минимальная глубина спуска кондуктора Н _к рассчитывается по формуле, представленной в [1], исходя из условия предупреждения гидроразрыва горных пород:

Н_К (РПЛ -10^-6L q_Ф )/(ДР_ГР - 0,1 q_Ф ) м, (2.1.)

где РПЛ - максимальное пластовое давление в скважине, МПа;

L - глубина скважины, м;

q_Ф - удельный вес флюида, Н/м³;

ДР_ГР - максимальный градиент гидроразрыва пород, МПа/м.

Н_К (28,5 - 10^-628250,7610⁴)/(0,2 - 0,10,7610⁴)= 480 м.

Принимается глубина спуска кондуктора исходя из того, что скважина наклонно направленная, по вертикали 600 метров по длине ствола 650 м, исходя из выбранного способа вскрытия продуктивного горизонта, эксплуатационная колонна спускается на глубину 2825 (3100) м.

Расчет конструкции скважины осуществляется снизу в вверх. При этом исходным является диаметр самой нижней колонны, в нашем случае - эксплуатационной, который принимается в зависимости от ожидаемого дебита, притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважины. Ожидаемый дебит проектируемой скважины равен 120 тонн/сутки. Для данного дебита рекомендуемый диаметр эксплуатационной колонны составляет 0,146 м [].

Диаметр долота для бурения ствола под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле :

d^э_д=d^э_м+2_к м, (2.2.)

где d^э_д - диаметр долота под данную колонну ,м;

d^э_м - наружный диаметр муфт обсадных труб , м;

_к - минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, м.

Наружный диаметр муфт для обсадных труб диаметром 0,146 м - 0,166 м, минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске обсадных труб диаметром 0,146 м - 0,01…0,015м [4] .

d^э_д=0,166+2 (0,01…0,015)=0,186…0,196 м.

Принимается диаметр долота равный 0,2159 м, так как опыт бурения скважин на Игольско-Таловом месторождении показывает эффективность использования долот с этим диаметром на данном интервале.

Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны (кондуктора) рассчитывается следующим образом:

d^к_в=d^э_д+2 м, (2.3.)

где d^к_в - внутренний диаметр кондуктора, м;

d^э_д - диаметр долота под эксплуатационную колонну, м;

- минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода внутри данной колонны долота для бурения под эксплуатационную колонну, м.

Минимально необходимый радиальный зазор равен 0,005…0,01м.

d ^к_в=0,2159+2 (0,005…0,01)=0,2259…0,2359 м.

Принимаем обсадные трубы с диаметром наружным 0,2445 м.

Диаметр долота для бурения ствола под кондуктор рассчитывается по формуле 2.2. Наружный диаметр муфт для обсадных труб диаметром 0,2445 м - 0,270 м, минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске обсадных труб диаметром 0,270 м - 0,02…0,025 м [4].

d ^к_д=0,270+2 (0,02…0,025)=0,310…0,320 м.

Выбираем долото диаметром 0,2953 м, так как опыт бурения скважин на Игольско-Таловом месторождении показывает эффективность использования долот с этим диаметром на данном интервале.

Сводные данные о диаметрах долот и обсадных колонн приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1 Диаметр долот и обсадных колонн

Название обсадной колонны	Диаметр обсадной колонны, м	Диаметр долот под обсадную колонну, м
Кондуктор	0,2445	0,2953
Эксплуатационная	0,146	0,2159

2.2.2 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

Проектирование профилей наклонно направленных скважин заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом [5].

Профиль наклонно направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении.

Профили скважины классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные. Кроме того, профили подразделяются на плоские - расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию. В данном разделе рассматриваются только плоские профили [5].

Исходя из условий, представленных в специальной части дипломного проекта, для реализации поставленных задач применим пятиинтервальный профиль скважины (рис. 2.2). Данный тип профиля скважины включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации зенитного угла, участок падения зенитного угла до 0⁰ или близких к нему значений и второй вертикальный участок.

При проведении расчетов пользуемся следующими условными обозначениями:

h - глубина скважины по вертикали, м;

S - общий отход скважины (смещение), м;

Hn - вертикальная проекция n-го интервала, м;

Sn - горизонтальная проекция n-го интервала, м;

ln - длина n-го интервала, м;

Rn - радиус кривизны n-го интервала, м;

L - глубина скважины по стволу, м;

n - зенитный угол скважины в конце n-го интервала, град.

При расчете пятиинтервального профиля скважины пользуются следующими проектными данными: глубина скважины по вертикали (до подошвы продуктивного пласта) h=2760 м; общий отход скважины S=1149 м; возможная длина интервала стабилизации l₃=2249 м; радиус кривизны 4-го интервала R₄=498 м; устанавливается длина пятого вертикального участка H₅=250м.

Далее определяются промежуточные параметрыR₀ и Н по формулам:

R₀= R₂+ R₄ м ; (2.4)

R₀= 401+498=899 м;

Н= h-Н₁-Н₅ м; (2.5)

Н= 2760-100-250=2410 м.

Зенитный угол в конце второго интервала по формуле 2.6.составит:

₂=arcsin(R₀ · H-(R₀-S) (H²-S· (2·R₀-S)²)^0,5/( H²+ R₀²- S · (2 ·R₀-S))) град; (2.6)

₂=arcsin(899· 2410-(899-1149) · (2410²-1149· (2·899-1149)²)^0,5/(2410²+ 899²- 1149 · (2 ·899-1149)))=27,75 град

Расчет профиля на втором интервале ведется по следующим формулам:

l₂ =0,01745· R_{2 2} м; (2.7)

l₂ =0,01745· 401 ·27,75 =194 м;

Н₂= R₂ ·sin₂ м; (2.8)

Н₂= 401 sin27,75=186 м;

S₂= R₂ · (1-cos ₂) м; (2.9)

S₂= 401 · (1-cos 27,75)=46 м.

Остальные параметры определяются по следующим формулам:

Н₃= h- Н₁- Н₅-( R₂+ R₄) · sin₂ м; (2.10)

Н₃= 2760-100- 250-(401+ 498) · sin27,75=1992 м

l₃= Н₃/cos ₂ м; (2.11)

l₃= 1991/cos 27,75=2249 м;

S₃= Н₃ · tg ₂ м; (2.12)

S₃= 1991 · tg27,75=1046 м;

l₄ =0,01745· R₄ ·₂ м; (2.13)

l₄ =0,01745· 498 ·27,75=242 м;

S₄= R₄ · (1-cos ₂) м; (2.14)

S₄= 498 · (1-cos 27,75)=57 м;

Н₄= R₄ ·sin₂ м; (2.15)

Н₄= 498 ·sin27,75=232 м;

L= Н₁+ l₂+ l₃+ l₄+ Н₅ м; (2.16)

L= 100+ 194+ 2249+ 242+ 250=3035 м

h= Н₁+ Н₂+ Н₃+ Н₄+ Н₅ м; (2.17)

h= 100+186+1992+232+250=2760 м

S= S₂+ S₃+ S₄ м; (2.18)

S= 46+1046+57=1149 м.

Все расчетные параметры заносятся в программу на проводку наклонно направленной скважины отображенной в табл. 2.2.

Таблица 2.2 Программа на проводку наклонно направленной скважины

Интервал, м	Зенитный угол, град	Отклонение, м	Удлинение ствола, м	Глубина по стволу, м
от	до	длина	нач.	конеч.	на интерв.	всего	на интерв.	всего
0 100 286 2278 2510	100 286 2278 2510 2760	100 186 1992 232 250	0 0 27,75 27,75 0	0 27,75 27,75 0 0	0 46 1046 57 0	0 46 1092 1149 1149	0 7 258 10 0	0 7 265 275 275	100 294 2543 2785 3035

При проведении скважины интенсивность пространственного искривления не должна превышать 1,5 град/10 метров.

2.3 Разработка режимов бурения

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

В основу выбора типов долот положены физико-механические свойства горных пород (твердость, абразивность, пластичность и др.).

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.

Руководствуясь опытом бурения скважин в аналогичных геологических условиях на площадях Западной Сибири рационально применение трехшарошечных долот.

При бурении под кондуктор в интервале 0 - 650 м геологический разрез представлен глинами, песками, супесями с твердостью по штампу 100 МПа (см. табл. 1.3), категорией пород по промысловой классификации М, абразивностью IV - X категории.

Исходя из того, что бурение турбобуром характеризуется высокими частотами вращения породоразрушающего инструмента, для бурения под кондуктор выбираем высокооборотное долото с типом опор «В» - опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 295,3 мм. Исходя из многолетнего опыта работ на данном месторождении для бурения под кондуктор применяем долото III 295,3 СЗ-ГВ.

На интервале 650 - 2510 м геологический разрез представлен глинами, песками, супесями, песчаниками, аргиллитами с твердостью по штампу 100 - 200 МПа, категорией пород по промысловой классификации М, МС и абразивностью IV - X категории. Выбирается высокооборотное долото с типом опор «В» - опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 215,9 мм. Для бурения под эксплуатационную колонну применяем долота III 215,9 МЗ-ГВ в верхней части интервала и III 215,9 С-ГВ в нижней части.

На интервале 2510 - 3105 м геологический разрез представлен песчаниками, аргиллитами, алевролитами с твердостью по штампу 200 - 500 МПа, категорией пород по промысловой классификации МС, С и абразивностью VI - X категории. Опыт работ на данном месторождении в последние годы показал высокую эффективность применения на этом интервале долот с маслонаполненными опорами 8 Ѕ MF - 15 производства фирмы «Смитт».

Применяемые долота по интервалам бурения представлены в табл.2.3.

Таблица 2.3 Типоразмеры долот по интервалам бурения

Интервал, метр	Типоразмер долота
0 - 650 650 - 2550 2550 - 3105	III 295,3 СЗ-ГВ III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ 8 Ѕ MF - 15

2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото

При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы:

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

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.

Наиболее точным считается статистический метод расчета осевой нагрузки, после расчета полученное значение сравнивается с допустимой нагрузкой по паспорту долота и принимается нагрузка в пределах вычисленных величин.

Осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле:

G_OC =g_O · Д _Д кН, (2.19)

где g_O - удельная нагрузка на 1 м диаметра долота для бурения в породах данной категории, кН/метр.

Для данного района работ ЗапСибНИИ рекомендует применять следующие удельные нагрузки [4]:

- для пород категории М : g_O <200 кН/м;

- для пород категории МС : g_O <200 - 400 кН/м;

- для пород категории С : g_O <400 - 800 кН/м.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 м g_O=200 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М. Тогда по формуле (2.19):

G_OC =200·0,295=59,06 кН.

Расчетное значение осевой нагрузки не должно превышать 80% от допустимой по паспорту долота:

G_OC<0,8· G_ДOП кН, (2.20)

где G_ДOП - допустимая нагрузка на долото по паспорту, кН.

Для долота III 295,3 СЗ-ГВ G_ДOП=400кН, тогда по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 400=320 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что на интервале кондуктора осевая нагрузка составит 60 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -1400 м g_O=300 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС. Тогда по формуле (2.19):

G_OC =300·0,2159=70 кН.

Для долота III 215,9 МЗ-ГВ G_ДOП=250кН, тогда по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 250=200 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 650 -1400 метров составит 70 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1400 - 2550 м g_O=400 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС. Тогда по формуле (2.19):

G_OC =400·0,2159=86,36 кН.

Для долота III 215,9 С-ГВ G_ДOП=250кН, по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 250<200 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 1400 - 2550 м составит 90 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м g_O=800 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС. Тогда по формуле (2.19):

G_OC =800·0,2159=172,72 кН.

Для долота 8 Ѕ MF-15 G_ДOП=319кН, тогда по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 319<255,2 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 2550 - 3105 м составит 180 кН.

Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения представлены в табл. 2.4.

Таблица 2.4 Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения

Интервал, метр	Осевая нагрузка, кН
0 - 650 650 - 1400 1400 - 2550 2550 - 3105	60 70 90 180

2.3.3 Расчет частоты вращения долота

Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные частоты вращения долот, при которых разрушение горных пород максимально.

Оптимальные частоты вращения долот находятся в диапазонах:

для долот типа М 250 - 400 об/мин;

для долот типа МС 150 - 300 об/мин;

для долот типа С 100 - 200 об/мин.

Превышение оптимальных частот вращения вызывает снижение механической скорости бурения и, как следствие, быструю поломку долота.

Расчет частоты оборотов ведется по 3 методам:

Статистический метод (по предельной окружной скорости).

Технологический метод (по износу опор долота).

Аналитический метод (по времени контакта зубьев долота с породой).

Расчет оптимальной частоты вращения долот статистическим методом производится по формуле:

n=(60·Vлин)/ (р·Д_Д) об/мин, (2.21)

где n - частота оборотов долота, об/мин;

Vлин - рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с;

Для пород:

типа М и МЗ Vлин =3,4…2,8 м/с;

типа МС и МСЗ Vлин =2,8…1,8 м/с;

типа С и СЗ Vлин =1,8…1,3 м/с.

для пород категории С : g_O <400 - 800 кН/метр.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 метров Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.21):

n=(60·3,4)/ (3,14·0,2953)=220 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -1400 м Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС, по формуле (2.21):

n=(60·3,4)/ (3,14·0,2159)=300 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1400 - 2550 м Vлин =2,8, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС, по формуле (2.21):

n=(60·2,8)/ (3,14·0,2159)=250 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м Vлин =1,3, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.21):

n=(60·1,3)/ (3,14·0,2159)=115 об/мин.

Расчет оптимальной частоты вращения долот технологическим методом по износу опор долот производится по формуле:

n=То/(0,02·(б+2)) об/мин, (2.22)

где б - коэффициент, характеризующий свойства горных пород( для М=0,7…0,9; для С=0,5…0,7);

То - константа, характеризующая стойкость опор долота, которая определяется по формуле:

То=0,0935·Дд. (2.23)

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 м б=0,9, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.22):

n=0,0935·295,3/(0,02·(0,7+2))=521 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -2550 м, б=0,7,так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС по формуле (2.22):

n=0,0935·215,9/(0,02·(0,7+2))=380 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м б=0,5, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.22):

n=0,0935·215,9/(0,02·(0,5+2))=404 об/мин.

Расчет оптимальной частоты вращения долот аналитическим метод по времени контакта зубьев долота с породой производится по формуле:

n=39/(ф_К·Z) об/мин, (2.24)

где Z - количество зубьев на периферийном венце шарошки;

ф_К - минимальная продолжительность контакта зуба с породой, зависящая от категории горной породы:

- для упругопластичных пород ф_К = 6·10^-3 сек;

- для пластичных пород ф_К =3… 6·10^-3 сек;

- для упругохрупких пород ф_К = 6…8·10^-3 сек.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 м ф_К = 6·10^-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 295,3 СЗ-ГВ Z=22, тогда по форм. (2.24):

n=39/( 6·10^-3 ·22)=295 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -3105 м ф_К = 6·10^-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ,8 Ѕ MF - 15 Z=22, тогда по формуле (2.24):

n=39/( 6·10^-3 ·24)=270 об/мин.

Полученные значения частот вращения представлены в табл. 2.5.

Таблица 2.5. Оптимальная частота вращения долот на интервалах бурения

Интервал, м	Частот вращения , об/мин
0 - 650 650 - 1400 1400 - 2550 2550 - 3105	220 300 160 115

2.3.4 Обоснование и выбор очистного агента

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них - обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.

Исходя из опыта бурения в Западной Сибири, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор. Параметры, необходимые для качественного бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, этим раствором выдерживаются. Соотношение цены и качества приемлемо. Для приготовления бурового раствора используются: глина бентонитовая марки ПБМА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов. В качестве химреагентов используют: ; КМЦ марки Габроил HV - высоковязкая полианионная целлюлоза, применяется для снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора; сайпан - относится к классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку, эффективно уменьшающую фильтрацию раствора; нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) - фосфоновый комплексон, применяется как разжижитель пресных неингибированных растворов; кальцинированная сода (карбонат натрия), применяется для связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также применяется также как химический диспергатор глин и для регулирования рН бурового раствора; ФК - 2000 состоит из анионных, неионогенных поверхностно-активных веществ и полезных добавок, применяется как профилактическая антиприхватная смазочная добавка; ПКД - 515 - гармоничная сочетающующаяся композиция неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» действующим с 1998 года давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10 - 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2500 м на 7 - 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 - 2850 м на 7 - 4%, но не более 3,5 МПа (по вертикали). Пластовое давление рассчитывается по формуле:

Рпл =grad Рпл ·Н МПа, (2.25)

где grad Рпл - градиент пластового давления в интервале, МПа/м;

Н - глубина интервала, м.

Удельный вес бурового раствора, исходя из пластового давления, определяется по формуле:

q_БР=Рпл/g·Н+(0,1…0,15) · Рпл/g·Н Н/см³, (2.26)

где g - ускорение свободного падения, м/с²; g=9,8 м/с²

0,1…1,5 - необходимое превышение гидростатического давления над пластовым.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут определяется по формуле:

СНС₁₀ >5·(2-exp(-110·d)) ·d·(q_П-q_БР) дПа, (2.27)

где d - диаметр частицы шлама, м;

q_П - удельный вес горной породы, Н/см³.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту определяется по формуле:

СНС₁ >(d·(q_П-q_БР)·g·К)/6 дПа, (2.28)

где К -коэффициент, учитывающий реальную форму частицы шлама, принимаем К=1,5.

Условная вязкость по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:

УВ< 21· q_БР·10^-4сек. (2.29)

Показатель водоотдачи по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:

Ф< (6·10⁴/ q_БР)+3 см³/30 мин. (2.30)

При бурении под кондуктор удельный вес бурового раствора на интервале 0 - 600 м (по вертикали), имея grad Рпл=0,01 (табл. 1.4.), по (2.26) составит:

q_БР=0,01·600 /9,8·600+(0,1…0,15) · 0,01·600 /9,8·600=1,12…1,18·10⁴ Н/см³.

Так как породы в этом интервале склонны к осыпям и обвалам, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,18·10⁴ Н/см³ .

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м ,имея q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =8·10^-3м, по (2.27) составит:

СНС₁₀ >5·(2-exp(-110·5·10^-3)) ·8·10^-3 ·(2,4-1,18) ·10⁴=40 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ >(8·10^-3 ·(2,4-1,18) ·10⁴·9,8·1,5)/6=20 дПа.

Условная вязкость при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,18·10⁴ ·10^-4=25сек.

Показатель водоотдачи при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,18·10⁴)+3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 600 - 1200 м при grad Рпл=0,01 , по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,01·1200 /9,8·1200+(0,1…1,5) · 0,01·1200 /9,8·1200=1,12…1,18·10⁴ Н/см³.

Принимаем удельный вес бурового раствора при бурении на интервале 600 - 1200 м равный 1,12·10⁴ Н/см³ , так как приняв минимально допустимый удельный вес увеличивается механическая скорость при турбинном способе бурения.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 1200 - 2500 м при grad Рпл=0,01 , по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,01·1200 /9,8·2500+(0,1…0,07) · 0,01·1200 /9,8·2500=1,09…1,12·10⁴ Н/см³.

Принимаем дельный вес бурового раствора при бурении на интервале 1200 - 2500 м равный 1,12·10⁴ Н/см³ , так как на интервале возможны прихваты и осыпи стенок скважины.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м при q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =3·10^-3м, по форм. (2.27) составит:

СНС₁₀ >5·(2-exp(-110·5·10^-3)) ·3·10^-3 ·(2,4-1,12) ·10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (3·10^-3 ·(2,4-1,12) ·10⁴·9,8·1,5)/6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,12·10⁴ ·10^-4=24сек .

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,12·10⁴)+3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 2500 - 2830 м, имея grad Рпл=0,0102 , по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,0102·2830/9,8·2830+(0,04…0,07)·0,0101·2830/9,8·2830=1,08…1,1·10⁴ Н/см³.

Так как на этом интервале вскрывается продуктивный нефтеносный пласт, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,08·10⁴ Н/см³ .

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м, имея q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =3·10^-3м;, по формуле (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·5·10^-3)) ·3·10^-3 ·(2,4-1,08) ·10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (3·10^-3 ·(2,4-1,08) ·10⁴·9,8·1,5)/6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,08·10⁴ ·10^-4=23сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,08·10⁴)+3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=6…4 см³/30 мин.

Уровень рН по всем интервалам принимаем равный 8, так как применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН>8.

Показатель содержания песка, исходя из опыта бурения скважин на данной площади, по всем интервалам принимаем равный 1%.

Так как проектируемая скважина является наклонно направленной, то проектируемые параметры бурового раствора представлены по длине ствола и сведены в табл. 2.6.

Таблица 2.6.Параметры бурового раствора на интервалах бурения

Интервал бурения, м	Удельный вес, 104 Н/см3	СНС10 дПа	СНС1 дПа	Условная вязкость, сек	Показатель фильтрации, см3/30 мин	рН	П, %
от	до
0	650	1,18	40	20	25	8	8	1
650	2650	1,12	20	10	24	8	8	1
2650	3105	1,08	20	10	23	6 - 4	8	1

2.3.5 Расчет необходимого расхода очистного агента

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 делается по формуле:

Q=К· S_ЗАБ л/сек, (2.31)

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

S_ЗАБ - площадь забоя м², определяется по формуле:

S_ЗАБ =0,785·Д_Д² м² . (2.32)

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м по формуле (2.31):

Q=0,65·0,785·0,2953² =0,044 м³/сек.

При бурении эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м по формуле (2.31):

Q=0,65·0,785·0,2159² =0,023 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости по скорости восходящего потока определяется по формуле:

Q=V_ВОСХ·S_КП м³/сек, (2.33)

где V_ВОСХ - скорость восходящего потока; рекомендуемая скорость согласно промысловой классификации горных пород находится в пределах: М=0,9…1,3 м/сек, С=0,7…0,9 м/сек.

S_КП - площадь кольцевого пространства, м², которая рассчитывается по формуле:

S_КП =0,785·( Д_Д² - d_БТ²) м², (2.34)

где d_БТ - диаметр бурильных труб, м²; принимаем d_БТ =0,147 метра.

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м принимаем V_ВОСХ =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):

Q=0,9·0,785·(0,2953² - 0,147²) =0,046 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 650 -1400 метров принимаем V_ВОСХ =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):

Q=0,9·0,785·(0,2159² - 0,147²) =0,017 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 1400 - 3105 метров принимаем V_ВОСХ =0,7 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):

Q=0,7·0,785·(0,2159² - 0,147²) =0,014 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, исходя из условия создания гидромониторного эффекта, рассчитывается по формуле:

Q=Fн·0,75 м³/сек, (2.35)

где Fн - площадь поперечного сечения насадок, м²; определяется по формуле:

Fн = р·d_Н/4·m м², (2.36)

где d_Н - диаметр насадок, м;

m - число насадок, m=3.

При бурении под кондуктор долотом III 295,3 СЗ-ГВ, имеющем d_Н =0,015 м по формуле (2.35):

Q=3,14·0,015/4·3·0,75=0,039 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотами III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, 8 Ѕ MF - 15 имеющими d_Н =0,01 м по формуле (2.35):

Q=3,14·0,01/4·3·0,75=0,017 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама ведется по формуле:

Q= V_КР·S_MAX+(S_ЗАБ ·V_MЕХ·(j_П -j_Ж))/(j_СМ - j_Ж) м³/сек, (2.37)

где V_КР - скорость частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/сек; V_КР =0,5 м/сек;

S_MAX - максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м², определяемая по формуле (2.34);

V_MЕХ - механическая скорость бурения, м/сек; применяем V_MЕХ =0,005 м/сек;

j_П - удельный вес породы, Н/м³;

j_Ж - удельный вес промывочной жидкости, Н/м³;

j_СМ - удельный вес смеси шлама и промывочной жидкости, Н/м³;

j_СМ - j_Ж=0,01…0,02·10⁴ Н/м³; принимаем 0,02·10⁴ Н/м³.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама, по формуле (2.37) составит:

Q=1,5·0,785·(0,2953² - 0,147²) + (0,785·0,2953²· 0,005· (2,4·10⁴ -1,18·10⁴))/0,02·10⁴ =0,049 м³/с.