Проектирование строительства эксплуатационной скважины на нефть на Приобском месторождении

Аналитический расчет осевой нагрузки G1 для шарошечных долот, при которой обеспечивается объемное разрушение породы, ведется по формуле (2.24) [12]

, (2.24)

где б - коэффициент забойных условий, б = 0,33 - 0,59, в проектировочных условиях б =1;

Pш - средневзвешенная твердость горных пород по штампу для данной пачки пород по буримости, кг/см2 ;

F - опорная площадь рабочей поверхности долота, см2.

Для новых шарошечных долот опорная площадь определяется по формуле (2.25) [18]

, (2.25)

где Dд - диаметр долота, см;

з - коэффициент перекрытия - отношение длины образующей шарошки к суммарной длине зубьев, контактирующих с породой, для современных долот з = 0,7- 1,7, в расчетах можно принять з = 1;

д - начальное притупление зубьев, см, д = 1- 4 мм, в расчетах принимается среднее значение д = 1,5 мм.

В процессе бурения происходит износ зубьев долота, и опорная площадь увеличивается. Как показывают эксперименты, это увеличение составляет от пяти до восьми раз. В связи с этим в процессе бурения осевая нагрузка для обеспечения объемного разрушения породы должна постепенно повышаться.

Аналитический расчет для долот PDC определяется по формуле аналогичной (2.25) только опорная площадь рабочей поверхности долота вычисляется по формуле (2.26):

(2.26)

где kт - число зубцов на рабочей поверхности;

Dc - средний диаметр зубцов, мм.

При статистическом расчете осевой нагрузки G2 используется формула (2.27) [12]:

, (2.27)

где q - удельная нагрузка на один миллиметр диаметра долота, кН/мм;

Dд - диаметр долота, мм.

Значения удельных осевых нагрузок для шарошечных долот приведены в табл. 2.6 [12].

Таблица 2.6 - Удельные осевые нагрузки для шарошечных долот

Тип долота	М	МЗ	МС	МСЗ, СЗ	С, СТ	Т, ТК	ТЗ, ТКЗ	К, ОК
Удельная нагрузка, кН/мм	0,1 -0,2	0,2-0,5	0,3-0,6	0,3-0,8	0,4-1	0,6-1,5	0,5-1	1-1,5

Меньшие удельные нагрузки берутся для трещиноватых неоднородных пород и при высоких частотах вращения.

Для PDC, алмазных и ИСМ долот удельные осевые нагрузки принимаются в пределах от 50 до 400 кг/см (0,05-0,4 кН/мм). Большие значения берутся в более твердых породах.

Допустимая в процессе бурения осевая нагрузка на долото G3 не должна превышать 80% от предельной Gпред, указанной в технической характеристике (паспорте) долота (2.28) [12]

G3 = 0,8 Gпред , (2.28)

Производятся вспомогательные расчеты и подготовка материалов для определения осевой нагрузки.

Вычисляются величины опорной площади выбранных долот. Ведется расчет для шарошечных долот.

Для долота диаметром 393,7 мм:

Для долота диаметром 269,9 мм:

Производится расчет опорной площади для выбранных долот PDC.

Для долота диаметром 190,5 мм:

Определяется средневзвешенная твердость горных пород для каждого интервала бурения.

На интервале бурения 0-40 м залегают породы категории М, твёрдость по штампу Pш=1000 кг/см2.

На интервале бурения 40-800 м залегают породы категории М и МС, твёрдость по штампу Pш=1500 кг/см2.

На интервале бурения 800-2800 м залегают породы категории МС и С, твёрдость по штампу Pш=2500 кг/см2.

Определяются удельные нагрузки на 1 мм долота по табл. 2.6 для шарошечных долот и по рекомендациям для долот PDC. Выбранные значения заносятся в табл. 2.7. Также в эту таблицу заносятся предельные нагрузки на долото по паспорту.

Таблица 2.7 - Данные для расчета осевой нагрузки

Применяемые долота	393,7 М-ГВУ-R227	269,9 М-ГН-R03	БИТ 190,5 МС ВТ 613 Н
q, кН/м	0,1	0,15	0,2
Gпред	470	480	100

Проводится аналитический расчет осевой нагрузки G1 для шарошечных и PDC долот по формуле (2.24).

Интервал бурения 0-40 м:

Интервал бурения 40-800 м:

Интервал бурения 800-2800 м:

Проводится статистический расчет осевой нагрузки G2 по формуле (2.27):

Интервал бурения 0-40 м:

Интервал бурения 40-800 м:

Интервал бурения 800-2800 м:

Определяется допустимая в процессе бурения осевая нагрузка на долото G3 по формуле (2.28).

Интервал бурения 0-40 м:

Интервал бурения 40-800 м:

Интервал бурения 800-2800 м:

Рассчитанные значения осевой нагрузки сводятся в таблицу 2.8.



Таблица 2.8 - Рассчитанные значения осевой нагрузки

Применяемые долота	393,7 М-ГВУ-R227	269,9 М-ГН-R03	БИТ 190,5 МС ВТ 613 Н
G1, кН	29,5	30,3	62,5
G2, кН	39,4	40,5	38,1
G3, кН	376	384	80

Проанализировав таблицу 2.8 в соответствии с рекомендациями по выбору осевой нагрузки, а также руководствуясь опытом сооружения скважин на данном месторождении, выбранные значения осевой нагрузки приведены в табл. 2.9.

Таблица 2.9 - Значения осевой нагрузки по интервалам бурения

Интервал бурения (по стволу), м	Применяемые долота	Осевая нагрузка, т
0-40	393,7 М-ГВУ-R227	2,95
40-877	269,9 М-ГН-R03	3,03
877-3025	БИТ 190,5 МС ВТ 613 Н	6,25

2.3.3 Расчет частоты вращения долота

Каждому классу пород и типу долот соответствуют свои оптимальные частоты вращения инструмента, при которых разрушение горных пород максимально. Расчет частоты вращения для шарошечных долот производится из условий:

* создания оптимальной линейной скорости на периферийном венце шарошки (статистический метод);

* по времени контакта зубьев долота с горной породой (аналитический метод);

* по стойкости опор (технологический метод).

Для безопорных долот (в том числе долот типа БИТ) расчет производится только из условия создания необходимой линейной скорости на периферии долота. Расчет в этом случае ведется по формуле (2.29) [5]:

, (2.29)

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

Dд - диаметр долота, м.

Для шарошечных долот линейная скорость принимается:

в породах М - 3,4-2,8 м/с;

в породах МС - 2,8-1,8 м/с;

в породах С - 1,8-1,3 м/с;

в породах СТ - 1,5-1,2 м/с;

в породах Т - 1,2-1,0 м/с;

в породах К - 0,8-0,6 м/с.

Для алмазных и ИСМ долот Vл = 3-5 м/с, для долот PDC Vл = 1-2 м/с.

Меньшие значения линейной скорости берутся

* в трещиноватых неоднородных породах;

* в твердых абразивных породах;

* при повышенных осевых нагрузках;

* для шарошечных долот с твердосплавным вооружением.

Расчет частоты вращения шарошечного долота n2 по минимально допустимому времени контакта зуба долота с породой ведется по формуле (2.30) [17]

, (2.30)

где dш - диаметр шарошки, мм;

ф - минимальное время контакта зуба долота с породой, мс;

z - число зубьев на периферийном венце шарошки;

Dд -диаметр долота, мм.

Для современных шарошечных долот в среднем dш=0,65Dд. Минимальное время контакта для упруго-пластичных пород равно 5-7 мс, для упруго-хрупких - 6-8 мс, для пластичных - 3-6 мс. Меньшие значения принимаются в более твердых породах. Число зубьев на периферийном венце шарошки зависит от типа долота, его диаметра и номера шарошки. В среднем оно может быть принято для долот диаметром 142,9-190,5 - 20 шт.; 215,9-244,5 - 22 шт.; 269,9-349,2 - 24 шт.; 349,2-393,7 - 26 шт.

Максимально допустимая частота вращения шарошечного долота n3 по стойкости опоры ведется по формуле (2.31) [5]:

, (2.31)

где б - коэффициент, характеризующий свойства горной породы;

То - стойкость опоры, которая определяется по формуле (2.32), час.

То = 0,0935 Dд, (2.32)

где Dд - диаметр долота, мм.

Для мягких пород б=0,7-0,9, для средних б=0,5-0,7, для твердых б=0,3-0,5, то есть с увеличением твердости пород этот коэффициент уменьшается.

Для шарошечных долот из рассчитанных значений n1, n2 ,n3 первое является оптимальным, а принятое не должно быть больше меньшего из значений n2 и n3. Для безопорных долот принимается значение n1.

Общие рекомендации по осевой нагрузке на долото и частоте вращения инструмента сводятся к следующим:

* с увеличением твердости горной породы осевую нагрузку следует увеличить при одновременном снижении частоты вращения;

* в трещиноватых неоднородных породах указанные параметры процесса бурения следует снижать;

* в течение рейса осевая нагрузка постепенно увеличивается.

Производятся вспомогательные расчеты и подготовка материалов для определения частот вращения.

Определяются рекомендуемые линейные скорости на переферии долота для комплекта шарошечных долот и долот PDC. Найденные значения сводятся в табл. 2.11. Для долот PDC берется меньшее значение, поскольку бурение ведется в абразивных породах. Также для шарошечных долот выбираются меньшие значения, поскольку бурение ведется в абразивных породах, а долота оснащены твердосплавным вооружением. Значения линейной скорости с глубиной уменьшаются, поскольку повышается твердость горных пород. Для эксплуатационной колонны и «хвостовика» берутся одинаковые значения, так как бурение ведется в интервалах со сходными значениями твердости и абразивности.

Таблица 2.10 - Линейные скорости на переферии долота

Комплект шарошечных долот	Тип горной породы по промысловой классификации по интервала бурения
	Направление - М	Кондуктор - МС
Vл, м/с	3,1	2,3
Комплект долот PDC
Vл, м/с	1

Определяются значения данных для расчета частоты вращения аналитическим методом (табл. 2.11). По большей части разрез представлен упруго-пластичными горными породами.

Таблица 2.11 - Данные для аналитического расчета

Комплект шарошечных долот	393,7 М-ГВУ-R227	269,9 М-ГН-R03
ф, мс	6	6
z, шт.	26	24
dш, мм	255,9	175,4

Определяются значения данных для расчетов частоты вращения технологическим методом и (табл. 2.12). Значения коэффициента б уменьшаются вниз по разрезу, так как идет увеличение твердости горных пород. Стойкость опоры определяется по формуле (2.32) и приведены в табл. 2.12.

Таблица 2.12 - Данные для расчета технологическим методом

Комплект шарошечных долот	393,7 М-ГВУ-R227	269,9 М-ГН-R03
б	0,75	0,7
То, час	36,8	25,2

Производится расчет частот вращения по интервалам бурения статистическим методом по формуле (2.29) для долот типа PDC. Интервалы берутся по стволу.

Интервал бурения 877-3025 м:

Производится расчет частот вращения по интервалам бурения статистическим методом по формуле (2.29) для шарошечных долот. Интервалы берутся по стволу.

Интервал бурения 0-40 м:

Интервал бурения 40-877 м:

Производится расчет частот вращения по интервалам бурения аналитическим методом по формуле (2.30) для шарошечных долот. Интервалы берутся по стволу.

Интервал бурения 0-40 м:

Интервал бурения 40-877 м:

Производится расчет частот вращения по интервалам бурения технологическим методом по формуле (2.31) для шарошечных долот. Интервалы берутся по стволу.

Интервал бурения 0-40 м:

Интервал бурения 40-877 м:

Рассчитанные значения частот вращения для каждого комплекта долот приведены в табл. 2.13. Для долот указывается паспортный рекомендуемый интервал частот вращения.

Таблица 2.13 - Рассчитанные значения частот вращения

Применяемые долота	393,7 М-ГВУ-R227	269,9 М-ГН-R03
n1, кН	150	163
n2, кН	250	271
n3, кН	669	467
Применяемые долота	БИТ 190,5 МС ВТ 613 Н
n1, кН	100
nпасп, кН	60-266

Для долота БИТ 190,5 МС ВТ 613 Н выбирается частота вращения 100 об/мин, которое соответствует расчетному значению. Частоты для остальных долот выбираются в соответствии с рекомендациями (табл. 2.14).

Таблица 2.14 - Значения частот вращения по интервалам бурения

Интервал бурения (по стволу), м	Применяемые долота	Частота вращения, об/мин
0-40	393,7 М-ГВУ-R167	150
40-877	269,9 М-ГН-R03	163
877-3025	БИТ 190,5 МС ВТ 613 Н	100

2.3.4 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

Тип забойного двигателя выбирается в зависимости от проектного профиля скважины, типоразмера долот, осевой нагрузки, плотности бурового раствора и удельного момента, обеспечивающего вращение долота.

Забойный двигатель должен соответствовать следующим требованиям:

- Диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80-90% от диаметра долота;

- Жесткость забойного двигателя должна соответствовать требованиям компоновки низа бурильной колонны для заданной траектории ствола скважины;

- Расход бурового раствора 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 этих значений, необходимых для разрушения горных пород.

Диаметр забойного двигателя в зависимости от диаметра долота определяется по следующей формуле (2.33)

, (2.33)

где Дзд - диаметр забойного двигателя, мм;

Дд - диаметр долота, мм.

Выбираемый турбобур должен развивать мощность, которая будет тратиться на работу долота под действием осевой нагрузки и на преодоление трения в опорах. Требуемый крутящий момент определяется по формуле (2.34) [12]

, (2.34)

где Мр - момент необходимый для разрушения горной породы, Н*м;

Мо - момент необходимый для вращения ненагруженного долота, Н*м;

Муд - удельный момент долота, Н*м/кН;

Gос - осевая нагрузка на долото, кН.

Момент необходимый для вращения ненагруженного долота определяется по формуле (2.35)

, (2.35)

где Dд - диаметр долота, м.

Удельный момент долота определяется по формуле (2.36)

, (2.36)

где Q - расчетный коэффициент, принимаемый в расчетах 1-2 (принимается 1,5), Н·м/кН;

Dд - диаметр долота, см.

Проводятся требуемые расчеты по интервалам бурения (берутся значения по стволу).

Для интервала 0-40 м. расчеты не проводятся, так как способ бурения роторный.

Интервал бурения 40-877 м:

Диаметр долота - 269,9 мм. Осевая нагрузка на долото - 30,3 кН. Частота вращения - 150 об/мин.

Dзд=(0,8ч0,9) · 269,9=215,9-242,9 мм;

Мо = 500 · 0,2699 = 134,95 Н·м;

Муд = 1,5+ 1,2 · 26,99 = 33,88 Н·м/кН.

Расчет крутящего момента для долота:

Мр = 134,95 +33,88 · 30,3 = 1161,5 Н·м = 1,16 кН·м.

Интервал бурения 877-3025 м:

Диаметр долота - 190,5 мм. Осевая нагрузка на долото - 62,5 кН. Частота вращения - 100 об/мин.

Dзд=(0,8ч0,9) · 190,5=152-171 мм;

Мо = 500 · 0,1905 = 95 Н·м;

Муд = 1,5+ 1,2 · 19,05 = 24,4 Н·м/кН.

Расчет крутящего момента для долота:

Мр = 95 +24,4 · 62,5 = 1620 Н·м = 1,62 кН·м.

Определены первичные характеристики для выбора забойных двигателей. Но поскольку скважина является наклонно-направленной, то необходимо учесть наличие двигателей-отклонителей в КНБК. Рассчитанные параметры и потребность в забойных машинах приведены в табл. 2.15.

Таблица 2.15 - Параметры и потребность в забойных двигателях

Обсадная колонна	Интервалы бурения (по искривлению скважины), м	Описание интервала	Рассчитанные параметры забойных двигателей	Потребность в забойном двигателе
			Дзд, мм	Мр, кН·м
Направление	0-40	вертикальный участок	-	-	нет
Кондуктор	40-150	вертикальный участок	216-243	1,16	да
	150-381	участок набора зенитного угла до 26,50			да
	381-877	участок стабилизации зенитного угла			да
Эксплуатационная колонна	877-2328	участок стабилизации зенитного угла	152-171	1,62	да
	2328-2675	участок падения зенитного угла до 00			да
	2675-3025	вертикальный участок			да

Выбираются забойные двигатели по интервалам для выбранных долот.

Для бурения в интервале 40-150 м. проектом предусматривается использовать забойный двигатель ТР-240, который имеет диаметр 240 мм, расход жидкости - 34-45 л/с, максимальный крутящий момент в рабочем режиме - 2,8-3,5 кН·м, а также частоту вращения 145-260 об/мин [12].

Для бурения в интервале 40-150 м. проектом предусматривается использовать забойный двигатель-отклонитель ТО2-240, который имеет диаметр 240 мм, расход жидкости - 40-50 л/с, максимальный крутящий момент в рабочем режиме - 2,04 кН·м, а также частоту вращения 420 об/мин [12].

Интервал 381-877:

Предлагается использовать выбранный забойный двигатель ТР-240 [12].

Интервал 877-2328:

Предлагается использовать отечественный забойный двигатель Д3-176, который имеет диаметр 176 мм, расход жидкости - 25-35 л/с, максимальный крутящий момент в рабочем режиме - 12,0 кН·м, а также частоту вращения 90-120 об/мин [12].

Интервал 2328-2675:

Предлагается использовать забойный двигатель-отклонитель ДГ-176, который имеет диаметр 176 мм, расход жидкости - 25-35 л/с, максимальный крутящий момент в рабочем режиме - 9,8 кН·м, а также частоту вращения 90-120 об/мин [12].

Интервал 2675-3025:

Предлагается использовать выбранный забойный двигатель Д3-176 [12].

Технические характеристики выбранных забойных двигателей приведены в таблице 2.16.

Таблица 2.16 - Технические характеристики забойных двигателей

Технические характеристики	Винтовые забойные двигатели
	ТР-240	ТО2-240	Д3-176	ДГ-176
Наружный диаметр, мм	240	240	176	176
Длина, м	10,6	10,17	6,4	5,3
Вес, кг	2800	2507	910	750
Расход жидкости, л/с	34-45	40-50	25-35	25-35
Число оборотов, об/мин	145-260	420	90-120	90-120
Максимальный рабочий момент, кН·м	3,5	2,04	12,0	9,8
Угол искривления между секциями двигателя, град	-	0-3	-	0-3
Перепад давления на рабочем режиме, МПа	2,4-4,2	3,0	8-11	7,4-9,8

2.3.5 Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны

Бурильная колонна (БК) состоит из компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и колонны бурильных труб (КБТ).

В общем случае КНБК включает в себя долото, забойный двигатель, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, маховики, отклонители и утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

КБТ состоит из секций бурильных труб (БТ), одинаковых по типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру замковых соединений.

Последовательно расположенные секции БТ одного наружного диаметра - ступень КБТ.

Бурильная колонна предназначена в общем случае для:

1. Передачи вращения от ротора к долоту.

2. Восприятия реактивного момента забойного двигателя.

3. Подвода промывочной жидкости к забойному двигателю, долоту, забою скважины.

4. Создания осевой нагрузки на долото.

6. Подъема и спуска долота и забойного двигателя.

6. Проведения вспомогательных работ.

Исходя из назначения, требования к бурильной колонне сводятся к следующим:

1. Достаточная прочность при минимальном весе, обеспечивающем создание требуемой осевой нагрузки.

2. Обеспечение герметичности при циркуляции бурового раствора, причем с минимальными гидравлическими потерями.

3. Минимальные затраты времени при спуско-подъемных операциях, при этом соединения должны обеспечивать прочность не менее прочности тела трубы, быть взаимозаменяемыми.

В процессе бурения на бурильную колонну действуют различные силы и моменты. К ним в общем случае относятся:

растягивающие силы от собственного веса;

растягивающие гидравлические нагрузки за счет перепада давления в забойном двигателе и долоте;

силы внутреннего и наружного давления промывочной жидкости;

силы взаимодействия колонны со стенками скважины (силы трения)

силы инерции как самой колонны, так и промывочной жидкости;

изгибающие моменты на участках естественного и искусственного искривления ствола скважины;

осевая сжимающая сила в нижней части колонны;

крутящий момент при вращении колонны;

изгибающей момент за счет потери колонной прямолинейной формы;

динамические составляющие продольных и поперечных сил, изгибающего и крутящего моментов за счет различного рода колебаний колонны.

Совместное действие всех этих сил и моментов приводит к тому, что бурильная колонна находится в условиях весьма сложного напряженного состояния.

В связи с тем, что при проектировании и расчетах бурильной колонны практически невозможно учесть все нагрузки, а некоторые из них не поддаются точному определению, поэтому рассматриваются только основные, наиболее существенные и опасные. К их числу относятся растягивающие силы, крутящий и изгибающие моменты, наружное и внутреннее избыточные давления промывочной жидкости [13].

Исходные данные:

1. Вид технологической операции - бурение.

2. Скважина наклонно направленная, профиль состоит из пяти участков (см. рис. 2.2): h=2800 м, H1=150 м, H2=223 м, R2=500 м, R4=750 м, бIH=0, бIK= бIIH=0, бIIK= =бIIIH=26,50, бIIIK= =бIVH=26,50, бIVK= бVH=0, бVК=0.

3. Интервал бурения 877 - 3025 м.

4. Бурение ведётся под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм.

5. Конструкция обсадной колонны, спущенной к началу бурения данного интервала: 0 - 877 м - кондуктор диаметром 219 мм.

6. Способ бурения: ВЗД. Винтовой забойный двигатель Д3 - 176 диаметром 176 мм, вес ВЗД QЗД=910 кгс, длина 6,4 м.

7. Диаметр долота Дд=190,5 мм.

8. Осевая нагрузка на долото Qд=6,25 тс.

9. Наружное давление - 2,1 кгс/мм2.

10. Плотность бурового раствора гж=1,1 кгс/см3.

11. Коэффициент трения колонны о породу м=0,3.

12. Условия бурения - нормальные.

13. Клиновой захват ПКР-560 с длиной клина lk=400 мм.

Расчет УБТ

Целью расчета является определение компоновки УБТ, обеспечивающей заданную осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент и необходимую жесткость при изгибе. В общем случае компоновка УБТ состоит из труб разного диаметра, уменьшающегося от долота к КБТ.

Для не осложненных условий бурения при диаметре долота 190,5 мм для первой ступени выбирается УБТ с наружным диаметром D01=146 мм. Характеристика выбранных УБТ указана в табл. 2.17 [6].

Таблица 2.17 - Характеристики УБТ

Тип	Наружный диаметр, мм	Внутренний диаметр, мм	Резьба	Диаметр проточки под элеватор, мм	Масса 1 м, кг
УБТ-146Ч74Д	146	74	3-121	136	128

Так как жесткость основной ступени УБТ должна быть не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение, необходимо, чтобы выполнялось условие

, (2.37)

где D01 - наружный диаметр УБТ, мм;

Dок - наружный диаметр обсадной колонны, мм;

d01 - внутренний диаметр УБТ, мм;

dок - внутренний диаметр обсадной колонны, мм.

;

0,9993 > 0,789, следовательно, условие выполняется, т.е. при спуске обсадной колонны посадок не будет.

Наружный диаметр бурильных труб первой секции принимается в соответствии со способом бурения и диаметром обсадных труб. При бурении забойным двигателем, при диаметре обсадной колонны 146,1 мм диаметр первой секции бурильной колонны выбирается равным 114 мм.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от основной ступени УБТ к КБТ должно выполняться условие

(2.38)

где Dоп - диаметр последней ступени УБТ, мм;

D1 - диаметр бурильных труб первой секции, мм.

мм

Условие выполняется, следовательно компоновку УБТ необходимо проектировать ступенчатой.

Длина основной ступени УБТ l01 приближенно может быть определена по формуле

, (2.39)

где QД - осевая нагрузка на долото, кгс;

q01 - вес 1 метра основной ступени УБТ, кгс/м;

КД - коэффициент нагрузки на долото, для турбинного бурения КД = 1,175;

г0 - удельный вес материала УБТ, гс/см3;

гЖ - удельный вес промывочной жидкости, гс/см3;

QЗД - вес забойного двигателя, кгс;

QC - вес элементов КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, кгс.

l0i - длина первой переходной ступени УБТ, м;

q0i - вес 1 м первой переходной ступени УБТ, кгс/м.

Принимается l01 = 20 м.

Вес колонны УБТ в воздухе определяется по формуле:

, (2.40)

Вес КНБК в скважине:

, (2.41)

Общая длина КНБК

Для ограничения прогиба УБТ и уменьшения контакта со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения. Диаметр опоры выбирается в соответствии с диаметром долота. Для долота диаметром 190,5 мм выбирается диаметр опоры равный 181 мм. Расстояние между промежуточными опорами (a) выбирается в зависимости от наружного диаметра УБТ и частоты вращения колонны (n). При бурении забойными двигателями значение частоты вращения колонны принимается n=50 об/мин. При D01=146 мм и n=50 об/мин выбирается a=24,9 м [6].

Количество промежуточных опор (m) определяется по формуле

(2.42)

Так как количество промежуточных опор равно 0,8, то необходимость в их установке отпадает, так как расстояние между опорами равно длине УБТ и количество опор должно быть не менее двух.

Резьбовые соединения УБТ должны быть свинчены крутящими моментами. Для УБТ-146*74 из стали группы прочности Д и графитовой смазки момент затяжки МЗТ=1280-1630 кгс·м [6]. Меньшее значение момента соответствует условию достижения наибольшего предела выносливости соединения, а большее - условию предотвращения раскрепления соединения в процессе бурения. Верхнее значение следует использовать только при появлении раскреплений. Допустимым является весь диапазон моментов свинчивания - от нижнего до верхнего значений.

Расчет КБТ

Первая над УБТ секция КБТ длиной 100 м компонуется из труб типа ТБД16Т диаметром 129 мм (с целью возможности проведения инклинометрических работ в скважине без подъёма КБТ) и толщиной стенки 11 мм.

Допускаемое наружное избыточное давление для данной трубы составляет

Рн<Ркр/n (2.43)

Ркр - критическое наружное давление, кгс/мм2, Ркр=3,89 кгс/мм2 [6];

n=1,15 -нормативный запас для наружного избыточного давления.

Рн=3,89/1,15=3,38 кгс/мм2,

Так как длина первой секции задана (100 м), проверяется выполнение условий статической прочности в верхнем сечении секции для случая отрыва долота от забоя.

QБi=qi·li•(1-гж/ гi), (2.44)

QБi - вес i - ой секции КБТ, кгс;

li - длина i - ой секции БТ, м;

гi - приведённый удельный вес трубы i-ой секции, гс/см3;

qi - приведенный вес 1м тубы i - ой секции, кгс/м.

QБ1=14·100•(1-1,1/ 2,78) = 846 кгс;

На вертикальном участке пятиинтервального профиля растягивающая нагрузка Qр определяется по формуле

Qр = к•() + р•Fк , (2.46)

где к - коэффициент учитывающий силы трения, силы инерции, силы сопротивления промывочной жидкости, к = 1,15;

р - перепад давления в забойном двигателе и долоте, кгс;

Fк - площадь поперечного сечения канала трубы, мм2, Fк = 8992 мм2 (для труб 1-ой секции);

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

QБi - вес i-ой секции КБТ, кгс;

QКН - вес КНБК, кгс.

Qр =1,15•(846+2984)+1,1•8992 = 14296 кгс.

Напряжение растяжения, таким образом, равно

ур=Qр/F (2.47)

где F - площадь поперечного сечения тела трубы, мм2 (для бурильных труб первой секции F=4078 мм2);

ур = 14296/4078 = 3,5 кгс/мм2

Допускаемое напряжение для бурильных труб первой секции определяется по следующей формуле:

[у]= ут/n (2.48)

где - допускаемое напряжение, кгс/мм2;

т - предел текучести материала труб. Для труб группы прочности Д16Т т = 33 кгс/мм2;

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

= 33 / 1,4 = 23,6 кгс/мм2.

Фактический запас прочности составляет:

n = 33/3,5 = 9,4.

Найденное растягивающее усилие Qр меньше допустимой растягивающей нагрузки для ЗЛ-152 (Pmax=190,1 тс) [6].

Далее для первой секции проверяется выполнение условия статической прочности на верхней границе искривленного участка (в данном случае два искривлённых участка) при подъёме БК.

Для искривлённого участка на интервале 2328-2675 м:

Длина искривленного участка lи=347 м (см. табл. 2.2). В данном случае вся суммарная длина первой секции КБТ и КНБК будут меньше протяжённости искривлённого участка (126,4 м < 347 м), поэтому проверку условия статической прочности на верхней границе искривлённого участка на интервале 2328-2675 при подъёме БК выполнять не требуется.

Для искривлённого участка на интервале 150-381 м:

Длина искривленного участка lи=231 м (см. табл. 2.2). В данном случае вся суммарная длина первой секции КБТ и КНБК будут меньше протяжённости искривлённого участка (126,4 м < 231 м), поэтому проверку условия статической прочности на верхней границе искривлённого участка на интервале 150-381 при подъёме БК выполнять не требуется.

Таким образом, трубы ТБД16Т 129*11 удовлетворяют всем условиям и принимаются для компоновки первой секции КБТ.

Для плавного перехода по жёсткости от УБТ к колонне бурильных труб рекомендуется последующую секцию БТ формировать из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки. Поэтому для этой секции принимаются трубы ПК 11411Д. Эти трубы лишены главных недостатков труб В и Н, кроме того, в них существенно меньше гидравлические потери, что особенно важно при турбинном способе бурения. Длина первой секции бурильной колонны принимается равной l2=250м.

Проверяем выполнение условий статической прочности в верхнем сечении секции для случая отрыва долота от забоя:

(2.49)

где qi - приведенный вес 1 м трубы i-ой секции, кгс/м;

li - длина i-ой секции БТ, м;

гЖ - удельный вес бурового раствора, г/см3;

гi - приведенный удельный вес i-ой секции, гс/см3.

QБ1 - вес 1-ой секции КБТ, кгс.

(2.50)

где м - коэффициент трения БТ о стенки скважины;

б - зенитный угол, град;

QК - вес КНБК, кгс;

К - коэффициент кавернозности.

QК - усилие, обусловленное весом, силами сопротивления колонны и перепадом давления в забойном двигателе и долоте на предыдущих (нижерасположенных) участках, кгс.

(2.51)

где ?р - перепад давления в забойном двигателе и долоте, кгс/мм2.

FК - площадь поперечного сечения канала трубы данной секции, мм2.

(2.52)

где F - площадь поперечного сечения трубы, мм2 [6].

Фактический запас прочности

Найденное растягивающее усилие QP существенно меньше допустимой растягивающей нагрузки для ЗП-159-76

Проверим для первой секции выполнение условий статической прочности на верхней границе искривленного участка при подъеме БК.

Длина искривленного участка:

ln = 0, 01745?R?б = 0,01745?500?26,5 = 231,3 м

Принимаем ln = 231 м, тогда на наклонном прямолинейном участке будет находиться часть 1-ой секции длиной 19 метров и КНБК.

(2.53)

Расчет растягивающей нагрузки на искривленном (переходном) участке при увеличении зенитного угла

(2.54)

По значению ш(+) находим значение угла б*, при котором происходит переход прилегания колонны от нижней к верхней стенке скважины.

(2.55)

Данное трансцендентное уравнение имеет графическое решение (рис.2.4).

Рис. 2.4 - Зависимость ш(+) для решения трансцендентного уравнения

Так как при полученном ш(+) не существует решения трансцендентного уравнения. Следовательно, на всей длине искривленного участка бурильная колонна при ее подъеме располагается на верхней стенке скважины.

Тогда при б = бН = 0 и б* = бК величину растягивающей нагрузки находим по формуле

Qр=2·к•·R((1-гж/ г0)/(1+ 2))·[ (Ш(+)·e мбк +2мcosб )·( e мбк - м) ] (2.56)

(2.57)

где ТС1 - первая критическая нагрузка, соответствующая касанию бурильной трубы стенки скважины посередине между замками, кгс;

Е - модуль упругости материала трубы, кгс/см2;

I - осевой момент инерции сечения трубы, см4;

R - радиус кривизны профиля скважины, м;

S - длина бурильной трубы между замками, м.

д = (DЗ - D)/2 (2.58)

где DЗ - наружный диаметр замка;

D - наружный диаметр бурильной трубы.

ТС2 = 3ТС1 (2.59)

ТС2 - вторая критическая нагрузка, соответствующая началу прилегания бурильной трубы к стенке скважины посередине между замками, кгс.

Тс2= 3·18106=54318 кгс

При :

(2.60)

(2.61)

Фактический запас прочности

Найденное значение QP также существенно меньше допустимой для замкового соединения ЗП-159-76. Таким образом, трубы ПК 114Ч11Д удовлетворяют всем условиям и принимаются для компоновки второй секции КБТ.

С целью облегчения колонны бурильных труб и уменьшения гидравлических сопротивлений третья секция проектируется из труб ТБД16Т-12911.

Определим наибольшую допустимую длину третьей секции (первое приближение) по формулам

(2.62)

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

Кт - коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы; при бурении забойными двигателями КТ = 1;

К - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сопротивления движению бурового раствора, К = 1,15;

m - порядковый номер от УБТ секции;

QБi - вес i-й секции КБТ, кгс;

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

FК - площадь поперечного сечения канала трубы, мм2;

qm - приведенный вес 1 метра трубы, кгс/м.

(2.63)

где уТ - предел текучести для материала труб, кгс/мм2;

n - нормативный запас прочности.

Расстояние по стволу скважины от забоя до устья расчетам профиля составляет 3025 м. Необходимая длина третьей секции:

l2 = 3025 - (26,4+250+100) = 2648 м

Проверим далее, требуется ли корректировка (уменьшение) длины третьей секции с целью удовлетворения условиям прочности на участках повышенной напряженности. Для этого, во-первых, проверим выполнение условий статической прочности третьей секции на верхней границе искривленного участка и отрыва долота от забоя.

(2.64)

ТС2 = 3ТС1 = 3•15992=47978 кгс

Так как ТС1 < QP < ТС2, то наибольший изгибающий момент находится по формуле:

Фактический запас прочности:

Усилие QP в данном случае существенно меньше допустимого значения осевой растягивающей нагрузки на замковое соединение ЗЛ-152.

Проверяем выполнение условий статической прочности для третьей секции на устье скважины.

Фактический запас статической прочности на устье скважины:

Усилие QP здесь также существенно меньше допустимого для замкового соединения ЗЛ-152, который имеет значение

Таким образом, ТБД16Т-129Ч11удовлетворяет всем условиям и принимается для компоновки третьей секции КБТ.

Определим наибольшие допустимые глубины спуска секций в клиновом захвате по формулам:

(2.65)

где QCТК - предельная (соответствующая пределу текучести) осевая нагрузка, на трубу в клиновом захвате, кгс;

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

С - коэффициент охвата [6].

(2.66)

Для второй секции:

Данная длина значительно больше принятой длины секции l2 = 250 м.

Для третьей секции:

Данная длина значительно больше принятой длины l3 = 2648 м.

Таким образом, вся бурильная колонна длиной 3025 метров может быть спущена с использованием клинового захвата ПКР-560.

В итоге проектировочного расчета получена конструкция бурильной колонны для бурения скважины под эксплуатационную колонну (табл.2.18).



Таблица 2.18 - Сведения о конструкции бурильной колонны

№	Тип трубы	Размеры, мм	Группа прочности	Длина секции, м
1	УБТ	146Ч74	Д	20
2	ТБД16Т	129Ч11	Д	100
3	ПК	114Ч11	Д	250
4	ТБД16Т	129Ч11	Д	2648

2.3.6 Обоснование типов и компонентного состава бурового раствора

Эффективность бурения скважин во многом определяется составом очистного агента, а также схемой и режимом промывки скважины. Очистные агенты выполняют следующие основные функции при бурении скважин [10]:

удаление с забоя частиц разрушенной породы (шлама) и транспортирование (вынос) шлама на поверхность;

охлаждение породоразрушающего инструмента (ПРИ);

при бурении с использованием гидравлических забойных двигателей (ГЗД) поток бурового раствора выполняет еще одну основную функцию - переносит к ним энергию от буровых насосов.

К числу дополнительных функций бурового раствора относятся следующие [10]:

обеспечение устойчивости горных пород в околоствольном пространстве скважины;

создание равновесия в системе «ствол скважины - пласт», т.е. предупреждение флюидопроявлений (поступлений в скважину газа, нефти, воды) и поглощений (ухода бурового раствора из скважины вглубь проницаемых пластов);

удержание частиц шлама во взвешенном состоянии при остановках циркуляции;

снижение сил трения между контактирующими в скважине поверхностями и их износа.

При этом в любых условиях буровой раствор должен удовлетворять еще и целому ряду требований [10]:

активизировать процесс разрушения горных пород на забое;

не вызывать коррозии бурового оборудования и инструмента;

максимально сохранять естественную проницаемость продуктивных горизонтов (коллекторские свойства пород);

не искажать геолого-геофизическую информацию;

быть устойчивым к возмущающим воздействиям, т.е. к обогащению частицами разрушаемых пород, электролитной агрессии, высоким и низким температурам, действию бактерий и др.;

быть безопасным для обслуживающего персонала, экологически безопасным для компонентов окружающей природной среды и «рентабельным», т.е. обеспечивающим максимально возможное снижение стоимости 1 м бурения или себестоимости 1 т (1 м3) нефти (газа).

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» давление столба промывочной жидкости должно превышать PПЛ на глубине 0 - 1200 метров на 10%, но не более 1,5 МПа, на глубине более 1200 м на 5%, но не более 2,5-3 МПа.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойных температур.

Для обеспечения успешной проводки скважины в качестве промывочной жидкости принимаем гель-раствор, приготовляемый из очищенного глинозема и технической воды.

Данный буровой раствор по сравнению с растворами на нефтяной основе достаточно дешев и абсолютно пожаробезопасен.

Пластовое давление рассчитывается по следующей формуле [18]:

PПЛ =grad PПЛ·Н, МПа (2.68)

где grad PПЛ - градиент пластового давления, МПа/м;

Н- глубина скважины по вертикали, м.

Плотность бурового раствора рассчитывается в зависимости от пластового давления по формуле (2.66):

с = (PПЛ + бпл•PПЛ)/(g•L), кг/м3 (2.69)

где PПЛ - пластовое давление на глубине L, Па;

L - текущая глубина скважины, м;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

бпл - градиент пластового давления на глубине L.

Интервал 0 - 800 м:

При бурении под направление и кондуктор превышение гидростатического давления над пластовым должно составлять не менее 10 % (глубина до 1200 м).

Пластовое давление рассчитывается по формуле (2.68):

PПЛ =0,01•800•106=8000000 Па.

Плотность бурового раствора для бурения в этом интервале равна:

с = (8000000 + 0,1?8000000)/(9,81?800) = 1121 кг/м3.

Плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1120 кг/м3, но допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см2. С целью обеспечения устойчивости стенок скважин и исходя из опыта бурения на Приобском месторождении выбирается плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор - 1120 кг/м3.

Интервал 800 -1200 м:

При бурении под эксплуатационную колонну превышение гидростатического давления над пластовым должно составлять не менее 10% (глубина до 1200 м).

Пластовое давление рассчитывается по формуле (2.68):

PПЛ =0,01•1200•106=12000000 Па.

Плотность бурового раствора для бурения в этом интервале равна:

с = (12000000+ 0,1?12000000)/(9,81?1200) = 1121 кг/м3.

С целью обеспечения устойчивости стенок скважин и исходя из опыта бурения на Приобском месторождении выбирается плотность бурового раствора на данном интервале с=1120 кг/м3.

Интервал 1200 -2800 м:

При бурении под эксплуатационную колонну превышение гидростатического давления над пластовым должно составлять не менее 5% (глубина более 1200 м).

Пластовое давление рассчитывается по формуле (2.68):

PПЛ =(0,01•2040+0,0099•760)•106=27924000 Па.

Плотность бурового раствора для бурения в этом интервале равна:

с = (27924000+ 0,1?27924000)/(9,81?2800) = 1067 кг/м3.

С целью обеспечения устойчивости стенок скважин и исходя из опыта бурения на Приобском месторождении, выбирается плотность бурового раствора 1,10 г/см3.

Для вскрытия продуктивного пласта выбирается плотность бурового раствора с = 1,10 г/см3.

В табл. 2.19. представлены плотности бурового раствора по интервалам бурения.

Таблица 2.19 - Плотности бурового раствора

Интервал бурения, м	Плотность бурового раствора, кг/м3
0 - 800 800 - 1200 1200 - 2800	1120 1120 1100

Статическое напряжение сдвига рассчитываем по формуле:

СНС1 = d•(qп - qпж)•g•К/6,

где СНС1 - статическое напряжение сдвига через 1 минуту, дПа;

d - диаметр частиц шлама, м;

qп - плотность горной породы, кг/м3;

qпж - плотность промывочной жидкости, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с;

К - коэффициент, учитывающий реальную форму частиц шлама, К = 1,5.

СНС10 5•[2 - ехр•( - 110•d)]•d•(qп - qпж), (2.70)

где СНС10 - статическое напряжение сдвига за 10 минут, дПа.

Условная вязкость рассчитывается по формуле:

УВ 21•qпж•10-3 (2.71)

где УВ - условная вязкость, с;

qпж - плотность бурового раствора.

Показатель фильтрации рассчитывается по формуле:

Ф< (6·103/ qБР)+3, см3/30 мин. (2.72)

где qБР - плотность бурового раствора, кг/м3;

Статическое напряжение сдвига равно:

в интервале 0 - 800 м,

СНС1 = 0,003•9,81• (2150 - 1120) •1,5 / 6 = 7,58 дПа;

СНС10 = 5•[2 - exp(-110•0,003)] •0,003• (2150 - 1120) = 19,8 дПа;

в интервале 800 - 1200 м,

СНС1 = 0,003•9,81• (2300 - 1120) •1,5 / 6 = 8,7 дПа;

СНС10 = 5• [2 - exp(-110•0,003)] •0,003• (2300 - 1120) = 22,7 дПа;

в интервале 1200 - 2800 м,

СНС1 = 0,003•9,81• (2350 - 1100) •1,5 / 6 = 9,2 дПа;

СНС10 = 5• [2 - exp(-110•0,003)] •0,003• (2350 - 1100) = 24 дПа;

Условная вязкость:

в интервале 0 - 800 м:

УВ 21•1120•10-3 = 23,5 с;

в интервале 800 - 1200 м:

УВ 21•1120•10-3 = 23,5 c;

в интервале 1200 - 2800 м:

УВ 21•1100•10-3 = 23,1 с;

Показатель фильтрации:

- в интервале 0 - 800 м:

Ф < (6·103/1120)+3 = 8,35 см3/30 мин;

- в интервале 800 - 1200 м:

Ф < (6·103/1120)+3 = 8,35 см3/30 мин;

- в интервале 1200 - 2800 м:

Ф < (6·103/1100)+3 = 8,45 см3/30 мин;

Параметры бурового раствора представлены в табл. 2.20.

Таблица 2.20 - Параметры бурового раствора

Интервал, м	Плотность, кг/м	Условная вязкость, с	Фильтрация, см3/30минут	СНС1/10, дПа	Содержание песка, %
0-800 800-1200 1200-2800	1120 1120 1100	23,5 23,5 23,1	8,35 8,35 8,45	7,6/20 9/23 9/24	1,5 1 0,5

Состав бурового раствора:

Вода техническая;

Очищенный глинозем;

Поваренная соль;

Крахмал;

Каустическая сода;

Жидкое стекло;

Сернокислый алюминий.

Для снижения показателей фильтрации вводятся:

CYPAN из расчета 10 кг сухого реагента на 1м3 бурового раствора;

Габроил НV из расчета 5 кг сухого реагента на 1м3 бурового раствора.

Для увеличения условной вязкости применяется:

Габроил HY.

Для стабилизации условной вязкости применяется:

CYPAN.

Для снижения трения и стабилизации крутящего момента между колонной бурильных труб и стенками скважины, а также в качестве антиприхватной смазывающей добавки рекомендуется применение «ФК-2000». При разбуривании цементного стакана направления и кондуктора необходимо добавлять в буровой раствор кальцинированную соду для связывания активных катионов Ca2+ и Mg2+.

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств пласта вводится ПАВ СНПХ ПКД-515. Добавка ПКД-515 осуществляется в объёме 200 л за 15-20 м до кровли продуктивного пласта.

2.3.7 Расчёт необходимого расхода бурового раствора

Расход бурового раствора должен обеспечить:

эффективную очистку забоя скважины от шлама;

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

устойчивую работу забойного двигателя;

предотвращение гидроразрыва горных пород;

обеспечение гидромониторного эффекта;

предотвращение размыва стенки скважины и т.д.

Расчет расхода промывочной жидкости для эффективной очистки забоя скважины осуществляется по формуле [20]

Q1=К· SЗАБ, (2.73)

где К - коэффициент удельного расхода жидкости принимается равным 0,55 м3/сек на 1 м2 забоя;

SЗАБ - площадь забоя м2, определяется по формуле

SЗАБ =0,785·ДД2 (2.74)

При бурении под направление долотом диаметром 0,3937 м по формуле (2.73)

Q1=0,55·0,785·0,39372 =0,067 м3/с.

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2699 м по формуле (2.73)

Q=0,55·0,785·0,26992 =0,031 м3/с.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,1905 м по формуле (2.73)

Q1=0,55·0,785·0,19052 =0,016 м3/с.

Расход раствора Q2 при котором обеспечивается вынос шлама на поверхность определяется по формуле [20]

м3/с, (2.75)

где Vкр - критическая скорость проскальзывания шлама относительно раствора, м/с;

VМ - механическая скорость бурения, м/с;

сп - плотность разбуриваемой породы, г/см3;

ср - плотность бурового раствора, г/см3;

ссм - плотность раствора со шламом, г/см3;

Smax - максимальная площадь кольцевого пространства, м2.

м2, (2.76)

где dбт - минимальный диаметр бурильных труб запроектированной компоновки, м.

, (2.77)

где КК - коэффициент каверзности.

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2699 м, по формуле

Q=1,2·0,785·(0,26992 - 0,1292) =0,053 м3/с.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,1905 м, по формуле

Q=1,1·0,785·(0,19052 - 0,1292) =0,017 м3/с.

Расчет расхода промывочной жидкости, исходя из условия создания гидромониторного эффекта, рассчитывается по формуле [20]

Q=Fн·0,75, (2.78)

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

Fн = (р·dН/4)·m м2, (2.79)

где dН - диаметр насадок, м;

m - число насадок, m=3.

При бурении под кондуктор долотом 269,9 М-ГН, имеющем dН = =0,015 м по формуле:

Q=(3,14·0,015/4)·3·0,75=0,033 м3/с.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом БИТ 190,5 ВТ 613 Н имеющими dН =0,01 м по формуле:

Q=(3,14·0,01/4)·3·0,75=0,018 м3/с.

Расчет расхода промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама ведется по формуле [20]

Q= VКР·SMAX+(SЗАБ ·VMЕХ·(jП -jЖ))/(jСМ - jЖ) м3/с, (2.80)

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

SMAX - максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м2, равен SКП;

VMЕХ - механическая скорость бурения, м/сек; в интервале 0-800 м - VMЕХ =0,009 м/сек; в интервале 800-2800 м - VMЕХ = 0,006;

jП - удельный вес породы, Н/м3;

jЖ - удельный вес промывочной жидкости, Н/м3;

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

(jСМ - jЖ)=0,01…0,02·104 Н/м3; принимается 0,02·104 Н/м3.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама, составит

Q=0,5·0,785·(0,26992 - 0,1292) +(0,785·0,26992· 0,009· (2,15·104 - 1,12·104))/0,02·104 = 0,046 м3/с.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама составит

Q=0,5·0,785·(0,19052 - 0,1292) +(0,785·0,19052· 0,005·(2,25·104- 1,08·104))/0,02·104 = 0,016 м3/с.

Расчет расхода промывочной жидкости, предотвращающего размыв стенок скважины, ведется по формуле [20]

Q= VКП MAX·SMIN, (2.81)

где SMIN - минимальная площадь кольцевого пространства, м2;

VКП MAX - максимально допустимая скорость течения, жидкости в кольцевом пространстве, м/сек; VКП MAX =1,5 м/с [20].

Максимальные диаметры бурового инструмента: при бурении под кондуктор - турбобур диаметром 0,240 м, при бурении под эксплуатационную колонну - ВЗД диаметром 0,176 м.

Коэффициент каверзности при бурении под кондуктор принимается равным 1,3, при бурении под эксплуатационную колонну 1,25.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины составит

Q=1,5·0,785·(0,26992·1,3 - 0,2402) =0,044 м3/с.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины составит

Q=1,5·0,785·(0,19052·1,25 - 0,1762) =0,017 м3/с.

Расчет расхода промывочной жидкости из условия предотвращения прихватов ведется по формуле [20]



Q= VКП MIN·SMAX, (2.82)

где VКП MIN - минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве; VКП MIN =0,5 м/с [20];

SMAX - максимальная площадь кольцевого пространства; минимальный диаметр бурового инструмента у бурильных труб диаметр =0,129 м.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит

Q=0,5·0,785·(0,26992·1,3 - 0,1292) = 0,031 м3/с.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит

Q=0,5·0,785·(0,19052·1,25 - 0,1292) =0,011 м3/с.

Учитывая полученные результаты расчётов расхода промывочной жидкости различными методами, проектируется:

- Расход промывочной жидкости при бурении под кондуктор 45-50 л/с;

- Расход промывочной жидкости при бурении под эксплуатационную колонну 17-21 л/с.

Расчетные значения расхода промывочной жидкости на интервалах бурения приведены в табл. 2.21.

Таблица 2.21 - Расход промывочной жидкости по интервалам бурения

Интервал, м	Расход промывочной жидкости, м3/с
0 - 877 877 - 3025	0,045-0,05 0,017-0,021

2.3.8 Выбор гидравлической программы промывки скважины

Под гидравлической программой бурения скважин понимается рациональный выбор регулируемых параметров гидромеханических и типовых процессов промывки ствола скважин, направленной на улучшение технико-экономических показателей бурового процесса.

Целью составления гидравлической программы бурения является определения рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку буровых долот при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого оборудования и инструмента.

При составлении гидравлической программы предполагается:

- исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора;

- предотвратить размыв стенок скважины и диспергирование транспортируемого шлама;

- обеспечить очистку забоя и вынос шлама из кольцевого пространства скважины;

- рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;

- исключить аварийные ситуации при остановках циркуляции и пуске буровых насосов.

Гидравлический расчёт промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну производится по методике, изложенной в [20].

Таблица 2.22 - Исходные данные для расчета

Глубина бурения скважины по стволу Н, м	3025
Диметр долота dд, м	0,1905
Коэффициент кавернозности К	1,25
Пластовое давление Рпл, МПа	27
Давление гидроразрыва Ргд, МПа	49
Плотность разбуриваемых пород сп, кг/м3	2300
Расход промывочной жидкости Q, м3/с	0,02
Тип бурового насоса	УНБ-600
Механическая скорость бурения Vм, м/с	0,005
Наружный диаметр УБТ 129Ч74 Д dн, м	0,146
Наружный диаметр ПК 114Ч11Д, м	0,114
Наружный диаметр ТБД16Т 129Ч11 dн, м	0,129
Длина УБТ 146Ч74Д, м	25
Длина ТБД16Т 129Ч11, м	100
Длина ПК 114Ч11 Д, м	250
Длина ТБД16Т 129Ч11, м	2663
Внутренний диаметр УБТ 146Ч74Д dв, м	0,074
Внутренний диаметр ПК 114Ч11Д, м	0,092
Внутренний диаметр ТБД16Т 129Ч11 dв, м	0,107
Пластическая вязкость промывочной жидкости зп, Па?с	0,010
Динамическое напряжение сдвига фт, Па	15
Плотность промывочной жидкости спж, кг/м3	1,1

Проверяем, дает ли выбранный ВЗД Д3-176 при расходе Q крутящий момент, необходимый для разрушения породы:

(2.83)

где МТН - тормозной момент на валу ВЗД при расходе QC;

сВ - плотность технической воды;

МТ = 4500•1000•0,0202/(1000•0,0252) = 2880 Н•м.

Полученный момент МТ превышает заданный, необходимый для разрушения породы МР=900ч1300 Н•м более чем на 20%. Следовательно, данный винтовой двигатель Д5-172 и насос НБТ-600 с диаметром втулки можно использовать для промывки скважины.

Определение плотности промывочной жидкости, при которой не произойдет гидроразрыва пласта.

Критическая плотность промывочной жидкости _кр определяется по формуле



------------------------------------------r_кр =( P_ГР-?( ДР_КП) - (1- ц)?--r_п•g•Н)/( ц?g•Н) (2.84)

где - содержание жидкости в шламожидкостном потоке, которое определяется по следующей формуле

ц = Q/((р/4)?VМ•dС2+ Q) (2.85)

dС - диаметр скважины, м, который определяется по следующей формуле:

dС = dД•К; (2.86)

?(ДРКП) - сумма потерь давления по длине кольцевого пространства ДРКП и местных потерь давления от замков РМН МПа.

dС = 0,1905•1,25= 0,238 м.

ц = 0,020/((3,14/4)?0,005?0,2382 +0,020) = 0,989

Следовательно, содержание шлама в промывочной жидкости составит

1 - = 1 - 0,989 = 0,011

Для определения Ркп и Рмн необходимо вычислить критические числа Рейнольдса Rекр в кольцевом пространстве, действительные числа Рейнольдса в кольцевом пространстве Rекп и числа Сен-Венана в кольцевом пространстве.

Критические числа Рейнольдса определяются по формуле

(2.87)

В затрубном пространстве за ТБД16Т 129Ч11:

Rекр=2100 + 7,3•((1000•(0,238 - 0,129)2•15)/0,0102)0,58 = 32923;

В затрубном пространстве за ПК 114Ч11Д:

Rекр=2100 + 7,3•((1000•(0,238- 0,114)2•15)/0,0102)0,58 = 37895;

В затрубном пространстве за УБТ 146Ч74Д:

Rекр=2100 + 7,3•((1000•(0,238 - 0,146)2•15)/0,0102)0,58 = 27419;

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Rекр=2100+7,3•((1000•(0,238 - 0,176)2•15)/0,0102)0,58 = 18119.

Вычисляются действительные значения чисел Рейнольдса в затрубном пространстве по формуле

(2.88)

В затрубном пространстве за ТБД16Т 129Ч11:

Rекп= (4•1000•0,020)/(3,14•(0,238+0,129)•0,010) = 6942;

В затрубном пространстве за ПК 114Ч11Д:

Rекп= (4•1000•0,020)/(3,14•(0,238+0,114)•0,010) = 7238;