Проект технологии бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов энергосбережения при промывке и СПО

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Бурение - процесс образования горной выработки, преимущественно круглого сечения, путем разрушения горных пород главным образом буровым инструментом (реже термическим, гидроэрозионным, взрывным и другими способами) с удалением продуктов разрушения.

Бурение нефтяных и газовых скважин является сложным, а в ряде случаев опасным процессом. Вот уже полтора столетия человечество занимается бурением скважин на нефть и газ. Была достигнута максимальная глубина скважины - более 12000 метров.

Развитию нефтяной и газовой промышленности в нашей стране уделяется очень большое внимание. Причем около 40-45% всех капитальных вложений в эту отрасль идет на бурение.

Данный дипломный проект разработан на тему: «Проект технологии бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов энергосбережения при промывке и СПО». В нем представлены вопросы по инженерно - геологическому строению скважины, физико-механическим свойствам горных пород, возможным осложнениям, изложена конструкция скважины, технология выбора долот для бурения скважин и проектирования параметров режима бурения, проектировочный расчет бурильной колонны, гидравлическая программа промывки скважины, выбор комплектной буровой установки, разработан вопрос энергосбережения при промывке и СПО, рассмотрены раздел по безопасности и экологичности проекта и организационно - экономический раздел.

1. Общий раздел

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Согласно данным технического проекта на строительство поисковой скважины №60 Коринской площади, литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза работ представлена в таблице 1.

Таблица 1 - Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическое подразделение	Глубина залегания, м	Элементы залегания пластов по подошве	Стандартное описание горной породы
название	индекс	кровля	подошва	мощность	угол, 0	азимут, 0
Верхний мел:
- маастрихтский ярус	К2mst	0	50	50	8		известняки светло-серые мелкозернистые
- кампанский ярус	К2cmp	50	70	20	8		известняки светло-серые мелкозернистые
- сантонский + коньякский ярусы	К2snt+cn	70	110	40	8		известняки светло-серые мелкозернистые
- туронский ярус	К2tur	110	140	30	8		известняки светло-серые мелкозернистые
- сеноманский ярус	К2cm	140	155	15	8		известняки светло-серые мелкозернистые
Нижний мел:
- верхнеальбский ярус	К1alb2	155	290	135	10		аргиллиты темно-серые алевритистые; песчаники серые мелкозернистые кварцевые
- нижнеальбский ярус	К1alb1	290	425	135	10		аргиллиты темно-серые алевритистые; песчаники серые мелкозернистые кварцевые
- аптский ярус	К1apt	425	610	185	10		аргиллиты темно-серые алевритистые; песчаники серые мелкозернистые
- барремский ярус	К1brm	610	740	130	10		аргиллиты темно-серые однородные; песчаники серые кварцевые глинисто-известковые
- барремский ярус	К1brm	610	740	130	10		аргиллиты темно-серые однородные; песчаники серые кварцевые глинисто-известковые
- готеривский ярус	К1htr	740	1150	410	10		аргиллиты темно-серые битуминозные; песчаники серые кварцевые некарбонатные; известняки темно-серые, серые, оолитовые
- валанжинский ярус	К1vln	1150	1350	200	10		известняки темно-серые алевритистые сульфидные трещиноватые
- берриасский ярус	К1bs	1350	1480	130	10		известняки серые слабодоломитизированные
Верхняя юра:
- титонский ярус	J3tit	1480	1840	360	12		ангидриты темно-серые, серые; известняки серые, темно-серые доломитизированные
- кимериджский ярус	J3km	1840	2420	580	12		известняки темно-серые комковатые пелитоморфные; ангидриты серые трещиноватые
- оксфордский ярус	J3ox	2420	2500	80(вскр.)	12		ангидриты серые трещиноватые; известняки темно-серые мелкозернистые

1.2 Физико-механические свойства горных пород по разрезу

Физико-механические свойства горных пород по разрезу представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу

Интервал, м	Название породы	Плотность, г/см3	Пористость, %	Твердость, МПа	Категория твердости	Катег. Породы по пром. клас-м
от	до
0	155	известняки	2,5	1-30	1500	5	твердая
155	425	аргиллиты	2,5		560	4	средняя
		песчаники	2,55	5-20	2000	6	твердая
425	610	аргиллиты	2,5		560	4	средняя
		песчаники	2,6	5-20	2000	6	твердая
610	740	аргиллиты	2,55		560	4	средняя
		песчаники	2,6	2-10	2000	6	твердая
740	1150	аргиллиты	2,6		560	4	средняя
		песчаники	2,6	0-15	1000	4	средняя
		известняки	2,55	2-10	1500	5	твердая
1150	1350	известняки	2,6	1-20	1500	5	твердая
1350	1480	известняки	2,65	1-15	1750	6	твердая
1480	1840	ангидриты	2,85	0-5	1000	4	средняя
		известняки	2,7	1-2	2000	6	твердая
1840	2420	известняки	2,7	1-2	2000	6	твердая
		ангидриты	2,85	0-5	1000	4	средняя
2420	2500	ангидриты	2,85	0-5	1000	4	средняя
		известняки	2,65	1-22	1000	4	средняя

1.3 Возможные осложнения

Поглощение бурового раствора

При бурении Коринской площади ожидаются осложнения, представленные в таблицах 3 - 6.

Таблица 3 - Поглощение бурового раствора

Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Глубина статического уровня при максимальном его снижении, м	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, кгс/см2/10 м	Условия возникновения поглощения (повышение плотности бурового раствора, гидродинамическое давление и т.п.)
от	до				при вскрытии	после изоляционных работ
0	250	частичное	без потери циркуляции	нет	1,22	нет сведений	Повышенная трещинноватость пород.

Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 4 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Интервал, м	Минимально допустимая величина градиента гидростатического давления, при котором породы сохраняют устойчивость, кгс/см2 /10 м	Интервал проработки для восстановления скважины	Условия возникновения осложнения
От (верх)	До (низ)		мощность, м	скорость, м/ч
0	610	1,18	610	25-30	Снижение гидростатического давления в скважине, несоблюдение параметров бурового раствора.

Нефтегазоводопроявления

Таблица 5 - Нефтегазоводопроявления

Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)	Объем притока пластового флюида при проявлении, м3/мин	Плотность пластового флюида при проявлении, кг/м3	Условия возникновения пластового проявления
От (верх)	До (низ)
610	640	нефть		890	При снижении противодавления на пласт до или ниже пластового давления.
640	1150	вода		1020
1150	2500	вода нефть		1020 900

Прочие возможные осложнения

Таблица 6 - Прочие возможные осложнения

Интервал, м	Вид осложнения	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
От (верх)	До (низ)
610	2500	искривление ствола скважины	углы падения пород >100, тектонические нарушения

1.4 Конструкция скважины

Конструкция скважины №60 Коринской площади показана в таблице 7.

Таблица 7 - Конструкция скважины

Наименование колонны	Диаметр колонны	Глубина спуска	Назначение обсадной колонны
Шахтовое направление	530	10	Спускается с целью предупреждения от размыва устья скважины восходящим потоком бурового раствора. Забутовывается до устья.
Кондуктор	324	250	Спускается с целью перекрытия неустойчивых отложений верхнего и нижнего мела, а также зон поглощений. Цементируется до устья. Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием.
Промежуточная колонна	245	1150	Спускается с целью перекрытия отложений верхнего мела склонных к осыпям, обвалам нефтепроявляющего барремского яруса, которые несовместимы по условиям бурения с нижележащими отложениями. Цементируется до устья. Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием.
Эксплуатационная колонна	140	2500	Спускается с целью разобщения нефтеносных объектов и их раздельного испытания. Цементируется до устья.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Выбор долот для бурения скважины

Выбор долота для бурения состоит в выборе диаметра, типа и серии породоразрушающего инструмента. Диаметр долота должен обеспечить свободное прохождение по стволу скважины обсадной колонны, т.е. наличие необходимого зазора между муфтами обсадных труб и стенками скважины. Таким образом, диаметр долота для бурения под обсадную колонну D, мм, можно определить по формуле

D = d_м + Д, (1)

где d_м - наружный диаметр муфты обсадной колонны, мм;

Д - разность между диаметрами скважины и муфты обсадной колонны, мм.

С обсадной колонны диаметром 140 мм применяются муфты с наружным диаметром 159 мм. Правила безопасности устанавливают, что минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб скважины будет равна 20 мм. Тогда по формуле (1) рассчитываем

D = 159 + 20 = 179 мм.

Из стандартного ряда диаметров, учитывая геологические условия бурения и физико-механические свойства горных пород по разрезу, выбираем долото диаметром 215,9 мм.

Для выбора типа и серии породоразрушающего инструмента необходимо определить средние категорию твердости по разрезу скважины.

 (2)

где - категория твердости пород ? - й разновидности;

m_i - мощность ? - го прослоя породы, м;

M - мощность выделенной пачки, м;

Итак, вычислим среднюю категорию твердости пород по разрезу для интервала от 1150 до 2500 метров.

В соответствии с полученным значением, по номограмме для выбора типов долот выбираем тип породоразрушающего инструмента. Таким образом, для бурения под эксплуатационную колонну интервала от 1150 до 2500 м используем долото III 215,9 СЗ-ГАУ.

2.2 Проектирование параметров режима бурения

Выбор осевой нагрузки на долото произведем двумя способами [4]: по удельной нагрузке на долото и по твердости разбуриваемых пород. В первом случае нагрузка на долото G, кН, рассчитывается по формуле

G = G_уд·D, (3)

где G_уд - удельная нагрузка на долото, кН/мм;

D - диаметр долота, мм.

При разбуривании пород средней твердости с прослойками твердых удельная нагрузка на долото составляет 0,7 кН/мм.

Таким образом, по формуле (3) рассчитываем:

G₁ = 0,7·215,9 = 151,1 кН;

Для определения осевой нагрузки на долото по твердости разбуриваемых пород используется формула

G = k_заб·р_ш·S_к, (4)

где k_заб - коэффициент, учитывающий влияние факторов, действующих в реальных условиях бурения и составляющий в данном случае 0,4 [4];

р_ш - твердость породы, МПа;

S_к - площадь контакта зубьев долота с забоем, м².

Площадь контакта зубьев долота с забоем приближенно можно вычислить из выражения

S_к = 1,3·D·k_п·b, (5)

где k_п - коэффициент перекрытия забоя зубьями долота, для данного интервала коэффициент равен 0,7;

b - притупление зубьев, м;

1,3 - опытный коэффициент, учитывающий фактическую среднюю площадь контакта при нулевом погружении зубьев.

Притупление зубьев принимаем равным 1,0·10^-3 м. Тогда по формулам (4) и (5) рассчитываем

S_к1 = 1,3·215,9·10^-3·0,7·1,0·10^-3 = 196,5·10^-6 м²,

G = 0,4·2000·10⁶·196,5·10^-6 = 157,2 кН.

Таким образом, в соответствии с максимальной допустимой нагрузкой для выбранного долота, окончательно принимаем осевую нагрузку на долото 150 кН.

Во избежание появления вибраций в колонне бурильных труб частоту вращения следует выбирать в промежутке между частотами вращения и продольных колебаний утяжеленных бурильных труб. Собственная частота продольных колебаний УБТ ѓ_1, с ^-1, в соответствие с [4], определяется по формуле

(6)

где - длина УБТ, м.

Собственную частоту вращения УБТ ѓ_2, с ^-1, можно рассчитать по формуле

(7)

Длину УБТ принимаем равной 160 метров. Тогда по формулам (6) и (7) получаем

Критическая частота вращения трехшарошечного долота n_кр, мин ^-1, может быть рассчитана из выражения

(8)

Подставляя в формулу (8) полученные частоты вращения и колебаний УБТ получим интервалы частот, в которых и следует выбирать искомую частоту вращения долота.

Окончательно принимаем частоту вращения долота 102 мин ^-1.

2.3 Выбор типа бурового раствора и его параметров

Промывка скважин и применяемые при этом агенты во многом определяют эффективность процесса строения скважины. Качество промывочной жидкости - один из определяющих факторов скорости строительства. Кроме того, все виды осложнений процесса бурения предупреждаются правильным подбором свойств циркулирующих агентов. Расходы на приготовление, химическую обработку и очистку промывочных жидкостей при бурении глубоких скважин в осложнённых условиях достигают 30% стоимости строительства скважины. В этой связи большое значение имеет правильный выбор типа бурового раствора, подбор реагентов для регулирования его свойств, способа приготовления и очистки бурового раствора от выбуренной породы.

В зависимости от класса буровой установки, определяемого ее грузоподъемностью и глубиной скважин, а также от сложности технологического процесса бурения буровые установки комплектуются циркуляционными системами (ЦС), включающими набор блоков, оснащенных различным оборудованием для приготовления, очистки и циркуляции бурового раствора.

Расположение блоков циркуляционной системы определяется размещением основного бурового оборудования.

Каждый буровой раствор имеет свои границы применения, которые зависят главным образом от геологических условий бурения: пластового давления вскрытых скважиной горизонтов, устойчивости пород, слагающих эти горизонты, минерального состава разбуриваемых пород.

Гуматные растворы - это глинистые растворы, стабилизированные углещелочным реагентом. Эти растворы используют в основном для разбуривания устойчивых пород и интервалов, сложенных малоглинистыми породами, а также для бурения под кондуктор. Гуматные растворы могут применяться до температуры 180 - 200⁰С.

Лигносульфонатные растворы - буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами (при бурении данной скважины - КССБ-2М) в сочетании с полимерами или другими понизителями фильтрации (ПУЩР). Эти растворы используются для разбуривания глинистых и аргиллитоподобных пород, а также гипсов, ангидритов и карбонатных пород. Растворы на основе лигносульфонатов устойчивы к кальциевой смеси. Термостойкость таких растворов - 160 - 220⁰С.

Так, для бурения в интервале 10 - 250 метров выбираем гуматный буровой раствор; 250 - 1150 метро - гуматно - лигносульфонатный буровой раствор; 1150-2500 метров также применяется гуматно - лигносульфонатный буровой раствор.

Согласно [3], необходимо иметь запас бурового раствора равный трем объёмам скважины. Тогда требуемое количество бурового раствора V_Р, м³, определяется по формуле:

(9)

где V_СКВ - объем скважины, м³.

Объем скважины может быть рассчитан по формуле

(10)

где D_СКВ - диаметр скважины, м;

L_C - глубина скважины, м;

L_ОК - глубина спуска промежуточной обсадной колонны, м;

D_ОК - внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны, м.

Диаметр скважины можно определить по формуле:

(11)

где К - коэффициент кавернозности;

D_Д - диаметр долота, м.

Принимая коэффициент кавернозности равным 1,1, внутренний диаметр направления равным 0,504 м, внутренний диаметр кондуктора равным 0,3 м, а внутренний диаметр промежуточной колонны равным 0,225 м по формулам (9) - (11) определяем:

под кондуктор

под промежуточную

под эксплуатационную

Определение требуемых параметров бурового раствора

Плотность

В зависимости от характера проводимых при бурении операций требования к плотности бурового раствора могут быть различными. Для обеспечения оптимальной работы долота плотность бурового раствора должна быть минимальной. Однако современная технология проходки скважин такова, что плотность бурового раствора выбирают из условия недопущения проявлений, осыпей и обвалов проходимых горных пород. Гидростатическое давление столба бурового раствора в скважине - единственный фактор, благодаря которому пластовый флюид не прорывается на поверхность во время наращивания бурильной колонны, спускоподъемных операций, в период отсутствия циркуляции.

Согласно [3], проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5 - 3,0 МПа для более глубоких скважин. Это условие можно записать в виде:

(12)

где k - коэффициент превышения забойного давления над пластовым;

Р_ПЛ - пластовое давление, Па;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н - глубина скважины, м;

ДР - допустимая величина репрессии на пласт, Па.

Тогда для интервала 10 - 250 м по формуле (12) рассчитываем:

Окончательно для интервала 10 - 250 м принимаем плотность бурового раствора с = 1180 кг/м³.

В интервале 250 - 1150 м:

Окончательно для интервала 250 - 1150 м принимаем плотность бурового раствора с = 1400 кг/м³.

В интервале 1150-2500 м:

Окончательно для интервала 1150-2500 м принимаем плотность бурового раствора с = 1290 кг/м³.

Статическое напряжение сдвига

Статическим напряжением сдвига характеризуется седиментационная устойчивость бурового раствора и его способность удерживать шлам во взвешенном состоянии при отсутствии циркуляции.

Статическое напряжение сдвига И, Па, определяется по формуле:

(13)

где D_Ч - эффективный диаметр наиболее крупных частиц, м;

с_П - плотность выбуренной породы, кг/м³;

с - плотность бурового раствора, кг/м³;

m - коэффициент формы оседающих в буровом растворе частиц.

Эффективный диаметр частиц выбуренной породы приближенно можно оценить по эмпирической формуле:

для долот типа С (14)

Принимая коэффициент формы оседающих в буровом растворе частиц равным 2 [10], а плотность выбуренной породы по интервалам бурения равной 2500 кг/м³, 2600 кг/м³ и 2850 кг/м³ [1] соответственно, по формулам (13) - (15) определяем:

10 - 250 м

250 - 1150 м

1150-2500 м

Показатель фильтрации

Под показателем фильтрации понимается способность бурового раствора отфильтровывать жидкую фазу в пористую среду. В процессе бурения при обнажении горных пород в их поры проникает буровой раствор. Отлагаясь на стенках скважины, твердые частицы раствора заполняют трещины в горной породе, закупоривают их и образуют пленку, пронизанную тончайшими капиллярами, через которые в дальнейшем фильтруется только вода. Глинистые частицы через эти капилляры не проходят, а отлагаются на стенках скважины, образуя фильтрационную корку. Большая фильтрация воды в продуктивные горизонты может резко снизить возможные дебиты нефти и газа.

Для улучшения условий разрушения горных пород долотом целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации и уменьшению толщины фильтрационной корки. Однако такое требование выполнимо в непроницаемых устойчивых породах. При проходке проницаемых песчаников и глин, слагающих разрез данной скважины, а также при разбуривании продуктивного горизонта значение показателя фильтрации бурового раствора строго регламентируется. Практикой бурения проницаемых и склонных к обвалам отложений установлено, что в этих условиях значение показателя фильтрации, определенное по прибору ВМ-6, должно находиться в пределах 3 - 6 см³ за 30 минут.

Условная и пластическая вязкость

Под вязкостью понимается свойство жидкости оказывать сопротивление внешним силам при перемещении одной части жидкости относительно другой. Сопротивления, возникающие при движении промывочной жидкости по трубам, зависят в основном от вязкости бурового раствора.

Требование к величине вязкости однозначно - она должна быть минимальной. С уменьшением вязкости отмечается положительный всеобщий эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию раствора, улучшается очистка забоя за счёт ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что верхний предел условной вязкости, определяемый на приборе ПВ-5, не должен превышать 30 с для растворов плотностью до 1400 кг/м³.

Структурную или пластическую вязкость з, Па·с, на стадии проектирования параметров бурового раствора ориентировочно определяют по уравнению:

(15)

По формуле (8) определяем пластическую вязкость:

10 - 250 м

250 - 1150 м

1150-2500 м

Динамическое напряжение сдвига

Очистка скважины от шлама определяется главным образом динамическим напряжением сдвига бурового раствора.

Динамическое напряжение сдвига ф₀, Па, может быть определено из выражения:

(16)

По формуле (16) рассчитываем:

10 - 250 м

250 - 1150 м

1150-2500 м

Выбор химических реагентов для обработки бурового раствора

Для приготовления и химической обработки гуматного бурового раствора необходимы следующие реагенты:

- глинопорошок бентонитовый;

- ПУЩР;

- сода каустическая;

- сода кальцинированная.

Для приготовления и химической обработки гуматно-лигносульфонатного бурового раствора нужны следующие реагенты:

- глинопорошок бентонитовый;

- ПУЩР;

- КССБ - 2М;

- сода каустическая;

- смазывающая добавка ФК - 1 (фосфоцидный концентрат).

Для получения необходимой плотности раствора и утяжеления его для бурения под эксплуатационную колонну используем баритовый утяжелитель.

Рецептура обработки бурового раствора представлена в таблице 8.

Таблица 8 - Рецептура обработки бурового раствора

Наименование химреагентов и материалов	Цель применения химреагентов и материалов
Глинопорошок бентонитовый сорт высший ТУ 39-048-74	Приготовление глинистого раствора
Каустическая сода сорт высший ГОСТ 2263-79	Регулятор рН
ПУЩР ТУ 39-01-247-79	Снижение вязкости, фильтрации
Сода кальцинированная техническая ГОСТ 5100-85	Осаждение ионов кальция и магния
Барит порошкообразный плотностью 4,2 г/см3 ОСТ 39-128-82	Утяжеление бурового раствора
КССБ - 2М ТУ 39-095-75	Понизитель вязкости, стабилизатор
ФК - 1	Смазывающая добавка, сохранение коллекторских свойств пласта

2.4 Проектировочный расчет бурильной колонны

Расчет производим в соответствии со схемой алгоритма проектировочного расчета колонны бурильных труб [6].

Исходные данные

- Вид технологической операции - бурение.

- Интервал бурения - 1150-2500 метров.

- К началу проведения операции спущена промежуточная колонна диаметром 245 мм на глубину 1150 метров.

- Бурение ведется под эксплуатационную колонну диаметром 140 мм.

- Способ бурения - роторный.

- Диаметр долота - 215,9 мм.

- Частота вращения - 102 об/мин.

- Осевая нагрузка на долото - 15300 кгс (150 кН).

- Плотность бурового раствора - 1,29 г./см³.

- Условия бурения - нормальные.

- Используемый клиновой захват - ПКР-700.

Расчет компоновки УБТ

Целью расчета является определение параметров компоновки УБТ, обеспечивающих заданную нагрузку на долото и необходимую жесткость при изгибе в процессе бурения скважин.

Выбор диаметра основной ступени УБТ произведем с помощью таблицы 3 [6]. При диаметре долота, равном 215,9 мм, диаметр основной ступени D₀₁ будет равен 178 мм (УБТС. 2-178). Внутренний диаметр этих труб составляет 80 мм, вес одного метра равен 156 кгс. По пункту 6.6 [6] эти трубы должны удовлетворять требованию минимальной жесткости, то есть жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.

(17)

где D₀₁ - Наружный диаметр основной ступени УБТ, мм;

D_ОК - наружный диаметр обсадной колонны, мм;

д_ОК - толщина стенки обсадной колонны, мм;

d₀₁ - внутренний диаметр основной ступени УБТ, мм.

По формуле (17) рассчитываем

Выбранные трубы имеют необходимую жесткость.

Диаметр нижней секции бурильной колонны необходимо принять 127 мм. Для обеспечения плавного перехода от УБТ к бурильным трубам должно выполняться условие

 (18)

где D_0n - наружный диаметр n-ой ступени УБТ, мм;

D₁ - наружный диаметр бурильных труб 1-ой секции, мм.

При применении УБТ диаметром 178 мм по формуле (18) получаем

Условие (18) не выполняется, поэтому компоновка УБТ должна быть ступенчатой, состоящей из труб нескольких диаметров, уменьшающихся по направлению к бурильным трубам. Диаметр последующих ступеней УБТ можно определить из неравенства

(19)

где i - порядковый номер ступени компоновки УБТ (снизу вверх).

Для второй ступени по формуле (19) получаем

Данному условию соответствует УБТ с наружным диаметром 146 мм (внутренний диаметр 74 мм, вес 1 м 98 кгс или 960,4 Н), причем она обеспечит плавный переход от УБТ к колонне бурильных труб (условие (18) выполняется). Длину второй ступени (переходной) по пункту 6.6 [6] выбираем равной 12 м. Длину первой (основной) ступени УБТ l₀₁, м, можно рассчитать по формуле

(20)

где q_0i (i = 1, n) - приведенный вес 1 м длины i-ой секции УБТ, Н;

б - угол наклона профиля скважины на участке расположения КНБК, рад;

K_Д - коэффициент нагрузки на долото;

Q_Д - необходимая нагрузка на долото, Н;

г_Ж - плотность промывочной жидкости, г/см³;

г₀ - плотность материала УБТ, г/см³;

Q_ЗД - вес забойного двигателя, Н;

Q_У - суммарный вес всех элементов КБНК, Н;

l_0i (i = 2, n) - длина i-ой переходной ступени УБТ, м.

При роторном способе бурения коэффициент нагрузки на долото равен 1,333; вес забойного двигателя равен нулю. Так как скважина вертикальная, то угол наклона профиля скважины равен нулю. Расчет длины основной ступени УБТ проводим при осевой нагрузке на долото 15 кН (15300 кгс), плотности промывочной жидкости материала УБТ, равных соответственно 1,29 и 7,85 г./см³. По формуле (20) рассчитываем

Окончательно принимаем длину основной ступени УБТ равной 148 м. Тогда общий вес УБТ равен 238 кН (24264 кгс), а общая длина 160 м.

Необходимое число промежуточных опор m для основной ступени рассчитываем по формуле

(21)

где а - расстояние между промежуточными опорами, м.

По таблице 5 [6] определяем, что при частоте вращения колонны 102 мин ^-1 расстояние между промежуточными опорами в колонне УБТ диаметром 178 мм должно быть равно 22,95 м. Тогда по формуле (21) рассчитываем

Моменты затяжки принятых УБТ при пределе текучести УБТС.2 - 178 равном 65 кгс/мм² (640 МПа), УБТ - 146 равном 45 кгс/мм² (440 МПа) и коэффициенте трения равном 0,13 (графитовая смазка) приведены в табл. 9.

Таблица 9 - Моменты затяжки УБТ

Диаметр УБТ, мм	Момент затяжки, кгс·м (Н·м)
1	2
178	3280 - 6500 (32150 - 63700)
146	1520-1930 (11470 - 14600)

Расчет колонны бурильных труб

При бурении в 245 мм промежуточной колонне для компоновки бурильной колонны могут быть использованы бурильные трубы с наружным диаметром 127 мм (в соответствии с таблицей 1 [6]). Будем использовать трубы типа ПК (ГОСТ Р 50278 - 92) с толщинами стенок 9 и 13 мм, групп прочности Д, Е, Л, М. Формируем последовательность труб (табл. 10).

Таблица 10 - Бурильные трубы

№ пп	Тип БТ	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности материала	Тип замкового соединения
1	ПК	127	9	Д	ЗП - 162 - 95
2	ПК	127	9	Е	ЗП - 162 - 95
3	ПК	127	9	Л	ЗП - 162 - 89
4	ПК	127	9	М	ЗП - 165 - 83
5	ПК	127	13	Д	ЗП - 162 - 89
6	ПК	127	13	Е	ЗП - 162 - 89
7	ПК	127	13	Л	ЗП - 165 - 76
8	ПК	127	13	М	ЗП - 168 - 70

Начинаем перебор и проверку последовательности бурильных труб на соответствие:

- наружного диаметра тела трубы;

- наружного диаметра замкового соединения внутренним диаметрам соответствующих ступеней скважины;

- комплекса параметров трубы (группа прочности, толщина стенки, предел выносливости) для нижней (над УБТ) секции бурильных труб;

- расчетных значений запасов прочности по усталости нормативным значениям;

- допускаемого избыточного внутреннего давления на тело трубы ожидаемому фактическому значению давления.

Перебор продолжаем до нахождения первой бурильной трубы, соответствующей всем перечисленным требованиям.

Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию длиной не менее 250 - 300 м из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам). Для роторного способа бурения эти трубы должны обладать повышенным пределом выносливости (ВК, НК, ПВ, ПН, ПК, импортные бурильные трубы).

Из представленной последовательности для компоновки первой над УБТ секции бурильных труб подходит труба №5, которая удовлетворяет также требованиям, предъявляемым к наружным диаметрам тела трубы и замкового соединения. Проверяем бурильную трубу №5 на соответствие расчетных запасов прочности по усталости нормативным значениям. Запас прочности по усталости n рассчитывается по формуле

(22)

где - запас прочности по нормальным напряжениям, вычисляемый в предположении, что касательные напряжения отсутствуют;

- запас прочности по касательным напряжениям, вычисляемый в предположении, что нормальные напряжения равны нулю.

Запас прочности по нормальным напряжениям, вычисляемый в предположении, что касательные напряжения отсутствуют, можно рассчитать по формуле

(23)

где - предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба с вращением по данным испытаний, кгс/мм² (МПа);

- амплитуда переменных напряжений изгиба, кгс/мм² (МПа);

- предел прочности, кгс/мм² (МПа);

- постоянное напряжение от растяжения, кгс/мм² (МПа).

Амплитуду переменных напряжений изгиба и постоянное напряжение от растяжения можно найти из выражений

(24)

(25)

где у_{И max} - наибольшее напряжение изгиба, кгс/мм² (МПа);

Q_Р - растягивающая нагрузка, кгс (Н);

F - площадь поперечного сечения тела трубы, мм².

Наибольшее напряжение изгиба рассчитываем по формуле

(26)

где М_{И max} - наибольший изгибающий момент, кгс·м (Н·м);

W_И - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения, см³.

(27)

где ѓ - стрела прогиба, мм;

Е - модуль упругости материала трубы, кгс/мм² (МПа);

I - осевой момент инерции сечения трубы, см⁴;

L - длина полуволны изогнутой колонны, м.

Длину полуволны изогнутой колонны определяем из выражения

(28)

где L₀ - длина полуволны в нейтральном сечении, м.

(29)

(30)

где n - частота вращения долота, мин ^-1;

q - приведенный вес одного метра бурильной трубы, кгс (Н).

Стрелу прогиба рассчитываем по формуле

(31)

где - диаметр скважины, мм;

D_З - наружный диаметр бурильного замка, мм.

При прохождении колонной бурильных труб обсадной колонны диаметром скважины является внутренний диаметр обсадных труб. Диаметр скважины в открытом стволе можно найти по формуле

(32)

где K_K - коэффициент кавернозности.

Растягивающую нагрузку на бурильную колонну вычисляем по формуле

(33)

где К - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции;

Q_Бi - вес i-ой секции компоновки бурильных труб, кгс (Н);

Q_КН - вес компоновки низа бурильной колонны, кгс (Н);

Др - перепад давления в забойном двигателе и долоте, кгс/мм² (МПа);

F_К - площадь поперечного сечения канала трубы, мм².

(34)

(35)

где Q₀ - вес компоновки УБТ, кгс (Н);

q_i - приведенный вес 1 м i-ой секции, кгс (Н);

l_i - длина i-ой секции, м.

Запас прочности по касательным напряжениям, вычисляемый в предположении, что нормальные напряжения равны нулю, определяют по формуле

(36)

где у_Т - предел текучести материала трубы, кгс/мм² (МПа);

W_К - полярный момент сопротивления рассматриваемого сечения, см³;

М_К - крутящий момент, кгс·м (Н·м).

Крутящий момент рассчитывают по формуле

(37)

где К_ф - коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на уровень напряженного состояния трубы;

у_Р - напряжение растяжения в теле трубы, кгс/мм² (МПа).

(38)

При рассмотрении нейтрального сечения колонны (над УБТ) касательные напряжения малы, поэтому расчет на сопротивление усталости можно производить только по нормальным напряжениям (n = n_у; L = L₀; ). Принимая коэффициент кавернозности равным 1,1; наружный диаметр бурильного замка равным 162 мм; приведенный вес 1 м бурильной трубы равным 40,6 кгс (398 Н); осевой момент инерции сечения трубы равным 753,9 см⁴; модуль упругости материала трубы равным 2,1·10⁴ кгс/мм² (20,6·10⁴ МПа); осевой момент сопротивления сечения равным 118,7 см³; предел выносливости бурильных труб равным 13,5 кгс/мм² (132 МПа) и предел прочности при растяжении равным 65 кгс/мм² (637 МПа) по формулам (32) - (26) рассчитываем

что больше нормативного n = 1,50.

Предельное (соответствующее пределу текучести материала) избыточное внутреннее давление р_Т, кгс/мм² (МПа), рассчитываем по формуле

(39)

где д - толщина стенки трубы, мм;

D_T - номинальный диаметр трубы, мм.

Принимая предел текучести материала трубы равным 38 кгс/мм² (373 МПа) по формуле (39) рассчитываем

Допускаемое внутреннее давление р_В, МПа, на тело трубы составляет

(40)

где n - нормативный запас прочности при воздействии на трубу избыточного внутреннего давления.

Нормативный запас прочности при воздействии избыточного внутреннего давления составляет 1,15. Подставляя вместо допускаемого внутреннего давления давление бурового раствора, равное 2,5 кгс/мм² (24,5 МПа), по формуле (40) рассчитываем

Таким образом, бурильная труба №5 удовлетворяет всем требованиям. В связи с тем, что длина нижней секции бурильных труб задана и равна 250 м, проверим эту секцию на статическую прочность в верхнем сечении. Для этого определим эквивалентное напряжение у_Э, кгс/мм² (МПа), и сравним его с допускаемым напряжением [у], кгс/мм² (МПа).

у_Э<[у], (41)

у_Э=1,04·у_P, (42)

[у]=у_Т/n, (43)

где n - нормативный коэффициент запаса прочности.

Принимая перепад давления на долоте равным 1 кгс/мм² (9,8 МПа); коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции равным 1,15; площадь поперечного сечения канала равной 8107 мм²; площадь поперечного сечения трубы равной 4560 мм² по формулам (35) - (33) и (43) - (41) рассчитываем

[у] = 38/1,5 = 25,3 кгс/мм² = 247,9 МПа,

у_Э = 1,04·9 = 9,36 кгс/мм² = 91,7 МПа,

9,36 кгс/мм² < 25,3 кгс/мм²

условие выполняется, значит, данная труба подходит для компоновки нижней секции бурильных труб.

Для компоновки второй секции рассмотрим бурильную трубу №1. Эта труба удовлетворяет условиям по наружному диаметру тела трубы и замкового соединения. Проверим ее на соответствие избыточному внутреннему давлению по формулам (38) и (39)

Данная труба имеет наименьшее допускаемое избыточное внутреннее давление из всех труб, представленных для проектирования. В связи с тем, что это давление выше действующего и все остальные трубы соответствуют по диаметру тела и замкового соединения, то в дальнейших расчетах необходимо проверять трубы только на сопротивление усталости. Для этого, принимая приведенный вес 1 м бурильной трубы равным 31,22 кгс (306 Н); наружный диаметр бурильного замка равным 162 мм; осевой момент инерции сечения трубы равным 594,2 см⁴; осевой момент сопротивления сечения равным 93,57 см³; модуль упругости материала трубы равным 2,1·10⁴ кгс/мм² (20,6·10⁴ МПа); предел выносливости бурильных труб равным 13,5 кгс/мм² (132 МПа) и предел прочности при растяжении равным 65 кгс/мм² (637 МПа) площадь поперечного сечения канала равной 9263 мм² и площадь поперечного сечения трубы равной 3405 мм² по формулам (32) - (29) вычисляем

Для процесса бурения в том случае, когда вся нагрузка на долото создается за счет веса компоновки низа бурильной колонны, растягивающую нагрузку на бурильную колонну определяют по формуле (33) при следующих условиях К = 1,0; Q_КН = 0 и Др·F_К = 0. Тогда по формулам (33) и (28) - (23) рассчитываем

что больше нормативного n = 1,50.

Для определения допустимой длины секции воспользуемся формулой

 (44)

где Q_{P max} - максимальная растягивающая нагрузка на тело трубы, кгс (Н);

К_ф - коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы.

Максимальную растягивающую нагрузку на тело трубы можно определить из выражения

(45)

где n - нормативный коэффициент запаса.

Принимая для роторного бурения коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы равным 1,04, по формулам (45) и (44) рассчитываем

Общая длина скомпонованной части бурильной колонны равна 1763 м. Оставшаяся для компоновки длина составляет 737 м.

Для дальнейшей компоновки бурильной колонны рассмотрим трубу №2. Принимая коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на уровень напряженного состояния трубы, равным 1,04; приведенный вес 1 м бурильной трубы равным 31,22 кгс (306 Н); наружный диаметр бурильного замка равным 162 мм; осевой момент инерции сечения трубы равным 594,2 см⁴; осевой момент сопротивления сечения равным 93,57 см³; предел выносливости бурильных труб равным 11 кгс/мм² (108 МПа); предел текучести материала трубы равным 55 кгс/мм² (539 МПа); предел прочности при растяжении равным 75 кгс/мм² (735 МПа); площадь поперечного сечения канала равной 9263 мм²; площадь поперечного сечения трубы равной 3405 мм² по формулам (37) - (22) рассчитываем

что больше нормативного n = 1,50.

Допустимую длину третьей секции определяем по формулам (44) и (45)

Общая длина скомпонованной части бурильной колонны равна 3000 м. Таким образом, в результате проведенного расчета, бурильная колонна скомпонована полностью.

Расчет замковых соединений

Проведем расчет замковых соединений. Наиболее нагруженными являются замковые соединения бурильных труб, расположенных на устье скважины. Для проверки замковых соединений по формулам (38), (37), (34) и (33) рассчитываем

Наибольшее допускаемое значение осевой нагрузки Р_max, кН (тс), воспринимаемой замковым соединением, определяем при запасе прочности 1,5 и коэффициенте трения в резьбе 0,1. Согласно приложению 23 [6] для ЗП - 162 - 95 наибольшее значение осевой нагрузки для данных условий составляет 2066 кН (210,6 тс), что значительно превышает действующую нагрузку.

При произвольном значении растягивающей нагрузки, меньшем, чем допустимое значение, за допускаемый крутящий момент принимают меньшее значение , кгс·м (Н·м), определяемое из условий обеспечения прочности ниппеля (i = 1) и муфты (i = 2)

(46)

(47)

где А₁, А₂ и л - расчетные геометрические параметры, мм;

Q₁ и Q₂ - предельные нагрузки, кгс (Н);

n₁ и n₂ - коэффициенты запаса прочности.

Принимая значения запасов прочности равными 1,5 и параметры замкового соединения из приложения 20 [6], рассчитываем по формулам (46) и (47)

Наименьшее значение, соответствующее , выше действующего крутящего момента.

Проверим условие по возможности довинчивания замкового соединения. Если при нагружении замкового соединения крутящим моментом и растягивающей нагрузкой окажется, что

М_К>М_ЗТ+л·Q_Р, (48)

где М_ЗТ - крутящий момент свинчивания, кгс·м (Н·м),

то произойдет довинчивание соединения.

Принимая момент свинчивания равным 1920 кгс·м (18835 Н·м) по формуле (48) рассчитываем

9307,06 < 18835 + (-0,78)·1029,4 = 18794 Н·м (1917,8 кгс·м).

Таким образом, комбинация действующих нагрузки и крутящего момента является допустимой для наиболее нагруженного верхнего сечения бурильной колонны и эти нагрузки в сочетании не вызывают довинчивание замкового соединения. Моменты затяжки для замковых соединений приведены в табл. 11.

Таблица 11 - Моменты свинчивания замковых соединений

Тип замкового соединения	Крутящий момент свинчивания, кгс·м (Н·м)
1	2
ЗП - 162 - 89	2130 (20895)
ЗП - 162 - 95	1920 (18835)

Расчет наиболее допускаемых глубин спуска секций бурильной колонны в клиновом захвате

Проведем расчет наибольших допускаемых глубин спуска l_Km, м, секций бурильной колонны в клиновом захвате.

(49)

где Q^C_TK - предельная растягивающая нагрузка на тело трубы в захвате, кгс (Н); n - коэффициент запаса прочности в клиновом захвате.

Предельную осевую растягивающую нагрузку можно определить по формуле

 (50)

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

С - коэффициент охвата.

Принимая коэффициент запаса прочности в клиновом захвате равным 1,15; коэффициент охвата клинового захвата равным 0,9; длину клина 300 мм и предельные растягивающие нагрузки в клиновом захвате по приложению 14 [6] по формулам (49) и (50) рассчитываем для всех секций бурильных труб

что значительно больше длины первой секции бурильных труб, равной 250 м.

что больше длины второй секции бурильных труб, равной 1353 м.

что больше длины третьей секции бурильных труб, равной 737 м.

Таким образом, вся спроектированная бурильная колонна может быть спущена до глубины 2500 м с использованием клинового захвата ПКР - 700.

Результаты расчета бурильной колонны

Результаты расчета компоновки бурильной колонны приведены в таблице 12.

Таблица 12 - Конструкция бурильной колонны (секции указаны снизу - вверх)

№ пп	Тип трубы	Размеры, мм	Группа прочности	Длина секции, м
1	2	3	4	5
1	УБТС.2	178х80		148
2	УБТ	146х74		12
3	ТБПК	127х13	Д	250
4	ТБПК	127х9	Д	1353
5	ТБПК	127х9	Е	737

2.5 Составление гидравлической программы бурения

Выбор плотности бурового раствора

Необходимую плотность бурового раствора с, кг/м³, определяем по формуле:

(51)

где Р_ПЛ - пластовое давление, Па;

К_Р - коэффициент репрессии;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

L_К - глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления от устья скважины, м;

ДР - превышение забойного давления над пластовым, Па.

В соответствии с [3], принимаем коэффициент репрессии равным 1,05 и превышение забойного давления над пластовым равным 2,5 ч 3 МПа, по формуле (51) рассчитываем:

Для дальнейших расчетов принимаем с = 1290 кг/м³.

Выбор реологических характеристик бурового раствора

На стадии проектирования допускается ориентировочное определение параметров бурового раствора по различным регрессионным уравнениям:

(52)

(53)

где з - структурная вязкость, Па·с;

ф₀ - динамическое напряжение сдвига, Па.

Подставляя плотность бурового раствора, по формулам (52) и (53) получаем:

Определение технологически необходимого расхода бурового раствора

Технологически необходимый расход Q_З, м³/с, для удовлетворительной очистки забоя скважины составит:

(54)

где q - удельный расход бурового раствора, м³/с;

F_З - площадь забоя по номинальному диаметру долота, м².

Принимая удельный расход бурового раствора 0,6 м³/с, по (54) определяем:

Определим технологически желательный расход Q_КП, м³/с, исходя из условия очистки кольцевого пространства, т.е. выноса шлама на поверхность по формуле:

 (55)

где F_КП^СР - среднее значение площади кольцевого пространства, м²;

х_КП - средняя скорость потока, которая обеспечивает вынос шлама, м/с.

Средняя скорость потока бурового раствора представляется в виде двух скоростей:

(56)

где х_ПР - скорость проскальзывания частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/с;

х_ТР - скорость транспорта, м/с.

Скорость равномерного падения (проскальзывания) частицы в жидкости определяется по формуле:

(57)

где Re - число Рейнольдса;

d_Ч - эквивалентный диаметр частицы шлама, м.

Предварительно определим размер частицы шлама, который при бурении долотами типа С равен:

(58)

где D_Д - диаметр долота, м.

По формуле (58) вычисляем:

Определим режим течения жидкости, для чего предварительно найдем критическое число Рейнольдса Re_КР, число Хедстрема Не, число Архимеда Аr и число Рейнольдса Re по следующим формулам:

(59)

(60)

(61)

(62)

где с_Ч - плотность разбуриваемой породы, кг/м³.

По формулам (59) - (62) рассчитываем:

Т.к. Re < Re_КР, то режим течения структурный и скорость проскальзывания частиц шлама рассчитываться по формуле (57):

Скорость транспорта можно вычислить по формуле:

 (63)

где D_С - диаметр скважины, м;

d_Н - наружный диаметр бурильных труб, м;

х_М - механическая скорость бурения, м/ч;

С - допустимое значение концентрации шлама в кольцевом пространстве.

По формуле (63) вычисляем:

Тогда среднюю скорость потока определяем по формуле (56):

Определим скорость потока бурового раствора еще по двум формулам:

(64)

(65)

По формулам (64) и (65) рассчитываем:

Принимая скорость потока бурового раствора максимальной из рассчитанных: х_КП = 0,9 м/с, определяем расход бурового раствора по формуле (55):

Расход 0,021 м³/с удовлетворяет всем технологическим требованиям.

Найдем теоретическую подачу насоса Q_Т, м³/с, по формуле:

(66)

где m - количество одновременно работающих насосов;

К_П - коэффициент подачи.

Коэффициент подачи можно определить по формуле:

(67)

По формулам (66) и (67) рассчитываем:

Такой расход будет обеспечен при работе одного насоса УНБТ - 950А, оснащенного втулками 170 мм (Р_Н = 21 МПа).

Рабочее давление насоса:

Окончательно для дальнейших расчетов принимаем расход раствора:

Оценка возможности гидроразрыва

Оценим возможность гидроразрыва с наименьшим значением давления гидроразрыва горных пород в рассчитываемом интервале бурения (Р_гидр = 48 МПа), по формуле:

(68)

где Р_ПОГЛ - давление гидроразрыва горных пород, Па;

Р_КП - потери давления при циркуляции бурового раствора, Па;

ц - содержание жидкости в шламожидкостном потоке;

L_П - глубина залегания подошвы пласта от устья, м.

Содержание жидкости в шламожидкостном потоке без учета относительных скоростей можно определить по формуле:

(69)

Найдем потери давления при циркуляции бурового раствора в кольцевом пространстве (Р_КП), Па. Для этого необходимо определить режим течения жидкости, путем определения критического числа Рейнольдса Re_КР и числа Рейнольдса для кольцевого пространства Re_КП по формулам:

(70)

(71)

(72)

По формулам (72) - (70) рассчитываем:

Интервал 0 - 1150 м: (обсаженный ствол за БТ)

т.к. Re_КП < Re_КР, то режим течения структурный.

Аналогичным образом определяем режимы течения бурового раствора для других интервалов. Результаты расчетов приведены в табл. 13.

Таблица 13 - Режимы течения бурового раствора по интервалам

Интервал, м	Кольцевое пространство
	Не	ReКП	ReКР	Режим течения
0 - 1150 (обсаженный ствол за БТ)	1,15·105	5103	8388	структурный
1150-2352 (открытый ствол за БТ)	1·105	5215	7898	структурный
2352-2500 (открытый ствол за УБТ)	0,17·105	4545	4175	турбулентный

Определяем потери давления по интервалам. При структурном (ламинарном) режиме потери давления Р_КПГЛ, Па, при течении глинистого раствора определяются:

(73)

где l - длина интервала определения потерь давления, м;

в_КП - коэффициент, определяемый по графику (рис. 1), в зависимости от числа Сен-Венана-Ильюшина, которое определяется по формуле:

 (74)

Рисунок 1 - Кривые зависимости (Sen) для труб круглого (1) и кольцевого (2) поперечного сечения

По формуле (74) для участков со структурным режимом течения вычисляем:

По графику зависимости (Sen) для труб кольцевого поперечного сечения (рис. 1) определяем параметр _КП: для течения жидкости в кольцевом пространстве за бурильными трубами в обсаженном стволе _КП = 0,52; за бурильными трубами в открытом стволе _КП = 0,50.

Тогда по формуле (73) рассчитываем:

При турбулентном режиме потери давления при течении глинистого раствора определяются по формуле:

 (75)

где л_КП - коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве, который может быть найден из выражения:

(76)

где k_Э - эквивалентная шероховатость, м.

Эквивалентная шероховатость в обсаженном стволе и бурильных трубах 3·10 ^-4 м, а в открытом стволе 3·10 ^-3 м. Тогда по формулам (76) и (75) рассчитываем:

Потери давления на местных сопротивлениях определяются по формуле:

(77)

где о_КП - коэффициент местного сопротивления;

l_Т - средняя длина трубы в данной секции, м.

Коэффициент местных сопротивлений для замков бурильных труб рассчитывается по формуле:

 (78)

где d_З - наружный диаметр замка, м.

Подставляя диаметры замка, по формуле (78) рассчитываем:

Обсаженный ствол:

Открытый ствол:

Определяем потери давления по формуле (77):

Суммарные потери давления в кольцевом пространстве:

Р_КП = 0,34 + 0,4 + 0,54 + 0,012 + 0,006 + 0,026 = 1,34 МПа.

Оценим возможность гидроразрыва пласта по формулам (69) и (68):

Принятая плотность 1290 < 2180 кг/м³. Поглощение исключено.

Определение потерь давления во внутритрубном пространстве

Для определения потерь давления внутри бурильных труб найдем значения критического и действительного чисел Рейнольдса по формулам:

(79)

(80)

где d_Т - внутренний диаметр труб, м.

По формулам (79) и (80) определяем:

1 и 2 секции БТ

3 секция БТ

УБТ

Во всей колонне бурильных труб действительные числа Рейнольдса больше критических Re_Т > Re_КРТ, следовательно режим течения турбулентный и потери давления определяются по формуле Дарси - Вейсбаха:

 (81)

где л_Т - коэффициент гидравлического сопротивления в трубах, рассчитываемый:

(82)

По формулам (82) и (81) рассчитываем:

1 и 2 секции БТ

3 секция БТ

УБТ

Так как бурильные трубы с приваренными замками, то потери давления в них незначительны, и ими можно пренебречь.

Потери в наземной обвязке Р^//_ОБВ, Па, определяем по формуле:

(83)

где б_С - коэффициент гидравлических сопротивлений в стояке;