Удельный вес промывочной жидкости определяется на основании

исходных геологических данных о пластовых давлениях, глубинах залегания опорных пластов и типах пластового флюида в соответствии с ''временная методика составления технических проектов на бурение, крепление и испытания нефтяных и газовых скважин''. Вниибт, изд. ''Недра'', м. Результаты расчетов приведены в таблице 5.1.

Остальные параметры буровых растворов выбраны с учетом научно-исследовательских работ института ''гипровостокнефть'' и технологических регламентов: ''временная инструкция по предупреждению поглощению бурового раствора при бурении скважин на месторождениях самарской и оренбургской областей''. Самара, 1993г.

Исходя из литологического и химического состава горных пород, устойчивости их под воздействием фильтрата промывочной жидкости, характера воздействия промывочной жидкости и ее фильтрата на коллекторские свойства продуктивных горизонтов, и с целью эффективного бурения скважины на ново-запрудненской площади применяем следующие буровые растворы, по интервалам бурения скважины:

Таблица 2.5 Расчетные значения удельного веса бурового раствора

Глубина залегания кровли нефте-, газо-, водопроявляющего пласта, м	Пластовое давление рпл, мпа	Расчет по запасу давления в % к пластовому	Расчет по абсолютному значению репрессии на пласт
		Min значения коэффициента запаса	Удельный вес бурового раствора, кг/м3	Величина репрессии на пласт, мпа	Удельный вес бурового раствора, кг/м3
1360	12	1.05-1.1	920-970	2,5	1070
1839	17	1.05-1.1	970-1010	2,5	1060
1875	18	1.05-1.1	1010-1050	2,5	1090
1890	17	1.05-1.1	940-990	2,5	1030
2663	29	1.04-1.07	1140-1200	3,5	1220
2735	30	1.04-1.07	1150-1200	3,5	1230

Требования, которые предъявляются к промывочным жидкостям в сложных геологических условиях, могут быть удовлетворены лишь при применении многокомпонентной системы с регулируемыми составом и свойствами.

В геологических условиях, когда требуется промывочная жидкость с плотностью 1000 кг/м³ и более, такая система должна состоять из следующих компонентов:

А) недефицитной и возможно более дешевой жидкой среды и основы;

Б) небольшой массы коллоидных частиц, достаточной для обеспечения седиментационной устойчивости системы в покое при превращении ее в гель и способности к закупорке пор и тонких трещин в породах;

В) минимального количества тонкомолотых тяжелых минералов для обеспечения заданной плотности системы;

Г) небольшого количества химических реагентов для регулирования физико-механических и химических свойств системы и защиты последней от неблагоприятного воздействия внешней среды (пластовых жидкостей и газов, выбуренной породы, температуры и др.).

Такие многокомпонентные системы в бурении принято называть растворами.

В природе наиболее распространенным и дешевым источником получения коллоидного материала являются некоторые сорта глин.

При выборе сорта глины для приготовления глинистого раствора существенное значение имеют минерализация воды затворения и состав разбуриваемых пород.

Если нет опасности значительной минерализации промывочной жидкости под влиянием обломков выбуренных пород и пластовых жидкостей и газов, попадающих в нее в процессе бурения, лучшим источником коллоидной фракции является бентонитовая глина.

Качество применяемого при бурении скважин глинистого раствора должно обеспечивать успешную борьбу с нефтегазо-проявлениями, обвалами, нарушениями циркуляции и заглини-зированием вскрываемого продуктивного пласта.

Глинистый раствор должен удовлетворять следующим основным требованиям:

1) хорошо глинизировать стенки скважины, плотно закупоривая поры и трещины в породах;

2) не отфильтровывать в пласт значительного количества воды, что особенно важно при вскрытии продуктивного пласта;

3) образовывать на стенках скважины тонкую, почти непроницаемую, плотную корку;

4) хорошо выносить с забоя частицы разбуренной породы, не давая им возможности осаждаться на забое при нарушении циркуляции, и легко очищаться от них в желебной системе на дневной поверхности.

Количество глинистого раствора или другой промывочной жидкости, закачиваемой в скважину за единицу времени, должно обеспечивать полное удаление с забоя и вынос на поверхность всех выбуренных частиц породы.

во время бурения должен быть организован круглосуточный контроль за изменением параметров глинистого раствора (плотностью, водоотдачей, стабильностью, содержанием песка и т. П.).

Пробы глинистого раствора необходимо отбирать при его выходе из скважины и в конце циркуляционной системы.

Результаты всех замеров показателей глинистого раствора заносятся в специальный журнал.

При опасности сильной минерализации промывочной жидкости целесообразно для приготовления ее в качестве источника коллоидной фракции использовать солестойкую палыгорскитовую глину.

растворы из палыгорскита приготовляют на пресной воде, так как в этом случае глина лучше распускается на элементарные чешуйки, а затем насыщают солью.

При бурении в интервале 0-240м применяют глинистый раствор на водной основе, который имеет плотность ??1.12?гс/см³ (1120кг/м³), водоотдачу ф₃₀ до 12см³/30 мин, вязкость условная ув=30-50 секунд, концентрация водородов иона рн=7.

При бурении в интервале 240-1250м применяем буровой раствор - техническая вода, которая в процессе бурения в следствии самозамеса переходит в глинистый раствор.

Во многих районах наиболее доступной и дешевой природной жидкостью является пресная или минерализованная вода.

Поэтому именно вода была использована для промывки скважин еще на первом этапе развития вращательного бурения.

Опыт показывает, что в среднем объемный расход воды в 6--8 раз превышает расход других жидкостей рассматриваемой группы.

Это, несомненно, должно учитываться при выборе промывочной жидкости, так как увеличение расхода может привести к росту стоимости скважины.

Интенсивное поглощение воды приводит также к ухудшению очистки скважины от обломков, выбуренных пород.

Вода не обладает тиксотропными свойствами и потому не может удерживать твердые частицы во взвешенном состоянии в покое.

После прекращения промывки, выбуренные обломки частично зависают на выступах стенок скважины, а частично осаждаются на забой.

Скопившийся вблизи забоя осадок из выбуренных обломков, уплотняясь, способен прихватить бурильную колонну, особенно если среди этих обломков имеются глинистые частицы.

При спуске нового долота и перед подъемом с забоя изношенного приходится более тщательно промывать скважину, иначе долото и забойный двигатель могут быть зашламлены осадком.

Вода легко растворяет многие хемогенные породы и насыщается солями.

Поэтому ее коррозионное воздействие на бурильные трубы и оборудование может быть весьма серьезным фактором.

Для защиты оборудования от коррозии к воде приходится добавлять ингибиторы (вещества, которые замедляют или предотвращают окислительные химические реакции).

Она, как правило, неблагоприятно влияет на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

Таким образом, в качестве промывочной жидкости воду целесообразно использовать при разбуривании устойчивых, достаточно прочных пород непродуктивных горизонтов, механические свойства которых практически не изменяются при увлажнении, при наличии обильных источников водоснабжения, т. Е. Когда недостатки воды не могут существенно повлиять на успешность и стоимость проходки скважины, а использование других промывочных жидкостей может вызвать снижение эффективности бурения.

Так как, в этом интервале бурения ствол скважины сложен устойчивыми горнами породами, необходимо применять растворы (техническую воду) с минимальной плотностью.

Применение аэрированных буровых растворов не дало положительных результатов.

А применение технической воды позволило увеличить механическую скорость бурения на 30%.

Вода имеет маленькую плотность, что позволило снизить гидравлическое давление на забое скважины, т.е. Выбуренные частицы будут отрываться от забоя легче, чем при бурении буровыми растворами глинистого типа.

А также фильтрат проникает в микротрещины на забое и увеличивает скорость разрушения.

Применение технической воды позволило увеличить срок службы бурового оборудования и колонны за счет уменьшения абразивности.

Раствор (вода) легче очищается от выбуренной породы, эффективнее охлаждает и смазывает долото.

Исходя из опыта бурения, можно добиться очистки технической воды от шлама на 100%, применяя естественные земляные амбары.

Бурение ведется без очистки раствора через вибросита.

После выхода раствора из скважины, он минуя вибросита, через открытый отстойник выходит по земляному каналу и попадает в первой очистной амбар.

Имея 3-4 амбара соединенных каналами, мы сможем снизить скорость течения, раствора за счет этого выбуренные частицы оседают в естественные очистные емкости.

Из последних мы забираем воду с помощью двух центробежных насосов и подаем воду в емкость, в которую врезаны всасывающие линии от буровых насосов.

За счет этой схемы очистки бурового раствора мы экономим время на очистку приемных емкостей, экономим сетки на вибросита, производим очистку раствора на 100%, т.е. Получим плотность воды 1000кг/м³.

Но эту схему очистки эффективно применять при температуре не менее 0°с, т.е. В весенне-летний период года.

При бурении в интервале 1250-2750м применяем в качестве промывочной жидкости глинистый раствор плотностью, в интервале 1250-2500м ?=1.12гс/см³ (1120кг/м³), в интервале 2500-27500м ?=1.15гс/см³ (1150кг/м³),глинистый раствор здесь должен создавать противодавление на пласт, превышающее гидростатическое на 0.5-1%, так как возможны нефтепроявления, условная вязкость раствора ув=25-60 секунд, водоотдача ф₃₀ в интервале 1250-2500м ф₃₀=10-12см³/30мин, в интервале 2500-2750м ф₃₀=8см³/30мин, концентрация водородов иона рн=8.

Снижение водоотдачи до ф₃₀=8см³/30мин связано с вскрытием продуктивных горизонтов, с целью качественного вскрытия.

Вскрытие продуктивных горизонтов с помощью растворов на нефтяной основе не возможно, так как в процессе проводки скважины мы ведем постоянный контроль с помощью каротажной станции и визуально за вскрытием и появления первых признаков нефтяных залежей.

Вскрытие продуктивных горизонтов с использованием в качестве промывочной жидкости воду нельзя, потому что ее интенсивная фильтрация в пласт затрудняет вызов притока нефти из пласта в скважину после окончания бурения, также вода не способна создать противодавление давлению пластов в данном интервале (р_пл=29-30мпа).

Таблица 2.6

Интервал бурения, м	Удельный вес бурового раствора, кг/м3	Удельная вязкость, с	Водоотдача, см3/30мин	Снс, за 1/10мин gпа	Концентрация водородов иона рн	Толщина глинистой корки, мм	Пластическая (структурная) вязкость, спз	Динамическое напряжения сдвига, мгс/см2
От	До
0	30	1120	30-50	До12	30/50	7	1.5	8	0.0156
30	240	1120	30-50	До12	30/50	7	1.5	8	0.0156
240	1250	Техническая вода
1250	2000	1120	25-60	До12	50/90	8	1-1.5	12	0.030
2000	2500	1120	25-60	10	50/90	8	1	12	0.030
2500	2750	1150	25-60	8	50/90	8	1	12	0.030
Примечание	Допускается изменение удельного веса бурового раствора с учетом фактических глубин залегания нефтегазопроявляющих пластов и величин пластовых давлений

В данной таблицы приведены параметры бурового раствора для различных интервалов бурения, выбранные, с учетом выбранной конструкции скважины, способов бурения и упомянутых документов

Параметры условной вязкости, водоотдача, статическое напряжение сдвига, концентрация водородов ионов выбираются в соответствии с инструкциями и предложениями по данной площади.

Статическое напряжение сдвига.

Важнейшей особенностью многокомпонентных промывочных жидкостей является способность к образованию коагуляционной тиксотропной структуры, благодаря которой обеспечивается в покое удержание выбуренных частиц горных пород во взвешенном состоянии.

прочность такой структуры оценивают величиной напряжения, которое необходимо создать, чтобы заставить раствор течь.

Это напряжение называют статическим напряжением сдвига.

поскольку прочность структуры во времени растет, асимптотически приближаясь к некоторому пределу, в практике бурения условно принято характеризовать промывочную жидкость двумя значениями статического

Напряжения сдвига: начальным, которое измеряют спустя 1 мин после очень интенсивного перемешивания, и десятиминутным, измеряемым спустя 10 мин после перемешивания.

На статическое напряжение сдвига большое влияние оказывают температура и продолжительность теплового воздействия.

Если при повышении температуры примерно до 100°с статическое напряжение сдвига интенсивно возрастает, то при более высоких температурах характер этого влияния часто более сложный.

Статическое напряжение сдвига должно интенсивно расти в первые минуты покоя и быстро достигать предельного значения, которое должно быть достаточным для удержания крупных выбуренных частиц в покое во взвешенном состоянии, или лишь немного превышать эту величину.

Не рекомендуется применять промывочные жидкости с очень высоким статическим напряжением сдвига, так как это может привести к серьезным осложнениям (высокие давления при восстановлении промывки, опасность разрыва пород, поглощения и выбросов при перемещении колонны труб и др.).

Лишь при операциях по ликвидации поглощение в некоторых случаях целесообразно использовать растворы с высоким статическим напряжением сдвига.

Условная вязкость.

Одной из важнейших характеристик промывочной жидкости является ее прокачиваемость.

О прокачиваемости можно судить по затрате энергии на циркуляцию жидкости с заданной объемной скоростью.

Величина затрат энергии зависит от реологических свойств, таких как динамическая вязкость ньютоновской жидкости, пластическая вязкость и предельное динамическое напряжение сдвига вязкопластичной жидкости.

Из-за отсутствия на буровых предприятиях достаточно компактных и несложных приборов, с помощью которых можно было бы определить реологические свойства, прокачиваемость промывочных растворов принято характеризовать косвенно условной вязкостью.

Под условной вязкостью, понимают продолжительность истечения 500 см³ тщательно перемешанного промывочного раствора из стандартного прибора спв-5, в который налито 700 см³ этой жидкости.

Водоотдача

Свободная вода из промывочной жидкости фильтруется в пласты даже через мельчайшие поры и иногда может проникнуть весьма далеко от ствола скважины.

с увеличением содержания коллоидных фракций и степени дисперсности твердых частиц скорость фильтрации и объем отфильтровавшейся свободной воды уменьшаются не только потому, что возрастает относительное содержание связной воды, но и потому, что на стенках скважины возникает почти непроницаемая корка.

Поскольку увлажнение пород может неблагоприятно повлиять на их устойчивость, а проникновение воды в продуктивные пласты -- на коллекторские свойства последних, необходимо контролировать и регулировать скорость фильтрации свободной воды, а также толщину и уплотненность фильтрационной корки.

В промысловой практике скорость фильтрации свободной воды из промывочной жидкости при невысоких температурах измеряют с помощью прибора вм-6 при перепаде давлений 0,1 мпа; при высоких же температурах и давлениях пользуются более сложным прибором уив.

О скорости фильтрации судят по объему воды, выделившейся за 30 мин через фильтр диаметром 75 мм при избыточном давлении 0,1 мпа. Эту характеристику именуют водоотдачей.

Каждое деление шкалы прибора вм-6соответствует 1см³ фильтрата.

Плотность.

Одним из важнейших параметров промывочной жидкости является плотность ? т.е. Масса единицы объема.

От нее зависит величина давления, оказываемого промывочной жидкостью на стенки скважины и на пластовые жидкости и газы, величина потерь давления на гидравлические сопротивления при турбинном режиме течения в циркуляционной системе; она существенно влияет на скорость разрушения породы.

На буровых плотность определяют с помощью ареометра или рычажных весов.

Если в промывочной жидкости содержится газ, истинная плотность ее в скважине будет больше измеренной ареометром, так как газ под гидростатическим давлением столба жидкости сжимается.

При бурении газовых и нефтегазовых скважин очень важно непрерывно контролировать плотность и газосодержание промывочной жидкости, выходящей из ствола скважины.

Содержание “песка”.

в промывочной жидкости, наряду с нераспустившимися комочками глинистых пород, могут быть также частицы твердых, абразивных пород, вызывающие интенсивный износ оборудования.

Поэтому важно контролировать содержание таких частиц, чтобы своевременно принять меры к удалению их из растворам

Содержание в промывочной жидкости “песка”, т. Е. Совокупности частиц твердых пород и нераспустившихся комочков глины, определяют при помощи отстойника.

Содержание “песка” в промывочной жидкости не должно превышать 1--2%.

Стабильность.

О седиментационной стабильности промывочной жидкости судят по двум показателям: водоотстою за 1 сутки покоя и разности плотностей нижней и верхней половин столба жидкости, налитой в стандартный цилиндр после 1 суток покоя.

В хороших растворах суточный отстой равен нулю, разность плотностей не превышает в не утяжеленных растворах 20 кг/м³, а в утяжеленных 40--60 кг/м³.

Водородный показатель рн.

Знание водородного показателя весьма важно.

Известно, например, что при рн<7 существенно интенсифицируется коррозия стальных труб, а при рн??10 -- труб из дюраля, промывочные растворы, обработанные некоторыми химическими реагентами, стабильны лишь в определенном, достаточно узком диапазоне рн и что за пределами этого диапазона расход реагентов резко возрастает, термостабильность некоторых высокомолекулярных реагентов существенно возрастает, если поддерживается оптимальное значение рн среды; с изменением рн промывочной жидкости иногда связано возникновение осложнений, по изменению рн среды можно судить о прохождении хемогенных пород.

Водородный показатель измеряют колориметрическим и электрическим способами.

Таблица 2.7Расход бурового раствора на бурение

Интервал бурения, м	Проходка, м	Диаметр долота, мм	Норма расхода бурового раствора, м3/м	Удельный вес бурового раствора, гс/см3	Расчет количества бурового раствора на, и исходные объемы скважины, м3
От	До
0	30	30	393.7	0.75	1.12	0.75*30=22.5
30	240	210	295.3	0.42	1.12	0.42*210=88.2
240	1250	1010	215.9	Техническая вода
1250	2000	750	215.9	0.29	1.12	0.29*750=217.5
2000	2500	500	215.9	0.29	1.12	0.29*500=145
2500	2811	311	215.9	0.29	1.15	0.29*311=90.19
Переход с технической воды: 30+0.0397*240+0.0366*1010*1.3=87.58м3 Итого: 633.28м3

Таблица 2.8 Расчет расхода бентонита и утяжеляющих добавок к буровому раствору

Название материала его характеристика реквизит нормативного документа	Удельный вес исходного или бентонитового бурового раствора, гс/см3	Удельный вес утяжеленного баритом или глинопорошком бурового раствора, гс/см3	Норма расхода материала, м3/м3	Интервал бурения, м	Расход материала по интервалам бурения, тс
				От	До
Бентонит глинопорошок	1.05 1.05 1.05	1.12 1.12 1.12	0.125 0.125 0.125	0 30 1250	30 240 2811	0.125*22.5=2.81 0.125*88.2=11.3 0.125*540.5=67.56 Итого: 81.67т
Барит унифицированный, плотность 4.15г/см3, влажность 2%	1.05 .05 1.05 1.05	1.12 1.12 1.12 1.15	0.13 0.13 0.13 0.13	0 30 1250 2550	30 240 2550 2811	0.13*(1.12-1.05)*10*22.5=2.1 0.13*(1.12-1.05)*10*88.2=8.1 0.13*(1.12-1.05)*10*450.08=41 0.13*(1.12-1.05)*10*90.19=11.73 Итого: 62.9т

Таблица 2.9 Расчет материалов и других затрат при обработке глинистого раствора

Название реагента или вида затрат, реквизит нормативного документа, характеристика реагента или операции	При бурении под колонну	Итого
	Направление 324мм - 30м	Кондуктор 245мм - 240м	Эксплуатационная колонна 146мм-2811м
Кальцинированная сода техническая, марка а, тс	0.005*19.5=0.1	0.005*88.2=0.5	0.005*540.5=2.7	3.3
Кссб порошкообразная, тс	0.03*19.5=0.6	0.03*88.2=2.7	0.03*540.5=16.2	19.5
Оксидат	0.0066*19.5=0.13	0.0066*88.2=0.6	0.0066*540.5=3.6	4.15
Кмц (всех марок)			0.0025*540.5=1.3	1.3
Нефть, тс, на обработку бурового раствора, на приготовление пеногасителя	0.035*19.5=0.7	0.035*88.2=3.1		3.8
Графит кристаллический, тс	0.01*19.5=0.2	0.01*88.2=0.9	0.01*540.5=5.4	6.5

Таблица 2.10 Рецептура обработки бурового раствора

Интервал бурения, м	Тип раствора	Компонентный и долевой состав бурового раствора	Методика приготовления, обработки и очистки бурового раствора	Плотность исходного раствора до утяжеления, кг/м3
От	До
0	240	Бентонит	Вода+7% бентонита+0.3 na2co3+кссб-2+оксидат+графит+нефть	Глинистый раствор приготавливают через смесительное устройство вцр и гидромешалки из бентонита с добавлением na2co3, оксидата, графита, кссб-2,кмц	1050
240	1250	Техническая вода
1250	2750	Бентонит	Вода+7% бентонита+0.3 na2co3+кссб-2+графит+оксидат, кмц		1050

В данной таблице дан компонентный и примерный долевой состав бурового раствора.

В процессе бурения в промывочную жидкость поступают частицы выбуренных пород, нередко содержащих водорастворимые компоненты, а также минерализованные и пресные пластовые воды.

Увеличение содержания ионов и изменение качественного (солевого) состава жидкой среды, как правило, вызывает коагуляцию промывочного раствора, сопровождающуюся ростом водоотдачи, условной вязкости, статического напряжения сдвига и изменением ряда других свойств.

Иногда влияние минерализации может быть настолько сильным, что коллоидные частицы полностью лишаются электрического заряда и гидратных оболочек, слипаются в крупные агрегаты, а промывочный раствор расслаивается (гидрофобная коагуляция).

Для защиты промывочной жидкости от коагулирующего воздействия солей к ней добавляют специальные химические вещества.

К химической обработке прибегают также, чтобы повысить гидрофильность глин и облегчить распускание их в воде или уменьшить гидрофильность и затруднить пептизацию их, улучшить подвижность раствора, снизить гидравлические сопротивления при циркуляции, усилить гидрофильную коагуляцию, увеличить вязкость и статическое напряжение сдвига, уменьшить коррозионную активность или придать промывочной жидкости специальные свойства.

Ассортимент химических реагентов, применяемых для обработки промывочных жидкостей, довольно широк.

Условно все реагенты можно подразделить на три группы: понизители водоотдачи, понизители условной вязкости и реагенты специального назначения.

Следует, однако, иметь в виду, что реагенты, включенные условно в одну группу, например понизителей водоотдачи, могут одновременно влиять и на другие свойства: условную вязкость, статическое напряжение сдвига, реологические свойства.

Степень влияния значительно зависит от состава глины, вида содержащихся в растворе ионов и величины минерализации его, а также температуры, концентрации твердой фазы и других факторов

Промывочную жидкость приходится очищать от обломков выбуренной породы, от абразивных частиц, содержащихся в глинистом сырье, а иногда также от излишней твердой фазы.

Для очистки от крупных частиц широко используют механические способы (вибрационные сита и конвейерные сетки) и гравитационные (осаждение в амбарах и при малой скорости течения в желобах); для удаления наиболее мелких частиц применяют гидроциклоны, а за рубежом иногда также центрифуги.

Расчет бурильной колонны

Проектировочный расчет колонны бурильных труб заключается в выборе рационального варианта из множество доступных компоновок.

Компоновки низа бурильной колонны выбраны на основе данных таблицы и действующих инструктивных документов.

Выполняем проектировочный расчет бурильной колонны при следующих исходных данных:

1.вид технологической операции - бурение.

2.скважина наклонно направленная, профиль скважины состоит из четырех участков - н=2750м, н_в=60м, r=570м, аа=20

Н - глубина скважины по вертикале, м;

Н_в - глубина вертикального участка, м;

R - радиус искривления участка, м;

аа - минимальный угол наклона ствола скважины.

3.интервал бурения 1450-2750м

4.бурение ведется под эксплуатационную колонну диаметром 146мм.

5.конструкция обсадной колонны, спущенной к началу бурения данного интервала: от 0 до 240м - кондуктор диаметром 245мм.

6.способ бурения роторный. Частота вращения колонны 60об/мин.

7.диаметр долота d_д=215.9мм.

8.осевая нагрузка на долото q_д=15тс (147.2кн).

9.удельный вес (плотность) бурового раствора с_ж=1.2кгс/см³ (кг/см³).

10.наружное давление 2.9кгс/мм² (28.4мпа).

11.перепад давления на долоте 0.75кгс/мм² (7.4мпа).

12.коэффициент трения колонны о породу с=0.3.

13.условия бурения - нормальные.

14.клиновой захват пкр-560 с длиной клина l_к=400мм=0.4м.

Необходимо определить типы утяжеленных бурильных труб, диаметры и длины ступеней компоновки убт.

Диаметр убт определяется из условия обеспечения стабильной жесткости колонны труб, конструкции скважины.

Длина определяется с учетом нагрузки на долото.

Исходя из требования гидравлики наружной диаметр основной ступени d₀₁ должны соответствовать диаметру долота d_д (или диаметру расширителя), для не осложненных условий бурения выбираем по таблицы с наружном диаметром d₀₁=178мм (внутренний диаметр d₀₁=80мм, вес 1м q₀₁=155.9кгс или 1530н), эти трубы обладают необходимой жесткостью при бурении под кондуктор 146мм.

Можно пользоваться также следующими приближенными соотношениями, для долота диаметром d_д?295.3мм выбираются убт с диаметром, ближайший значениям 0.85d_д для нормальных и 0.75d_д для осложненных условий бурения.

При бурении забойным двигателем диаметр основной ступени убт не должен превышать диаметра турбобура.

Соотношения убт первой ступени должны удовлетворять требованию минимальной жесткости, а именно: во всех случаях жесткость на изгибе основной ступени убт должна быть не меньше жесткости обсадной колонны (ок), под которую ведется бурение, то есть (ej)₀₁?(ej)_ок

Или при е₀₁=е_ок

,(2.28)

D₀₁,d_ок - наружный и внутренний диаметр 1-й (основной) ступени убт;

D_ок, d_ок - наружный диаметр и толщина стенки ок.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от убт к бурильным трубам компоновка убт в общем случае выполняется ступенчатой, при этом количество ступеней должно быть таким, чтобы при переходе к бт и переходах между ступенями выполнялось условия

D_опс1.33d₁; 0.75d_0(i-1)аd_0iаd_0(i-1) i=1,3,…n; d₁/d₀₁b0.75

D₁ - наружный диаметр бурильной трубы 1-й секции;

D_оп - диаметр переходной ступени;

I - порядковой номер ступени компоновки убт (снизу вверх);

N - количество ступеней компоновки убт.

Диаметр нижней секции бурильной колонны согласно таблицы должен составлять 127мм.

D_опа(1.33*17)мм=169.3мм

Поэтому компоновку убт необходимо спроектировать ступенчатой.

Диаметр убт второй ступени (в мм)должен составлять 133.5?d₀₂?178

Этому условию, а также требованию обеспечивающее плавный переход по жесткости к трубам последней ступени удовлетворяют убт диаметром 146мм (внутренней диаметр 74мм, вес 1м 97.7кгс или 958н).

Длина второй переходной ступени убт l₀₂, может равняться длине свечи или длине одной трубы, выбираем равной 8м.

Вычисляем длину первой (основной) ступени убт:

, (2.29)

К_д=1.175 - коэффициент нагрузки на долото;

у₀=7.85г/см³ - плотность (удельный вес) убт, г/см³;

L_{0i (i=2,..n)} - длина i-й переходной ступени убт, м, l₀₂=8м

Qс=41кг - вес долота.

, (2.30)

Принимаем l₀₁=140м. Тогда общий вес компоновки убт на воздухе составляет

, (2.31)

qс_?=155.9*140+97.7*8=22607.6кгс (221564.6н)

Общая длина компоновки убт составляет

L₀= l₀₁+ l₀₂=(130+8)=138м ,(2.32)

Проверка на устойчивость:

В этом случае для ограничения прогибов и площади контакта убт со стенкой скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения. Наибольший поперечный размер промежуточных опор выбираем из таблицы равным 203мм Необходимое расстояние между промежуточными опорами находим из зависимости а=к₀l₀

К₀ - коэффициент, зависящий от жесткости промежуточных опор и убт. Принимаем к₀=1.25 для убт диаметром d₀а159мм и к₀=1.52 для d₀

с159мм. Принимаем к₀=1.52

L₀ - длина полуволны убт вращающейся колонны

, (2.33)

N - частота вращения, об/мин;

Lа - длина изогнутой части бурильной колонны, м;

,(2.34)

А=1.52*19.8=30м

Количество промежуточных опор

M=l₀₁/а=130/30=4, (2.35)

Момент свинчивания (затяжки) принятых убтс.2 диаметром согласно приложении 19 составляют при с_то=65кгс/мм² (640мпа), b=0.13 (графитовая смазка ), м_зт=32150-63700н*м (3280-6500кгс*м); для убт диаметром 146мм при а_то=45кгс/мм² (440мпа), м_зт=1520-1930кгс*м (14900-1980н*м).

Расчет колонны бурильных труб

Проектировочный расчет кбт заключается в выборе рационального варианта из множества допустимых компоновок.

В начале процесса проектирования формируют технологические операции, выполняемые с помощью бурильных труб.

Расчет кбт для бурения под эксплуатационную колонну производят для роторного бурения, так как в кбт возникают такие же напряжения как и при турбинном, но и еще и касательные напряжения, возникающие от крутящего момента, создаваемого ротором.

Трубы, рассчитанные при роторном способе бурения соответствует и турбинному способу.

В соответствие с таблицей 1''инструкции по расчету бурильных колонн'' вниит нефть, куйбышев 1986 г., для всей бурильной колонны могут быть использованные с наружным диаметром 127 мм.

С учетом не осложненных условий бурения итого, что часть нагрузки на долото создает колонн стальных труб, для компоновки бурильной колонны могут быть использованы трубы типа тбпв (гост 631-75, тип 2).

Предположим, что в нашем распоряжении имеются трубы указанного типа с наружным диаметром 127 мм, толщиной стенки 9-10 мм, группа прочности ''д'' и ''е'', а также трубы типа тбвк (гост 631-75, тип 3) тех же размеров и групп прочности.

Тогда в соответствие с выбранными критериями оптимальности или выбранной цели проектирования бурильные трубы, которые предполагают использовать располагаются в определенном порядке, при их последовательном переборе производится построение бурильных колонн.

Таблица 2.11

Порядковый номер бт	Тип бт	Наружный диаметр, мм	Толщина стенок, мм	Группа прочности материала	Тип замкового соединения
1	Тбпв	127	9	Д	Зп-127
2	Тбпв	127	9	Е	Зп-127
3	Тбпв	127	10	Д	Зп-127
4	Тбпв	127	10	Е	Зп-127
5	Тбвк	127	9	Д	Зук-155
6	Тбвк	127	9	Е	Зук-155
7	Тбвк	127	10	Д	Зук-155
8	Тбвк	127	10	Е	Зук-155

Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над убт секцию длиной не менее 250-300м из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от убт к кбт), первую над убт секцию кбт длиной 250м скомпонуем из бт №3.

Эти трубы соответствуют конструкции скважины по диаметру тела и замкового соединения.

Допускается наружное избыточное давление в соответствие с приложением 11, инструкция 1986 г. И условием

Р_нар_кр/n, (2.36)

Где: р_кр - критическое наружное значение;

n - нормативный коэффициент запаса прочности

Р_кр=4.54кгс/мм² (44.50мпа)

Р_н=4.54/1.15=3.95кгс/мм² (38.7мпа)для данной трубы, что выше действующего наружного избыточного давление 2.9кгс/мм² (28.4мпа)

Так как длина первой секции задано (250м), проверим выполнение условий статической прочности в верхнем сечении секции, для случая отрыва долота от забоя

Q_бi=q_i*l_i*(1-а_ж/с_i), (2.37)

Где: q_i - приведенный вес 1м трубы i-й секции, н/м (кгс/м);

l_i - длина i-й секции бт, м;

с_i - приведенная плотность (приведенный удельный вес) трубы i-й секции, г/см³ (гс/см³)

Q_б1=33.0*250*(1-1.2/7.85)=6989кгс (68491н)

Q_к=кq_кн(а_i*sinс_i+cosb_i) ,(2.38)

к - коэффициент, учитывающий влияния сил трения, и сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции. Устанавливается по данным номеров конкретных условий бурения. При проектировочных расчетах, ориентировочно можно принимать к=1.15

Q_кн=(q₀+qа)*(1-с_ж/b₀)=(22607,6+41)*(1-1.2/7.85)=19186.4кгс (18803.4н), (2.39)

Q_кн - общий вес кнбк

Q_к=1.15*19186.4*(0.3* sin20°+cos20°)=22997.7кгс (225383.2н)

Q_р=(к*q_б1*(a_i*sinc_i+cosb_i)+урf_к+q_к), (2.40)

f_к - площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции бт, мм², выбираем из приложения 1, инструкции 1986г., f_к=8992мм²

Q_р=1.15*6989*(0.3*sin20°+cos20°)+0.75*8992+22997.7=38119кгс (373565.7н)

в_р=q_р/f, (2.41)

f - площадь поперечного сечения трубы m-й секции, мм², выбираем из приложения 1, инструкции 1986г., f=3676мм²

_ар=38119/3676=10.37кгс/мм² (101.62н)

Допустимое напряжение

с=и_т/n, (2.42)

n - нормативный коэффициент запаса прочности или запас прочности, выбираем из таблицы 2, инструкции 1986г., n=1.5

и_т - предел текучести при растяжении, выбираем из приложения 13, инструкции 1986г., кгс/мм²,

с_т=38 кгс/мм² (372мпа)

b=38/1.5=25.3 кгс/мм² (248мпа)

c_э=a_рb ,(2.43)

Фактический запас прочности составляет

N=a_т/c_р=38/9.88=3.85, (2.44)

Согласно приложению 18 инструкции найденное растягивающее усилие q_р существенно меньше допустимой растягивающей нагрузки для замкового соединения зп-127, по формуле

,(2.45)

q_т1 - осевое усилие, вызывающее в опасном сечении ниппеля (на расстоянии 24ммм от упорного уступа) напряжения равные пределу текучести материала (при этом учитывают как осевые, так и окружные напряжения), кн (тс);

N₁ - коэффициент запаса прочности ниппеля;

n - коэффициент запаса герметичности соединения;

r - минимальное значения усилия сжатия торца муфты и упорного уступа ниппеля, обеспечивающего герметичность соединения, кн (тс).

Для замковых соединений запасы прочности (коэффициенты запаса) ниппеля n₁, муфты n₂, а также запаса герметичности соединения и можно принять равными n.

Коэффициенты трения в резьбе для отечественных зс, по данным вниибт, составляют c=0.10 (резьбовая смазка с металлическим наполнителем, например, р-146) и a=0.13 (графитовая смазка)

В связи с тем, что численное значения выражения (0.3* sin20°+cos20°), характеризующее влияние сил сопротивления на наклонном участке, оказалось больше единицы (1.0423), расчет данной секции только по собственному весу на рассматриваемом наклонном участке, а также на устье скважины в процессе подъема бк на требуется.

Проверим для 1-й секции выполнение условий статической прочности на верхней границе искривленного участка при подъеме бк.

Длина искривленного участка

L_н=0.017453*r*с=0.017453*570*20°=198.96м ,(2.46)

Принимаем l_н=200м, тогда на искривленном участке будет находится не вся 1-ая секция длиной 250м. Получаем:

Q_к1=(к*q_кн*(с*sinа_i+cosb_i)+dрf_к ,(2.47)

Q_к1=1.15*19186.4*(0.3*sin20°+cos20°)+0.75*8992=29741.7кгс (291471.5н)

Q_к1 - усилие обусловленное всеми силами сопротивления колонны и перепадом давления в долоте на предыдущих участках

(2.48)

м_? - значения угла б при котором происходит переход прилипания колонны от нижней до верхней стенки скважины. При получении значения с⁽⁺⁾, величина с_? определяется из трансцендентного уравнения приложения 28, инструкции. Тогда с_?=0.25(рад) при с_?а_к

Для искривленного участка при наборе угла наклонна

 (2.49)

Нормальное напряжение растяжения

?_р1=q_р1б/f₁=29734.67/3676=8.09кгс/мм² (79.22мпа) (2.50)

Первая критическая нагрузка, соответствует начальному приложению бурильных труб по середине между замками стенки скважины

,(2.51)

s - длина бурильной трубы между замками, м;

J₁=б/64*(d₁⁴-d₁⁴)=3.14/64*(12.7⁴-10.7⁴)=633.5см⁴

Где: d₁ - внутренний диаметр бурильной трубы, мм;

d₁ - наружной диаметр бурильной трубы, мм;

,(2.52)

Вторая критическая нагрузка, соответствует начальному приложению бурильной трубы между замками и стенки скважины

Т_с2=3*т_с1=3*30191.554=90574.662кгс (887629.59н)

Таким образом т_с1аq_р1, поэтому

,(2.53)

m_{u max} - наибольший изгибающий момент, н*м;

Напряжение изгибающего момента

с_{u max}=m_{u max}/w_u=859.39/99.77=8.61кгс/мм² (84.43мпа). (2.54)

w_u - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, см³.

Нагружение при роторном бурении (растяжение, изгиб, кручение)

В напряжениях, при расчете бурильной колонны для наклонно направленных скважин допускается использовать приближенные формулы

а_э1=1.08а_р1+в_{u max}=1.08*8.09+8.61=17.34кгс/мм² (169.86мпа). (2.55)

а_р1 - напряжение растяжения, мпа (кгс/мм²)

в_р1=q_р1/f=29734.67/3676=8.09кгс/мм² (79.23мпа). (2.56)

с_э1а[в]=25.3кгс/мм²

Фактический запас прочности составляет

N=с_т/в_э1=38/17.34=2.19 .(2.57)

Найденное значение q_р1 также существенно меньше допустимого для замкового соединения осевой растягивающей нагрузки.

Таким образом, бт №3удовлетворяет всем условиям и принимается для компоновки 1-й секции кбт

Для компоновки второй секции рассмотрим бт №2 сформированной последовательности.

Эта труба удовлетворяет технологическим требованиям по диаметру тела и замкового соединения зп-127

Допустимое избыточное наружное давление составляет

Р_кр1=5.392.9кгс/мм² (5282мпа)

Р_н1=(5.39/1.15)=4.69кгс/мм² (45.96мпа)

Что выше действующего наружного давления 2.9 кгс/мм² (28.4мпа)

Определим наибольшую допустимую длину 2-й секции (первое приближение) бт №2 по формуле:

Максимально допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы m-й секции, н (кгс)

. (2.58)

.(2.59)

к_? - коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы. Для роторного способа бурения можно принимать к_?=1.04

L₂=2718.67, что больше необходимой длины 2-й секции.

Расстояние по стволу скважины от забоя до устья

.(2.60)

Находим длину 2-й секции

L₂=2151-(148+250)=2413м

Проверим далее, требуется ли корректировка (уменьшение) длины 2-й секции с целью удовлетворения условия прочности на участках повышенной напряженности.

Для этого, во-первых, проверим выполнение условий статической прочности 2-й секции на верхней границы искривленного участка для момента окончания бурения наклонного участка и отрыва долота от забоя.

Длина части второй секции на наклонном участке

(l₂)_н=2551-(148+250)=2153м

Далее выполняется расчет по формулам

(2.61)

Для искривленного участка при наборе угла наклона

,(2.62)

Таким образом т_с1?q_p2

,(2.63)

n=1.5 - нормативный коэффициент запаса прочности или запас прочности.

Таким образом с_э2а[в]. Фактический запас статической прочности составляет

N=с_т/а_э2=55/33.03=1.67 ,(2.64)

а_т=5.5мпа (кгс/мм²) - придел текучести при растяжении, выбирается из приложения 13 инструкций.

Усилие q_p2 здесь существенно меньше допускаемого значения осевой растягивающей нагрузки на замковое соединение зп-127.

Проверим выполнения условий статической прочности для 2-й секции на устье свежины

(q_б2)_в=q_i*l_i*(1-с_ж/с_i)=30.4*60*(1-1.2/7.85)=1545.17кгс (15142.8н), (2.65)

Q_к=(q_р)_u ,(2.66)

Q_р=к*(q_б2)_в+apf_k+q_k=1.15*1545.17+0.75*9331+55535.36=64310.56кгс (630245.63н) ,(2.67)

c_р=64310.56/3336=19.27кгс/мм² (188.92мпа) ,(2.68)

c_э=c_рa ,(2.69)

Фактический запас статической прочности на устье скважины

N=55/30.22=2.85

Усилие q_р здесь также существенно меньше допустимого для замковых соединений зп-127 значение p_max=202.2тс (1984кн).

Таким образом, бт №2 удовлетворяет всем условиям и принимается для компоновки 2-й секции кбт. Определим наибольшие допустимые глубины спуска секций в клиновом захвате. Для 1-й секции при коэффициенте охвата с=0.9 в соответствии с приложением 15 инструкции получаем:

Осевая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы, зажатой в клиновом захвате, достигает предела текучести, н (кгс)

,(2.70)

q¹_тк - предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата равном единице, н (кгс)

, (2.71)

n - нормативный коэффициент запаса прочности (по текучести) бурильных труб в клиновом захвате составляет, 1.10 (при ?_т?637мпа (65кгс/ммм²)) и 1.15 (при ?_т?637мпа)

L_к1=2620м, что значительно больше принятой длины этой секции l₁=250м

Для 2-й секции аналогично

Q^с_тк=154900*0.9=139410кгс (1366220н)

Что больше длины этой секции l₂=2413м

Таким образом, вся бурильная колонна длиной 2811м может быть спущена с использованием клинового захвата пкр-560.

Момент свинчивания замковых соединений зп-127 рассчитывается для графитовой смазки (c=0.13) с использованием приложения 18 инструкции

, (2.72)

А=а₁+а₂=10.12+8.96=19.08мм ,(2.73)

а₁,а₂,а - параметры резьбы (р), торца муфты (т), находящегося в контакте с упорном уступом ниппеля, и зс в целом, зависящие от геометрических размеров и коэффициентов трения c_р, c_т (обычно принимается c_р=c_т=c), мм;

q_зт - усилие затяжки, кн (тс);

c₁, c₂ - относительные жесткости на растяжение-сжатия ниппеля и муфты или коэффициенты распределения внешней нагрузки

В итоге проектировочного расчета получена следующая конструкция бурильной колонны (бурение производится ротором с частотой вращения колонны 60об/мин).

Таблица 2.12

№№ пп	Тип трубы	Размеры, мм	Группа прочности	Длина секции, м
1	Убт2	178*8		140
2	Убт	146*74		8
3	Тбпв	127*10	Д	250
2	Тбпв	127*9	Е	2413

Таблица 2.13 Компоновка низа бурильной колонны для бурения на различных глубинах

Способ бурения, типоразмеры турбобура при бурении сплошным забоем	Интервалы бурения, м	Элементы компоновки низа колонны, включая долото, центраторы, шму, убт, калибраторы и др. (снизу - вверх)
	От	До
Тсш-240	0	30	Долото, маховик ?351мм, турбобур, винтовой центратор ?385мм, убт 178мм 25м, остальное
Тсш-240	30	240	Долото, турбобур, винтовой центратор ?285мм, убт 178мм 75м, тбпв 127*9мм ''е''
Д2-195	240	1450	Долото, калибратор ?215.9мм, турбобур, убт 178мм 8м, калибратор ?214мм, убт 178мм 75м, тбпв 127*9 ''д'', тбпв 127*9 ''е''
Ротор	1450	2811	Долото, мшу ?195м калибратор ?215.9мм, убт 178*80м 140м, клсв ?214мм, убт 146*74мм 8м, тбпв 127*10 ''д'', тбпв 127*9 ''е''

Таблица 2.14 Расчет количества центраторов, калибраторов, кнбк

Бурение под	Название элемента компоновки	Время механического бурения, час	Норма работы элементов компоновки	Количество элементов компоновки
Направление ?324мм, в интервале 0-30м	Маховик ?351 Центратор ?383	1.56	50 100	0.1 0.1
Кондуктор ?245мм, в интервале 30-240м	Центратор ?283	7.9	80	0.1
Эксплуатационную колонну ?146мм, в интервале 240-1450м	Калибратор ?215 Центратор ?214	9 237.8	40 80	5.9 3.0
Эксплуатационную колонну ?146мм, в интервале 1450-2811м	Калибратор ?215 Центратор ?214	9 606.1	80 160	7.5 3.8

Гидравлический расчет промывки скважины

Гидравлический расчет промывки скважины провидится для 4 интервалов бурения:

1. Интервал 30-240м;

2. Интервал 240-1250м;

3. Интервал 1250-1450м;

4. Интервал 1450-2815м.

Целью гидравлических расчетов при промывки скважины в процессе бурения является нахождение оптимального расхода жидкости, обеспечивающего работу забойных механизмов для успешного разрушения горной породы при гидравлических сопротивлениях в циркуляционной системе, не превышающих возможности буровых насосов.

Расчет промывки скважины в интервале 1250-1450м

Произведем расчет промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну турбинным способом в 3 интервале 1250-1450м:

1) глубина бурения: в начале интервала l_н=1250м;

в конце интервала l_к=1450м;

2) глубина залегания кровли продуктивного пласта l_п=1367м;

3) пластовое давление р_пл=12мпа;

4) глубина залегания подошвы слабого пласта l_с=1490м;

5) давление гидроразрыва р_г=18.7мпа;

6) плотность разбуриваемой породы ?_ш=2500кг/м³;

7) условная твердость породы ''ст''

8) осевая нагрузка на долото g=120кн;

9) механическая скорость бурения v_м=0.14м/с;

10) реологические показатели промывочной жидкости: динамическое напряжение сдвига: ?_о=29.4мпа; структурная вязкость: ?=0.012па*с;

11) марка и количество буровых насосов 1насос, марка у8-6м;

12) диаметр долота d_д=215.9мм=0.2159м (с гидромониторной промывкой);

13) элементы бурильной колонны (в конце интервала) убт - длина l₁=8м; наружный диаметрd_н1=0.178м; внутренний диаметр d_в1=0.09м;

Длина l₂=75м; наружный диаметр d_н2=0.178м; внутренний диаметр d_в2=0.09м;

Тбпв длина l_б=1367м; наружный диаметр d_н=0.127м; внутренний диаметр d_в=0.109м;

14) возможная глубина бурения принятой буровой установкой 3000м;

Расчет

1. Определяем диаметр скважины

D_с=1.05* d_д=1.05*0.2159=0.226м

2. Плотность бурового раствора в этом интервале бурения принимаем ?=1120кг/м³

Проверяем значение плотности для исключения возможности гидроразрыва слабого пласта

 ,(2.74)

Рассчитываем коэффициенты потерь давления в элементах бурильной колонны.

В качестве базовых труб принимаем находящиеся в компоновке бурильной колонны тбпв.

Коэффициент потерь давления в проходных каналах манифольда а находим в таблице 2 методических указаний ''по гидравлическому расчету циркуляционной системы при бурении скважины'', в соответствии с типом манифольда, зависящий от возможной глубины бурения буровой установкой и выбранными базовыми трубами.

А=0.0798

Коэффициент в потерь давления в базовых бурильных трубах

,(2.75)

Значение коэффициента е потерь давления в кольцевом пространстве

,(2.76)

Средневзвешенный наружный диаметр бурильных трубы

В данном проекте используется гидромониторное долото, поэтому коэффициент с не определяется, так как при дальнейшем расчете находится диаметр насадок по резерву давления у насосов.

4. Определяем расход промывочной жидкости из условия создания необходимой скорости течения в затрубном пространстве и обеспечения очистки забоя.

Расход промывочной жидкости

,(2.77)

V_кп=1м/с - скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, из таблицы 4 методических указаний.

Скорость течения для обеспечения достаточной очистки забоя

,(2.78)

Q=0.6м³/с/м² - требуемая подача промывочной жидкости на единицу площади забоя, из таблицы 4 методических указаний.

Для полного использования гидравлической мощности насосов

,(2.79)

N=496квт - гидравлическая мощность бурового насоса, квт;

N=1шт. - число используемых при бурении насосов;

с_тр=0.02 и с_кп=0.04 - коэффициенты гидравлических сопротивлений соответственно в трубах и кольцевом пространстве;

К_т=0.052 - коэффициенты гидравлических потерь давления в турбобуре.

 (2.80)

5. Находим эквивалентную длину бурильной колонны в конце и начале рассчитываемого интервала, имея в виду, что в компоновку бурильной колонны кроме базовых труб тбпв и их замков, входят типо размеры убт с замками

,(2.81)

Сначала найдем эквивалентную длину замка у тбпв с наружным диаметром 127мм (для соединения таких труб применяются замки зп-127 длиной l_з=0.44м и минимальном внутреннем диаметром d_вз=0.11м)

,(2.82)

Вычисляем эквивалентную длину бурильной колонны в конце интервала l_эк

При бурении в начале интервала длина бурильной колонны, составляет 1250м. Колонна состоит из тбпв длиной 1167м, замков зп-127 и двух секций убт l₁=8м и l₂=75м. Тогда ее эквивалентная длина в начале интервала

По наибольшему значению q=0.0391м³/с выбираем втулки бурового насоса у8-6м из таблицы 12 приложения 1 методических указаний. Принимаем втулки диаметром 180мм. Тогда подача насоса с коэффициентом наполнения ?=1.0 составляет q=0.0404 м³/с, а допустимое давления нагнетания р_н=12.5мпа

По справочным данным выбираем турбобур, исходя из условий:

Турбобур имеет диаметр корпуса меньше диаметра долота более, чем на 10мм; Имеет расход жидкости при минимальном режиме работы q_тн близкий к принятой подачи насосов;

Развивает крутящий момент м_т не менее величины м_р необходимой для разрушения породы (м_т?м_р).

Для выбора турбобура предварительно находим момент м_р, потребный для вращения долота диаметром 0.2159м и разрушения породы с условной твердостью ''ст''.

М_р=m_т(a₂g+b₂)=0.81*(11.1*120+100)=1160нм ,(2.83)

M_т=0.81 - коэффициент, учитывающий твердость породы, из таблицы 5 методических указаний;

A₂,=11.1 и b₂=100 - эмпирические коэффициенты, зависящие от диаметра долота, из таблицы 6 методических указаний.

Принимаем винтовой двигатель типа д2-195, который при работе в оптимальном режиме на промывочной жидкости плотностью ?_с=1200кг/м³ создает момент м_тн=3100нм при расходе q_тн=0.025м³/с и перепаде давления р_тн=3.9мпа