Бурение нефтяных и газовых скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

2. Технологический раздел

2.1 Конструкция скважины

2.2 Выбор способа бурения

2.3 Проектирование режима бурения

2.4 Расчет бурильной колонны

2.5 Выбор промывочной жидкости

2.6 Проектирование режима бурения

2.7 Гидравлический расчет промывки скважины

3. Четырехступенчатая система очистки бурового раствора

Введение

Если в средние века прошлого века, когда людей манил блеск золота и алмазов, в авантюры по добыче этих полезных ископаемых втягивались отдельные люди и лишь как исключение некоторые государства, то в наши дни в погоню за "черным золотом" вовлечены практически все промышленно развитые страны мира.

Нефть известна давно. Археологи установили, что ее добывали и использовали уже за 5- 6 тыс. лет до н.э. Наиболее древние промыслы известны на берегах Евфрата, в Керчи, в китайской провинции Сычуань. Упоминание о нефти встречается во многих древних рукописях и книгах. В частности, уже в Библии говорится о смоляных ключах в окрестностях Мертвого моря.

Ни одна проблема, пожалуй, не волнует сегодня человечество так, как топливо. Топливо - основа энергетики, промышленности, сельского хозяйства, транспорта. Нефтяная промышленность является составной частью ТЭК - многоотраслевой системы, включающей добычу и производство топлива, производство энергии (электрической и тепловой), распределение и транспорт энергии и топлива. Нефтяная промышленность - отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти. Роль нефтяной промышленности в народном хозяйстве России велика. Страна не может обходиться без топлива, горюче-смазочных материалов, продуктов нефтехимии и всего того, что получают из нефти. Существование этой отрасли жизненно необходимо, и поэтому нужно приложить все силы для выведение ее из кризиса. От состояния нефтяной промышленности зависит общее состояние ТЭК, которое прямо влияет на развитие экономики, уровень жизни населения и роль государства в мировом сообществе.

Имея в России значительные запасы нефти, надо думать, как ее эффективно извлечь. Российская нефтедобывающая промышленность находится сейчас в тяжелом положении. У государства нет средств не то что на разработку новых месторождений, но и на поддержание стабильной добычи на старых. В России наблюдается тенденция снижения добычи нефти за последние годы, но государство старается выйти из этого положения.

Россия планирует разработку месторождений, опираясь на активное привлечение иностранных инвестиций. Нефтяная промышленность сегодня - это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям.

Сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина), дизельного и реактивных топлив, масел и смазок, а также котельно - печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Данный курсовой проект является завершающим этапом изучения специальной дисциплины «Бурение нефтяных и газовых скважин». Материалом для выполнения курсового проекта являются данные по технологии и технике бурения скважин, собранные мною в период первой производственной практики, а также справочники, учебники и научная литература.

Задачей данного курсового проекта является правильный выбор конструкции скважины, способа бурения, инструмента, вида промывочной жидкости и режима бурения при строительстве скважины на основе опыта, полученного при разбуривании данной площади и по результатам технических расчетов.

Исходные данные по скважине.

Месторождение: Сорочинско-Никольское

Цель бурения: Эксплуатация Бобриковского горизонта

Тип скважины: Вертикальная

Проектная глубина: 2530 м от стола ротора.

Абсолютная высота: +172,78м.

Отклонение ствола скважины от вертикали: Вертикальная

Проектный горизонт: Бобриковский горизонт со вскрытием

пласта Т₁ и Т₂ турнейского яруса

Б 2403 м

Глубина кровли пласта по вертикали: Т₁ 2434 м.

Т₂ 2478 м

Б 2423 м.

Глубина подошвы пласта по вертикали: Т₁ 2444 м.

Т₂ 2480 м

Свойства пласта:

Б₂ 24,0 МПа на гл. 2403 м по вертикали

Ожидаемое давление пласта: Т₁ 22,8 МПа на гл.2434 м по вертикали

Т₂ 23,5 МПа на гл.2478 м по вертикали

Давление гидроразрыва пласта: 35,7 МПа на гл. 2403 м по вертикали

37,2 МПа на гл. 2434 м по вертикали

37,9 MПа на гл. 2478м по вертикали

Газовый фактор: Б ₂ 24 м³/м³

Т₁ 65 м³ /м³

Т₂ 70 м³/м³

H₂S: Б₂=2,7%, Т₁=2,17%, Т₂=2,17%

бурение скважина гидравлический промывка

1. Геологический раздел

Общая характеристика месторасположения данного месторождения

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Площадь месторождения	Бобровская
Административное расположение: Область	Оренбургская
Температура воздуха, С0 наибольшая зимняя наибольшая летняя	-40 +40
Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,6-1,8
Продолжительность отопительного периода в году, суток	204
Азимут преобладающего направления ветра	С.З- зимой Ю.В.- летом
Наибольшая скорость ветра, м/с	25
Многомерзлые породы отсутствуют

Сведения о площадке строительства

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Рельеф местности	Всхолменная равнина с развитой сетью оврагов и балок, селбскохозяйственные угодья
Состояние местности Толщина, см - снежного покрова - почвенного слоя	Незаболоченная 50 - 60 40
Растительный покров	Типчаново-ковыльные степи, лесные массивы отсутствуют
Категория грунта	I - II

Размеры отводимых во временное пользование земельных участков

Назначение участка	Размер	Источник нормы отвода земель
Строительство буровой	1.8 Га	СМ 459 - 74



Источник и характеристики водо- и энергосбережения, связи и местных строительств

Название вида снабжения	Источник заданного вида снабжения	Расстояние от источника до буровой, км	Характеристика привода
Водоснабжение	Водовод НГДУ	0,1	Ду=100м Ру=1,6МПа
Энергоснабжение	Подстанция	0,4	Алюминиевый провод 3*95 мм2
Связь	Радиостанция 1Р - 21С

Сведения о подъездных путях

Протяжённость, км	Характер покрытия	Ширина, м	Характеристика дороги
5,0	грунтовое	6,0	III категории

Стратиграфический разрез по вертикали

Наименование горизонта	Описание породы	Категория пород по буримости	От(м)	До(м)	Мощность, м
Четвертичные и неогеновые отложения	Глина-аргилит	2-3	0	10	10
Татарский ярус	Алевролиты с чередованием песчаников, глинистых известняков	4-5	10	326	316
Верхне-казанский подъярус	Чередование солей, доломитов, ангидритов, гипса и глины-аргилита	2-3	326	530	204
Калиновская свита	Алевролиты	2-3	530	537	7
Уфимский ярус	Песчаники с нефтегазопроявлениями, прослойки глины-аргилита и алевролитов	3-4	537	623	86
Кунгурский ярус	Соли с прослойками алевролита, известняки с прослойками доломитов	3-4	623	1046	423
Артинский ярус	Известняки с нефтегазопроявлениями, ангидриты и доломиты	3-4	1046	1105	59
Сакмарский ярус	Доломит с пропластками известняка, глинистые известняки	2-3	1105	1228	123
Ассельский ярус	Чередование доломита и известняка	2-3	1228	1253	25
Верхний карбон	Чередование доломитов и известняков	2-3	1253	1457	204
Мячковский горизонт	Чередование доломитов и известняков	2-3	1457	1617	160
Подольский горизонт	Известняки с пропластками глин-аргилитов	3-4	1617	1717	100
Каширский горизонт	Чередование известняков с прослойками ангидритов, глина-аргилит и алевролиты	3-4	1717	1784	67
Верейский горизонт	Песчаники и доломиты	2-3	1784	1821	37
Башкирский ярус	Чередование доломитов и известняков	5-6	1821	1941	120
Серпуховский ярус	Чередование доломитов и известняков с прослойками глины-аргилита	5-6	1941	2117	176
Окский надгоризонт	Доломиты и известняки с нефтегазопроявлениями, далее известняки с пропластками ангидритов	5-6	2117	2346	229
Тульский горизонт	Чередование песчаников, алевролитов и глин-аргилитов, далее известняки и доломиты с нефтегазопроявлениями	3-4	2346	2403	57
Бобриковский горизонт	Доломиты с нефтегазопроявлениями, далее известняки	3-4	2403	2434	31
Турнейский ярус	Известняк с нефтегазопроявлениями	2-3	2434	2530	96

Нефтегазопроявления

Стратиграфия	Интервал, м	Давление пластовое / гидроразрыва МПа	Вид флюида насыщения
	от	до
Уфимский ярус P2u	537	542	5/7,8	газ
Артинский ярус P1ar	1046	1056	10,4/15,7	газ
Окский ярус C1vок ОI ОII ОIII	2136 2159 2185	2140 2185 2195	20,9 / 31,4 21,1 / 31,7 15 / 32,1	нефть нефть нефть
Бобриковский C1vвв	2403	2423	24 / 35,7	нефть
Турнейский ярус С1t ТI ТII	2434 2478	2444 2480	22,8 / 37,2 23,5 / 37,9	нефть нефть



Пресные воды в интервале 10-90 м.

Отбор керна не проводится.

Другие осложнения

Стратиграфия	от, м	до, м
Обвалы и осыпи стенок скважин
Четвертичные	0	10
Татарский ярус	10	326
Верейский горизонт	1784	1821
Бобриковский горизонт	2403	2432
Образование каверн при размыве галогенных пород
Верхне-казанский подъярус	326	376
Кунгурский ярус	670	1046
Поглощение (частичное) возможно в интервалах
Четвертичные	0	10
Татарский ярус	10	326
Верхнее-Казанский ярус	380	515
Кунгурский ярус	623	670
Сакмарский ярус	1156	1205
Мячковский горизонт	1580	1590
Серпуховский ярус	1941	2117
Окский ярус	2117	2354
Размывы солей
1. В верхнеказанском подъярусе
2. В кунгурском ярусе

Геофизические работы проводимые на скважине

В открытом стволе
Забой, м.	Интервал исследований, м.	Метод исследований
1135	280-1135	1:500 КС, ПС, каверномер
2530	1135-2530
2340	2060-2340	1:200 БКЗ,ПС,КС,резистив., ИК, БК, МБК, ГК, НГК, ДС, МЗ
2530	2350-2530
В обсадной колонне
280	0-280	1:500 АКЦ, электротермометр
550	0-550	1:500 АКЦ, электротермометр
1135	550-1135
2530	1035-2530	1:500 АКЦ, электротермометр,СГДТ,РК (ГК+НГК)

2. Технологический раздел

2.1 Конструкция скважины

Конструкцию скважин выбирают исходя из требований успешного доведения скважин до проектных глубин; качественного вскрытия продуктивных горизонтов, обеспечивающего сохранность естественной проницаемости пласта или улучшающего ее; эксплуатации скважин эффективными методами в период разработки месторождения.

На конструкцию скважин оказывают влияние цель и способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия пласта и геологические условия бурения: глубина залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления и давления гидроразрыва пород; физико-механические свойства разбуриваемых пород с точки зрения возникновения обвалов, осыпей, сужения, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т. д.

При проектировании конструкции скважин число и глубину спуска обсадных колонн выбирают в соответствии с требованиями недопущения несовместимых условий бурения отдельных интервалов ствола, когда параметры технологического процесса бурения нижележащих интервалов вызывают осложнения в верхней необсаженной части скважины.

С этой целью строится совмещенный график изменения градиента пластового давления по глубине ствола . градиента давления гидроразрыва пород и градиента гидростатического давления столба бурового раствора, равного его плотности . Указанные давления определяют промысловыми исследованиями или прогнозируют. В интервалах высокопластичных пород вместо может быть использовано боковое горное давление, а в интервалах интенсивного поглощения бурового раствора вместо -- давление, при котором происходит интенсивное поглощение.

Линии изменения градиентов определяют зоны совместимости условий бурения и, как следствие, зоны крепления скважин обсадными колоннами, их число и глубину спуска, а также плотность бурового раствора.

Число обсадных колонн равно числу зон совместимых условий бурения. Глубина спуска обсадных колонн должна быть на 10 -- 20 м ниже зон совместимых условий бурения. Плотность бурового раствора для бурения в данной зоне крепления должна находиться в пределах зоны совместимых условий, т. е. должно быть соблюдено условие .

Диаметры обсадных колонн и долот для бурения отдельных интервалов ствола определяют снизу вверх, начиная с диаметра эксплуатационной колонны.

Диаметр эксплуатационной колонны выбирают с учетом вида добываемого из недр продукта, ожидаемого дебита, пластового давления, методов проведения геофизических, ремонтных и ловильных работ и т. д. При этом решающим является обеспечение необходимого отбора жидкости или газа из пласта. Для нефтяных месторождений в качестве эксплуатационных колонн применяют обсадные трубы диаметром 168, 146, 140, 127 и 114 мм. Для высокодебитных газовых скважин нередко используют также эксплуатационные колонны большего диаметра -- 219 мм и более.

Диаметр долота для бурения ствола под данную обсадную колонну определяют исходя из условия обеспечения спуска обсадных колонн на запроектированную глубину, надежной изоляции пройденных пластов друг от друга и от водоносных горизонтов, пользуясь формулой



где -- диаметр скважины (долота), мм; d-- наружный диаметр обсадной колонны, мм; -- минимальный зазор между стенкой ствола и обсадной колонной, мм.

1) Выбор диаметра долота под бурение эксплуатационной колонны.

,

По ГОСТ 20692- 75 принимаем .

3) Выбор диаметра долота при бурении под промежуточную колонну.

.

По ГОСТ 20692 - 75 принимаем .

6) Выбор диаметра долота при бурении под кондуктор.

.

По ГОСТ 20692 -75 принимаем .

8) Выбор диаметра долота при бурении под направление.

.

По ГОСТ 20692 - 75 принимаем .

Наружный диаметр обсадной колонны d, мм 114, 127 140, 146 168, 194 219, 245 273, 299 325, 351 376, 426

Минимальный зазор , мм ... 10--15 15--20 20--25 25--30 30--35 35--45 45--50

Для конкретных условий бурения величины зазоров уточняют в зависимости от жесткости обсадных колонн, степени искривленности ствола и интервала выхода из-под башмака предыдущей колонны.

По вычисленной величине диаметра ствола D_с согласно ГОСТ 20692-- 75 выбирают ближайший к нему диаметр долота. По величине последнего определяют диаметр предыдущей промежуточной колонны, внутренний диаметр которой должен быть на 6--10 мм больше диаметра спускаемого через него долота. По величине необходимого внутреннего диаметра промежуточной колонны в соответствии с ГОСТ 632--80 выбирают ближайшую по наружному диаметру обсадную колонну.

Высоту подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве устанавливают исходя из геологических особенностей месторождения:

- за кондуктором -- до устья;

- за промежуточными колоннами нефтяных скважин с проектной глубиной до 3000 м -- с учетом геологических условий, но не менее 500 м от башмака колонны;

- за промежуточными колоннами разведочных и газовых скважин независимо от их глубины и нефтяных скважин с проектной глубиной более 3000 м -- до устья;

- за эксплуатационными колоннами нефтяных скважин, а также газовых и разведочных скважин при условии осуществления мероприятий, обеспечивающих герметичность соединений обсадных колонн,-- с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны не менее чем на 100 м.

Во всех остальных случаях тампонажный раствор поднимают до устья скважины.

Конструкция забоя характеризует сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение флюидосодержащих горизонтов, длительную эксплуатацию скважин, проведение различных методов воздействия на пласт и ремонтно-изоляционных работ. Конструкцию забоя выбирают в зависимости от способа эксплуатации объекта, типа коллектора, механических свойств пород продуктивного пласта и условий его залегания.

Забои скважин имеют конструкцию в основном трех типов: а) открытый, когда продуктивный пласт не обсажен и не зацементирован, с фильтром или без него; б) смешанный, когда нижняя часть продуктивного пласта открыта, а верхняя перекрыта обсадной колонной с последующим цементированием и перфорацией; в) закрытый, когда продуктивный горизонт полностью перекрыт обсадной колонной с последующим цементированием и вскрытием пласта перфорацией; при высоких пескопроявлениях в этом случае могут быть установлены забойные фильтры или цементирование проницаемым тампонажным материалом.

Обсадная колонна	Диаметр мм	Гл. спуска башмака м	Толщина стенки	Марка	Соединение	Высота подъема цемента, м
Направление	426	30	10 мм	Д	ГОСТ	до устья
Кондуктор	324	280	9.5 мм	Д	OTTM	до устья
Промежуточная колонна	245	1135	8.9 мм	Д	OTTM	до устья
Эксплуатационная колонна	146	2530	7,0 мм	Д	OTTM	985

Колонная головка: OKK2-210х324х245х146

2.2 Выбор способа бурения

В нефтяной промышленности России практически используются два вида бурения:

- роторное

-бурение забойными двигателями

Попеременное использование турбинного и роторного способов бурения широко используется в практике при проводке средних и глубоких скважин.

Выбор способа бурения при разбуривании того или иного интервала пород можно производить либо на основании анализа статического материала, либо основываясь на результатах исследования режимов бурения специальных скважин или отдельных интервалов в них.

Выбор наиболее рационального способа бурения невозможно без правильного выбора типа долот для бурения данной литологической пачки пород. Данные о работе долот, включая сведения о проходке на долото, время средней нагрузки на долото, скорости вращения ротора, расхода бурового раствора, о скорости его истечения из насадок позволяют успешно решать задачу проектирования бурения скважин.

На основании анализа ранее полученных результатов при разбуривании данной площади и анализа карточек отработки долот по месторождению выбираем способы бурения по интервалам:

Бурение под направление от 0 до 30 м диаметром 555 мм:

Способ бурения - РОТОРНЫЙ.

Бурение под кондуктор от 30 до 280 м диаметром 393,7 мм:

Способ бурения - ТУРБИННЫЙ.

Бурение под промежуточную колонну в интервале от 280 до 1135 м долотом диаметром 295,3 мм:

Способ бурения:

Интервал 280-800 м. - ТУРБИННЫЙ.

Интервал 800-1135 м. - РОТОРНЫЙ.

Бурение под эксплуатационную колонну 1135-2530 м долотом диаметром 215,9 мм:

Способ бурения:

Интервал 1135-2050 м. - ТУРБИННЫЙ.

Интервал 2050-2530 м. - РОТОРНЫЙ.

2.3 Выбор инструмента

Выбор типов долот

Породоразрушающий инструмент служит рабочим органом, который за счет передаваемой ему энергии производит разрушение породы забоя, образуя собственно скважину. Породоразрушающие инструменты подразделяют по характеру воздействия их на горные породы, конструктивному исполнению и назначению.

По характеру воздействия на породу породоразрушающие инструменты (долота) подразделяют на режущие, скалывающие и дробящие; по конструктивному исполнению -- на лопастные, шарошечные и алмазные или из сверхтвердых материалов; по конструкции промывочных устройств -- на проточные и струйные (гидромониторные); по назначению -- на долота сплошного забоя, колонковые долота для бурения с отбором керна и специального назначения (забуривания дополнительных стволов, образования ступенчатого забоя, расширения скважины и т. д.).

Лопастные долота применяют для бурения мягких и частично средней твердости пород, имеющих высокую пластичность. По числу лопастей выпускают долота двух-, трех-, четырех- и шестилопастные.

Лопастные долота истирающе-режущего типа (ДИР) предназначены для бурения перемежающихся по твердости горных пород от мягких до средней твердости и частично твердых. Они имеют лопасти двух типов, установленных на разной высоте.

Для повышения износостойкости всех типов долот рабочие поверхности лопастей армируют твердосплавными пластинами. Используют долота с верхней и нижней промывками.

При использовании лопастных долот при бурении мягких и частично средней твердости пород могут быть получены высокие технико-экономические показатели (особенно проходки за рейс), но при этом необходимо приложить большие крутящие моменты. По этой причине при бурении с использованием турбобуров, электробуров или винтовых двигателей такие долота не применяют. При роторном бурении в мягких породах они весьма перспективны.

Шарошечные долота как в нашей стране, так и за рубежом получили наибольшее распространение для бурения нефтяных и газовых скважин. Они имеют следующие преимущества:

1) площадь контакта зубьев шарошечных долот с породой забоя значительно меньше, чем у лопастных долот, поэтому требуются меньшие осевые нагрузки для эффективного разрушения породы;

2) общая площадь рабочих кромок шарошечных долот больше, чем у лопастных, а зубья шарошек внедряются в породу при перекатывании шарошек, поэтому шарошечные долота имеют большую износостойкость;

3) крутящий момент за счет перекатывания у шарошечных долот значительно меньше, чем у лопастных. Основным недостатком шарошечных долот является небольшой срок службы опор шарошек, что часто является причиной преждевременного прекращения углубления скважины.

Шарошечные долота могут быть с одной, двумя, тремя или четырьмя шарошками.

В зависимости от твердости пород, для которых предназначаются шарошечные долота, их зубья имеют различную форму, а оси шарошек могут пересекаться в центре долота или быть смещены на некоторое расстояние. Для мягких горных пород зубья шарошек выполняют крупными с большим расстоянием между ними, чтобы обеспечить большую глубину внедрения их в породу. Оси шарошек не пересекаются на оси долота, а имеют смещение, за счет которого шарошки не только перекатываются по забою, но и двигаются поступательно («проскальзывают»), обеспечивая скалывающе-фрезерующее воздействие на породу. В результате большого внедрения и скалывающего действия зубья таких долот отрывают от породы на забое крупные частицы, обеспечивая высокую эффективность бурения. По мере увеличения твердости пород вооружение долот для их разрушения изменяется. Зубья уменьшаются по высоте, увеличивается угол их приострения, а зубьев делают больше. Смещение осей шарошек от центра долота уменьшается. Для твердых пород применяют шарошечные долота с твердосплавными зубками, шарошки долот не имеют смещения и осуществляют перекатывание без проскальзывания. Порода разрушается за счет дробящего воздействия зубьев долота.

Алмазные долота и долота, армированные сверхтвердыми материалами. Для бурения скважин в среднетвердых и твердых породах в настоящее время успешно применяются долота, армированные синтетическим сверхтвердым материалом славутич -- долота ИСМ, а для бурения крепких пород--алмазные долота. Эти долота могут применяться как с использованием забойных двигателей, так и при роторном бурении. При использовании таких долот достигаются высокие рейсовые скорости бурения при больших проходках за рейс, чем при использовании шарошечных долот; сокращается количество спуско-подъемных операций; повышается экономия средств и снижается искривление скважин.

Интервал бурения 0 - 30 м. (под направление)

Бурение ведется долотом 555 М-ЦВ (б/у) 1 шт.

Интервал бурения 30 - 280 м. (под кондуктор)

Долото: 393,7 SDGHC (б/у) 1шт.

Интервал бурения 280 - 800 м. (под промежуточную колонну)

Долото: 295,3 XR + VC 1шт.

Интервал бурения 800 - 1135 м. (под промежуточную колонну)

Долото: 295,3 F-3 1шт.

Интервал бурения 1135 - 1617 м. (под эксплутационную колонну)

Долото: 215,9 F3PS (F47PS) 1шт.

Интервал бурения 1617 - 2050 м. (под эксплутационную колонну)

Долото: 215,9 F47PS (F47H) 1шт.

Интервал бурения 2050 - 2530 м. (под эксплутационную колонну)

Долото: 215,9 F47H 1шт.

Режимно-технологическая карта

№	Интервал	Мощность	Работа долот	Тип	Режим бурения
	бурения		Тип долот	Проходка	К-во долот	Насадки	мех. Скорость	забойного двигателя	Нагрузка	Давление	Производ. насосов
	от	до
	м.	м.	м.		м.	шт.		м/час		т.	атм.	л/с
1	0	15	15	555	15		Согласно долотной программы "СМИТ"	5	ротор	В.И.	40	до45
2	15	30	15	М-ЦВ (б/у)	15	1		5	50-70об.
3	30	130	100	393,7	100			13	ТРШ-240	ВИ до20т	101-	40-45
4	130	280	150	SDGHC (б/у)	150	1,0		13			105
				295,3
5	280	480	200	XR+VC	200			6,0	ТРШ-240	в солях		40-45
6	480	580	100		100			6,0		6-8	112-
7	580	670	90		90			6,0	150об/мин		-134
8	670	735	65		65			6,0		до 22
9	735	800	65		65	1,0		6,0
10	800	1045	245	F-3	245			2,5	Ротор		106-	32-40
11	1045	1110	65		65			2,5	60-80	до 26	-115
12	1110	1135	25		25	1,0		2,5	об/мин
				215,9
13	1135	1228	93		93			8,1	Д-195
14	1228	1253	25	F3PS(F47PS)	25			8,1			106-	25
15	1253	1457	204		204	1,0		8,1	120	14-25	-112
16	1457	1617	160		160			8,1	об/мин
17	1617	1717	100		100			3,3	Д-195
18	1717	1784	67	F47PS(F47H)	67			3,3		14-25	108-	25
19	1784	1821	37		37			3,3	120		-118
20	1821	1941	120		120			3,3	об/мин
21	1941	2050	109		109	1,0		3,3
22	2050	2117	67	F47H	67			3,2
23	2117	2346	229		229			3,2	Ротор		118-
24	2346	2403	57		57			3,2	60-90	до 25	-123	22
25	2403	2434	31		31			3,2	об/мин
26	2434	2530	96		96	1,0		3,2



Выбор забойных двигателей

Использование наземного привода, передающего вращение через бурильные трубы на породоразрушающий инструмент, имеет существенные недостатки. Например, абразивный износ бурильных труб и их соединений о стенки скважины, взаимный износ обсадной и бурильной колонн, возникновение больших напряжений в бурильной колонне, передающей крутящий момент, особенно при проводке наклонно направленных скважин, и большая интенсивность искривления и многие другие.

В настоящее время применяется бурение нефтяных и газовых скважин забойными двигателями, использующими энергию потока бурового раствора (турбобуры и гидроударные механизмы) и электрическую энергию (электробуры).

С созданием турбобуров, имеющих многоступенчатые турбины (до 100--150 секций ротора и статора), появилась возможность повысить мощность турбобура и снизить частоту вращения его ротора при меньших скоростях движения бурового раствора.

Принцип действия турбобура заключается в создании крутящего момента на лопатках ротора за счет гидравлической энергии бурового раствора.

Зависимости влияния параметров гидравлического потока бурового раствора на работоспособность турбины установил П. П. Шумилов. Им было доказано, что частота вращения пропорциональна количеству прокачиваемой жидкости, перепад давления и вращающий момент -- квадрату количества прокачиваемой жидкости, а развиваемая мощность -- ее кубу. Таким образом, развиваемая мощность, крутящий момент и перепад давления в турбобуре связаны с частотой вращения при постоянной производительности насосов. Наибольший крутящий момент турбобур развивает при прекращении вращения (тормозной режим). С увеличением частоты вращения крутящий момент пропорционально уменьшается и становится равным нулю при отсутствии нагрузки (режим холостого хода). Развиваемая мощность и к.п.д. с увеличением частоты вращения в первый период увеличиваются, достигают максимума и затем уменьшаются.

В соответствии с величиной крутящего момента необходимого для разрушения породы при бурении (который связан с создаваемой осевой нагрузкой) изменяется и частота вращения. С ростом крутящего момента частота вращения турбобура уменьшается и, наоборот, с уменьшением М_кр -- увеличивается.

На основании рабочей характеристики турбобура определяются наиболее благоприятный режим его работы и подача насосов.

Другим типом двигателей, использующих гидравлическую энергию бурового раствора, являются винтовые двигатели. Винтовые двигатели представляют собой портативную гидромашину с внутренним косозубым зацеплением.

Такого типа двигатели имеют ряд преимуществ: просты по конструкции и надежны в работе; создают высокий крутящий момент при частотах вращения, меньших, чем у турбобуров; за счет изменения рабочих пар (ротора и статора) создаются возможности изменения в широких пределах величин создаваемого крутящего момента и частоты вращения; пониженные частоты вращения и работа при больших осевых нагрузках создают более благоприятные условия отработки шарошечных долот.

Бурение под направление ведется роторным способом в интервале 0-30м.

Бурение под кондуктор ведется турбинным способом в интервале 30-280м. Тип турбобура ТРШ-240.

Бурение под промежуточную колонну также ведется турбинным способом в интервале 280-800м. Тип турбобура ТРШ-240.

Бурение под промежуточную колонну в интервале 800-1135м. ведется роторным способом при оборотах 60-80 об/мин.

Бурение под эксплутационную колонну в интервале 1135-2050м. ведется забойным винтовым двигателем Д-195.

Бурение в интервале 2050-2530м. ведется роторным способом при 60-90 об/мин.

Выбор бурильной колонны

Бурильная колонна является связующим звеном между наземным оборудованием и породоразрушающим инструментом. Она предназначена для передачи крутящего момента при роторном бурении и восприятия реактивного момента при турбинном бурении; подвода потока бурового раствора на забой и обеспечения работы забойных гидравлических двигателей, если они используются для выноса выбуренной породы и охлаждения породоразрушающего инструмента; создания нагрузки на долото; подъема отработанного долота и проведения различных вспомогательных работ. Основными элементами бурильной колонны являются (сверху вниз): ведущая труба, бурильные трубы и их соединения, утяжеленные бурильные трубы и компоновки низа бурильной колонны. Компоновки низа бурильной колонны предназначены для создания направления при бурении скважин, ее стабилизации, центрирования и калибровки стенок скважин. Она включает центраторы и калибраторы, соединенные переводниками и утяжеленными бурильными трубами.

Ведущие бурильные трубы передают крутящий момент от ротора на бурильные трубы или при турбинном и электробурении с бурильных труб на заторможенный ротор, а также являются соединительным звеном между вертлюгом и бурильными трубами.

Бурильные трубы выпускают с навинчиваемыми и приварными замками. Бурильные трубы с высаженными внутрь концами имеют меньшую прочность и повышенные гидравлические соединения по сравнению с бурильными трубами с высаженными наружу концами.

В бурильных трубах с приварными соединениями отсутствует мелкая трубная резьба и за счет этого увеличивается надежность их работы и повышается герметичность соединений. Применяют бурильные трубы с высаженными наружу (ТБПК) или гладкими концами (ТБП) с замковыми соединениями, имеющими суженное или равнопроходное сечение промывочных каналов. Трубы ТБП имеют меньшую прочность, их применяют при турбинном бурении. Бурильные трубы с приварными замками и равным проходным сечением по трубе и замку используют в электробурении. Трубы ТБПВ предназначены для бурения роторным способом.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) используются в нижней части бурильной колонны для увеличения ее жесткости, устойчивости и создания нагрузки на долото за счет своей массы. В комплекте УБТ различают наддолотную трубу, имеющую с двух сторон внутреннюю замковую резьбу, и промежуточные трубы с наружной и внутренней замковой резьбами.

Трубы круглого сечения имеют тот существенный недостаток, что при соприкосновении со стенками скважины они имеют большую поверхность касания, увеличивая тем самым вероятности возникновения затяжек и прихватов. По этой причине в последнее время применяют УБТ квадратного сечения, со спиральными канавками на поверхности и сечением других конфигураций.

В соответствии с конкретными задачами, стоящими при бурении скважины, используют компоновки низа бурильных труб (КНБК). Для стабилизации направления скважины используют жесткую компоновку, состоящую из набора центраторов и расширителей, соединенных между собой на определенном расстоянии друг от друга переводниками и УБТ. При наборе кривизны, наоборот, применяют короткую компоновку, имеющую небольшую жесткость.



2.4 Расчет бурильной колонны

Исходные данные к расчету

Способ бурения	Роторный
Условия бурения	Нормальные
Глубина скважины	Lскв=2530 м
Тип, диаметр и толщина стенки обсадной колонны, под которую ведется бурение	По ГОСТ 632-80 с короткой треугольной резьбой, Dок=146 мм, tок=8,5 мм,
Осевая нагрузка на долото	Qд=200 кН
Бурильные трубы по ГОСТ Р 502787-92, типа ПК, 3 группы длин
Плотность бурового раствора	1140 кг/м3
Давление бурового раствора	12 МПа
Перепад давления на долоте	6 МПа
Вес элементов КНБК, кроме УБТ	10 кН
Частота вращения ротора	80 об/мин

Вначале выбирается диаметр бурильной колонны. При роторном бурении под обсадную колонну диаметром 146 мм рекомендуются бурильные трубы диаметром 114 мм.

Принимаем трубы диаметром D₁ =114 мм.

Определим диаметр долота. Для обсадных с короткой треугольной резьбой диаметром D_ок= 146 мм применяются муфты с наружным диаметром D_м= 166,0 мм, минимально допустимая разница между диаметрами муфты и скважины = 20 мм.

Таким образом, минимальный диаметр долота:

D_{д min} = 166,0 + 20 = 186,0 мм.

Принимаем долото диаметром D_д = 215,9.

Расчет УБТ.

Определим диаметр 1- й (основной) ступени УБТ (2.1). По табл. для нормальных условий бурения при D_д 295,3 мм рекомендуется k_УБТ = 0,85.

По табл. П11 выбираем УБТ 165х71 типа Б по 6325.000-00.00.00. ТУ с параметрами: D₀₁ = 165 мм; d₀₁ = 71 мм; m₀₁ = 135,9 кг/м.

Проверяем достаточность жесткости 1-й ступени УБТ по формуле:

1,13 0,78.

Условие выполнено, жесткость первой ступени достаточна.

Проверка необходимости установки промежуточных ступеней УБТ производится по условию:

;

Следовательно, необходимо установить промежуточные ступени.

Определим диаметр n-ой (верхней) промежуточной ступени по условию:

;

По табл. П11 выбираем УБТ 146Ч57 типа Б по 6325.000-00.00.00. ТУ с параметрами: D = 146 мм; d = 57 мм; m = 110,6 кг/м.

Проверим достаточность установки одной ступеней по условию:



Неравенство соблюдается, необходимости во второй промежуточной ступени нет. Таким образом, секция УБТ состоит из первой ступени диаметром 165 мм и второй - 146 мм , благодаря чему обеспечивается плавный переход от жесткого УБТ к бурильным трубам.

Определим длины и веса промежуточных ступеней. Длина промежуточной степени строго не ограничена, но следует учитывать, что она должна составить свечу для установки за палец вышки. Принимаем, что каждая промежуточная ступень состоит из двух труб длиной L_т = 8,3 м; тогда длина ступени:L₀₂=2L_т=16,6 м;

Вес 2-й ступени

Определим необходимую длину 1-й ступени УБТ по формуле:

;

а необходимое количество труб Округлим полученную величину до целого числа : k = 25, и тогда длина 1-й ступени:



Это составит 8 свечей по 25 м и одну трубу в остатке. Промежуточная ступень состоит из двух труб. Добавляем к ним одну бурильную трубу - «одиночку» длиной 8,3 м получаем ещё одну свечу. Определим общий вес и длину УБТ и компоновки КНБК:

Вес 1-й ступени:

вес компоновки УБТ:

а вес компоновки низа бурильной колонны (КНБК):

Таким образом нагрузка на долото с учетом архимедовой силы составит 0,716 от веса УБТ, что допустимо.

Длина компоновки КНБК:

(длиной элементов колонны в данном случае пренебрегаем).

Промежуточные опоры устанавливаются на УБТ в случае , если нагрузка на долото превышает критическую, определенную по формуле:



Полученное значение критической нагрузки, меньше, чем нагрузка на долото (45,45 кН 200 кН), следовательно, необходимо установить промежуточные опоры. Определим необходимое количество опор. Длина полуволны при вращении УБТ (2.12):

Расстояние между опорами на первой ступени по формулам:

(для УБТ с диаметром D₀₁159 мм, k₀=1,52);

количество опор, устанавливаемых на первой ступени:

ещё одна опора устанавливается на промежуточной ступени; таким образом, всего необходимо установить четыре промежуточные опоры. Результат расчета представим в табл. 2.4.

Результат расчета секции УБТ

№ ступени УБТ	Диаметр и тип УБТ, мм	Длина ступени, м	Масса ступени, кг	Число опор
01	165х71 тип Б	207,5	27 660	3
02	146х57 типа Б	16,6	1 810	-
Итого по секции	-	224,1	29470	3

Расчет бурильной колонны

Для 1-й секции колонны принимается труба с параметрами: диаметр D₁= 114,3 мм; толщина стенки = 10,9 мм; группа прочности Д.

Геометрические, весовые и прочностные характеристики трубы:

F₁=3,5408•10^-3 м²; F_k1=6.7201•10^-3 м² ; J₁=4.7846•10^-6 м⁴;

W₁=0,8327•10^-4 м³ D_з1=158.8 мм; m₁=35,89 кг/м.

Прочностные параметры: _т= 379 МПа; _вр = 655 МПа. Усталостная прочность по табл. П 3 _-1 = 132 МПа, допускаемая растягивающая нагрузка Q_max= 1344 кН.

В соответствии с рекомендациями Инструкции, длина 1-й секции L₁=250 м. Поскольку длина секции не велика, а прочность трубы большая, расчет на растяжение не производим.

Проверка секции на усталостную прочность нижнего сечения:

Определим величину изгибающего момента. По формуле длина полуволны равна:

Диаметр необсаженной части ствола скважины:

где k = 1,1 - коэффициент кавернозности.

Величина прогиба колонны (2,41):

величина изгибающего момента (2.42):



Напряжение от изгиба колонны (2.47):

Амплитудные _а и среднее _m напряжения:

Расчет первой секции на усталостную прочность производится только по нормальным напряжениям, коэффициент запаса прочности:

.

Следовательно, запас усталостной прочности достаточный.

Проверка верхнего сечения 1-й секции на усталостную прочность при отрыве колонны от забоя

Растягивающая нагрузка от веса компоновки КНБК (2.15):

Растягивающая нагрузка от веса 1-й секции БК (2.14):

Суммарная растягивающая нагрузка, действующая в верхнем сечении 1-й секции БК (k_кн=1,0) определяется по формуле:

Проверяем прочность в верхнее сечении секции по условию по условию:

Следовательно, труба ПК 114х9 группы прочности Д для 1-й секции проходит по всем показателям.

Для второй секции принимается наиболее слабая труба с параметрами:

диаметр D₁= 114,3 мм; толщина стенки = 8,6 мм; группа прочности Д.

Геометрические, весовые и прочностные характеристики трубы:

F₁=2,8558•10^-3 м²; F_k1=7,4050•10^-3 м² ; J₁=4,0147•10^-6 м⁴;

W₁=0,7025•10^-4 м³ D_з1=158.8 мм; m₁=29,93 кг/м.

Замок ЗП-159-83 диаметром 158,8

Прочностные параметры: _т= 379 МПа; _вр = 655 МПа. Усталостная прочность по табл. П 3 _-1 = 132 МПа, допускаемая растягивающая нагрузка Q_max= 1077 кН.

Проверка 2-й секции на усталостную прочность нижнего сечения

Определяем величину изгибающего момента. Длина полуволны вращающейся трубы, ненагруженной осевой силой:



.

При бурении на колонну действует продольная сила - вес 1-й секции кН. Определим коэффициент с по формуле:

;

Расчетная длина полуволны определяется по формуле:

(величина прогиба =0,039м была определена ранее). Изгибающий момент, действующий на колонну, определяется по формуле:

Напряжение от изгиба колонны по формуле (2.47):

Проверка усталостной прочности нижнего сечения 2-й секции:

Напряжение растяжения от веса 1-й секции

амплитудные _а и среднее _m напряжения соответственно равны:

Расчет нижнее секции на усталостную прочность производится только по нормальным напряжениям, коэффициент запаса прочности:

.

Проверка секции на действие внутреннего давления

Величина внутреннего давления Р_т, при напряжении в теле трубы достигает предела текучести (2.52):

действующее внутреннее давление Р_в сравнивается с допускаемым:

На действие внутреннего давления проверялась наиболее слабая труба из числа труб. Следовательно, проверять остальные трубы не имеет смысла, потому что наиболее слабая труба выдержала это давление.

Из условия обеспечения статической прочности по телу трубы определяется допускаемая длина 2-й секции:



Принимаем L₂=2100м

Полученная суммарная длин секций бурильной колонны превышает глубину скважины . Поэтому пересчитаем длину 3-й секции:

Таким образом принимаем L₂=2060м

Общий вес бурильной колонны при отрыве инструмента от забоя по формуле (2.13):

В заключении определим запас прочности для верхнего сечения. Напряжение растяжения равно

По формуле (2.65) эквивалентное напряжение равно



Запас прочности

.

Прочность колонны достаточна.

Расчет замковых соединений

По табл. П 1 определяются типы замков для всех секций колонны, которые вписаны в табл. 2.9.

Типы замков для секций бурильной колонны

Номер секции	Типоразмер трубы	Группа прочности	Тип замка
1	ПК 114х11	Д	ЗП-159-76
2	ПК 114х9	Д	ЗП-159-83

Так как растягивающая нагрузка и пропорциональный ей крутящий момент увеличиваются к верхней части колонны, в случае, если несколько секций имеют одинаковые замки, расчеты производятся для верхних секций. Из приведенных данных видно, что расчеты должны быть выполнены для верхних сечений 2-й секции.

Принимаем n = 1.5 и ' =0.13 (графитная смазка). По табл. П 5 определяем основные параметры замков. Сведем их в табл. 2.6.

Параметры замков для секций бурильной колонны

Тип замка	Pmax, кН	Мзт, кНм	Qт1, кН	Qт2, кН	А, мм	А2, мм	, мм
ЗП-159-83	2016	23,781	3431	6333	8,53	7,63	-1,09



Вначале определяем исходные данные для расчета замка 2-й секции:

расчетное растягивающее усилие:

;

;

растягивающая нагрузка меньше допускаемой;

Проверим совместное действие растягивающей нагрузки и момент затяжки по формуле:

Вывод: замки бурильной колонны отвечают всем предъявленным требованиям.



Проверочный расчет возможности спуска бурильной колонны в клиновом захвате.

Спуск бурильной колонны производится в клиновом захвате ПКР-560 с параметрами: длина клиньев L_к= 300 мм, коэффициент охвата с = 0,9, ctg(+)=2,5.

Проверим 2-ую секцию из туб ПК 117х9, группа прочности Д.

;

Условие безаварийного спуска колонны: .

Секция колонны удерживается в клиновом захвате. Следовательно, Спроектированная колонна выдерживает все виды нагрузок.

Результаты расчета сведем в таблицу

Сводная таблица труб бурильной колонны

Номер секции (ступени)	Тип трубы	Группа прочности	Длина, м	Масса, кг	Нарастающая масса, кг
Утяжеленные бурильные трубы
1	УБТ 165х71 типа Б	207,5	27 660	27 660
2	УБТ 146х57 типа Б	16,6	1 810	29 470
Бурильные трубы
1	ПК 114х11	Д	250	7665	37135
2	ПК 114х9	Д	2060	61655	68790

2.5 Выбор вида промывочной жидкости

ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь наилучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений.

Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых -- выбрать в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

Одной из важнейший функций промывки считают разрушение забоя скважины. Конечно, это требование не является обязательным, так как основную роль в разрушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второстепенной в разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися режущими элементами долота.

Стремясь максимально использовать кинетическую энергию вытекающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабатываемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случае пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела давления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные явления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в неустойчивом разрезе потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения дифференциального давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.

Очевидно, очень важно в каждом конкретном случае установить оптимальное соотношение показателей процесса промывки, определяющих способность бурового раствора разрушать забой скважины.

Основной функцией промывки скважин является также очистка забоя от разрушенной долотом породы. Чем быстрее удаляются потоком бурового раствора осколки породы с забоя, тем эффективнее работает долото. Требование удалять шлам с забоя -- обязательное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают либо вязкость бурового раствора, либо его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтительным является второй метод, так как увеличение вязкости раствора сопровождается снижением скорости бурения и ростом энергетических затрат. Однако и второй метод в каждом конкретном случае требует технико-экономического обоснования, так как при повышении скорости циркуляции интенсифицируется размыв стенок ствола, в результате чего увеличивается количество шлама в буровом растворе, растет кавернозность ствола. Эти отрицательные явления приводят к снижению эффективности работы оборудования для очистки буровых растворов, увеличению затрат на ремонт насосов и вертлюгов, перерасходу материалов на приготовление и обработку буровых растворов, излишним энергетическим затратам, ухудшению качества крепления скважин.

Таким образом, величина подачи бурового раствора к забою скважины должна иметь технико-экономическое обоснование в соответствии с конкретными геолого-техническими условиями бурения и выбираться в оптимальных пределах.

Обязательным требованием к процессу промывки скважин является выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевидно, чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно подачей насосов, плотностью и вязкостью бурового раствора. Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощениям бурового раствора, другим осложнениям и даже авариям.

Несколько безопасней интенсифицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность путем повышения скорости циркуляции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуляции должна быть ограничена сверху, чтобы избежать размыва ствола, больших потерь напора, значительного превышения гидродинамического давления в скважине над гидростатическим.

Практические данные о скоростях и стоимости бурения скважин показывают, что существует некоторая оптимальная величина скорости циркуляции, при которой данный раствор в конкретных условиях удовлетворительно выносит шлам на дневную поверхность и не наблюдается его накопления в скважине до концентраций, затрудняющих процесс бурения. Таким образом, для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давления на границе со скважиной,-- плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается дифференциальное давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечивать достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов. Иными словами, в каждом конкретном случае должна выбираться оптимальная величина плотности бурового раствора.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений -- поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения степени проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др.

Однако осыпи -- такой вид осложнений, которые обычно развиваются медленно и не всегда заметно препятствуют процессу бурения. В связи с этим в ряде случаев экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы.

Таким образом, для предупреждения осыпей и обвалов стенок скважины с учетом возможности возникновения других видов осложнений и обеспечения высоких скоростей проходки ствола необходимо комплексно подходить к выбору оптимальной величины плотности.

Важным технологическим качеством бурового раствора является удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При улучшении реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом возрастают энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спуско-подъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т. д. В противном случае шлам будет вновь поступать в скважину, засорять ее, ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность. В противном случае возникает ряд проблем, связанных с выпадением барита в циркуляционной системе и, следовательно, снижением плотности бурового раствора.

Таким образом, успешность процесса промывки скважин зависит от оптимальных показателей реологических свойств бурового раствора, в первую очередь напряжения сдвига и вязкости.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствовал бы уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании смазочных добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Возможно, это связано с отрицательным влиянием смазки на внедрение режущих кромок резцов долота в забой. Таким образом, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.