Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ДИПЛОМ

Тема: «Проект строительства нефтяной эксплуатационной скважины глубиной 2700 м на Бухаровском месторождении».

Содержание

• Введение
• 1. Геолого- методическая часть
• 1.1 Общие сведения о районе работ
• 1.2 Геологическая часть
• 1.3 Литолого-стратиграфический разрез
• 1.4 Оценка запасов нефти
• 1.5 Литолого-физическая характеристика коллектора
• 1.6 Физико-химические свойства флюидов
• 2. Технологическая часть
• 2.1 Обоснование метода вхождения в продуктивную залежь
• 2.2 Выбор и обоснование профиля и конструкции скважины
• 2.3 Обоснование выбора способа бурения скважины
• 2.4 Выбор типоразмеров породоразрушающего инструмента
• 2.5 Выбор и расчет компоновок низа и рациональной конструкции
• бурильной колонны
• 2.6 Выбор типов промывочной жидкости и гидравлической программы промывки
• 2.7 Проектирование режимов бурения
• 2.8 Заканчивание скважин
• 2.8.1 Расчет на прочность эксплуатационной колонны
• 2.8.2 Подбор компоновки эксплуатационной колонны по секциям и определение веса секций
• 2.8.3 Расчет одноступенчатого цементирования обсадных колонн
• 2.8.4 Средства технологической оснастки обсадных колонн
• 2.8.5 Расчет режима спуска обсадных колонн
• 2.8.6 Вторичное вскрытие пласта. Испытание и освоение скважин
• 2.8.7 Заключительные работы. Консервация скважин
• 2.9 Выбор буровой установки
• 3. Специальная часть «Ликвидация прихватов с помощью ЯССА бурового»
• 3.1 Введение
• 3.2 Яссы гидравлические (ЯГ) отечественного производства
• 3.3 Ликвидация прихвата с помощью ясса гидравлического (RJ-2H) канадского производства
• 3.4 Назначение и область применения ясса RJ-2H
• 3.5 Основные параметры и размеры
• 3.6 Устройство и принцип работы
• 3.7 Общие положения по эксплуатации
• 3.8 Определение усилия расцепления
• 3.9 Меры безопасности
• 3.10 Порядок работ при ликвидации прихвата
• 4. Безопасность жизнедеятельности
• 4.1 Характеристика условий и анализ потенциальных опасностей
• 4.2 Обеспечение безопасности при проектируемых работах
• 4.3 Обеспечение безопасности при чрезвычайных ситуациях
• 5. Мероприятия по охране окружающей среды и недр
• 5.1 Совершенствование процесса строительства скважин
• 5.2 Технико-технологические решения, направленные на предотвращение загрязнения окружающей среды
• 5.3 Сбор и утилизация отходов бурения и освоения
• 5.4 Охрана подземных вод
• 5.5 Рекультивация земельного участка
• 5.6 Охрана недр
• 5.7 Охрана атмосферного воздуха
• 5.8 Охрана растительного и животного мира
• 6. Экоромическая часть
• 6.1 Расчет основных технико-экономических показателей
• 6.2 Сметно-финансовые расчеты
• 6.3 Режим труда, штат исполнителей, графики выполнения работ
• 6.4 Расчет ожидаемого экономического эффекта при использовании смазочных добавок
• Список использованных источников

Введение

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

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

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

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

Одна из целей данного проекта - анализ инструмента для ликвидации прихватов с целью снижения экономических затрат и времени.

1. Геолого- методическая часть

1.1 Общие сведения о районе работ

В административном отношении Бухаровское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории муниципального образования Бисертское, Нижнесергинского района Свердловской области, практически в центральной части Бухаровского лицензионного участка и листа.

В тектоническом плане Бухаровское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к одноименной покровно-складчатой антиклинальной структуре расположенной в пределах Бухаровского вала входящего в Шамарско-Артинскую структурную зону, находящейся в восточной части Юрюзано-Сылвинской депрессии Предуральского передового (краевого) прогиба (Западно-Уральская складчато-надвиговая зона).

В плане нефтегазогеологического районирования месторождение расположено в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, в пределах Предуральского прогиба.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция - на востоке ограничена Уралом, на юге - Прикаспийской впадиной, на севере - Тиманским кряжем, на западе - Сысольским, Котельническим, Токмовским сводами и Воронежским массивом. Общая площадь 700 тыс. кмІ. Открыто свыше 900 нефтяных и 50 газовых месторождений. Промышленные залежи приурочены к отложениям девона, карбона и перми. Главные месторождения: Ромашкинское, Оренбургское, Туймазинское, Шкаповское, Арланское и др.

Бухаровское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1969 г. на выявленной по материалам геологической съемки 1946 - 1947 гг. одноименной площади. Первооткрывательницей является параметрическая скв. 104, из которой при испытании мячковских отложений среднего карбона был получен промышленный приток газа дебитом 279,5 тыс. м³/сут через 13 мм диафрагму.

До окончания разведки в 1976 г. на месторождении пробурили семь глубоких скважин (скв. 10, 104 - 106, 132, 133, 135), из числа которых скв. 10 вскрыла разрез среднерифейских отложений.

Детальные сейсморазведочные работы МОГТ 2D, проведенные в последние годы (2006 - 2007 гг.) в пределах Бухаровского месторождения, а также южнее и севернее его, позволили детализировать геологическое строение месторождения и дать приемлемое объяснение особенностям тектонического строения продуктивных горизонтов. Данное обстоятельство позволяет предполагать, что на месторождении существуют достаточные резервы для увеличения промышленных запасов свободного газа и нефти.

На территории европейской части Свердловской области, сегодня известны два мелких нефтяных и два мелких газовых месторождения. Геологоразведочные работы на нефть и газ, возобновленные здесь после длительного перерыва, ведутся сравнительно низкими темпами, несмотря на благоприятные орографические и климатические условия и достаточно хорошо развитую инфраструктуру.

Актуальность работ вызвана необходимостью увеличения сырьевой базы ОАО «Уралнефть» в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Проведение геологоразведочных работ на Бухаровском месторождении позволит оценить перспективы нефтегазоносности на Бухаровском лицензионном участке, произвести качественную и количественную оценку ресурсов (запасов) углеводородного сырья на первоочередных подготовленных перспективных структурах и перевести часть их в промышленную категорию.

Целевым назначением, проектируемых на Бухаровском месторождении работ, является разведка залежей газа и нефти в отложениях мячковского горизонта и башкирского яруса среднего карбона для последующего подсчета запасов по категориям С₂ и С₁.

Скважина № 139 закладывается в присводовой части северного локального поднятия Бухаровской структуры. Проектная глубина 2700 м, проектный горизонт - Подольский ярус среднего карбона.

Геологический профиль представлен на рис.1.3.



Рис. 1.1. Обзорная карта месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.



Рис. 1.2. Обзорная карта Бухаровского месторождения. Масштаб 1:7 500 000

Таблица 1.1

Общие сведения о районе работ

№	Наименование	Единица измерения	Значение
1	Административное расположение:
	- округ	-	Уральский Федеральный округ
	- республика (область)	-	Свердловская область
	- район	-	Бисертское МО
2	Год начала глубокого бурения на площади	год	1969
3	Температура воздуха среднегодовая	оС	+ 0.7
4	Максимальная летняя температура	оС	+ 36
5	Минимальная зимняя температура	оС	- 51
6	Годовое количество осадков	мм	500 - 600
7	Максимальная глубина промерзания грунта	см	2.63
8	Продолжительность отопительного периода в году	сут	250
9	Преобладающее направление ветра		юго-западное, западное
10	Количество ветренных дней в зимний период силой ветра 7 м/с и более		более 30
11	Глубина подошвы многолетнемерзлых пород	м	нет
12	Сведения о площадке строительства и подъездных путях:
	- рельеф местности	-	холмистый
1.	- категория грунта	-	II
	- толщина снежного покрова	см	1.0
	- толщина почвенного слоя	м	0.3
	- характер растительного покрова	-	сенокос в лесном массиве
13	Отводимые во временное пользование	га
	- земельный участок		3.5
	- подъездная дорога		-
14	Источник водоснабжения
	- технологического		водозаборные скважины на буровой площадке
	- хозяйственно-бытового		артезианские скважины централизованного хозяйственно-бытового водоснабжения с. Накоряково, п. Бисерть
15	Длина водопровода	м
16	Источник электроснабжения		ДЭС-200 кВт - 2шт, ДЭС-100 кВт- 1 шт (аварийная)
17	Средства связи		Рация «Моторолла»

1.2 Геологическая часть

На Бухаровском месторождении глубокими скважинами вскрыты осадочные образования каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов, входящие в структурно-тектонический комплекс осадочного чехла.

По отложениям терригенного каменноугольного образования Бухаровская структура представляет собой небольшую брахиантиклиналь северо-западного простирания, осложненную мелкими куполообразными поднятиями с размерами, не превышающими 500 м и амплитудой до 5 м. По отложениям среднего карбона это также брахиантиклиналь северо-западного простирания, но более обширная и менее амплитудная, осложненная куполообразными поднятиями, связанными с рифогенными постройками.

1.3 Литолого-стратиграфический разрез

Геологический разрез Бухаровского месторождения сложен мощной толщей (более 3000 м) карбонатных отложений осадочного чехла представленных корой выветривания.

Кристаллический фундамент слагают архей-нижнепротерозойские отложения, вскрытые на глубине 2615 - 2565 м. Осадочный чехол представлен разновозрастными отложениями от верхнепротерозойских до четвертичных включительно. На поверхность выходят породы уфимского, казанского, татарского ярусов верхнепермского отдела, триасовой и юрской систем. Почти повсеместно развит чехол рыхлых четвертичных образований.

Каменноугольная система

Каменноугольные отложения с размывом залегают на породах фаменского, а в скв. 8 - Юксеево - франского яруса. Система представлена нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел

В результате предвизейского размыва отсутствуют турнейский ярус и косьвинский горизонты.

Подольский и мячковский горизонты объединенные

(верхнемосковский подъярус) (C2pd+mc)

В виду незначительного отбора керна подразделение на мячковский и подольский горизонты условно. Нижняя граница проводится по каротажу в основании «нижнеподольского» репера. Возраст отложений подтверждается комплексом фораминифер: Fusiella typica var. extensa Raus., Pseudostaffella sphaeroidea cuboides Raus. Толща сложена известняками и доломитами. Известняки серые с коричневватым оттенком, детритово- фораминиферовые, фораминиферово-водорослевые микрокристаллические с детритом, сгустково- фораминиферовые и т.д. Доломиты светло-серые с коричневатым оттенком микро- и тонкокристаллические, прослоями с остаточной органогенной структурой, нередко известковистые, сульфатизированные. Плотность пород 2,57 - 2,58 г/см³.

Верхнекаменноугольные отложения вскрыты всеми разведочными и некоторыми структурными скважинами. Они согласно залегают на породах мячковского горизонта. Нижняя граница отбивается по кровле «мячковского» элекрорепера. Типичные фузулиниды верхнекаменноугольного возраста определены в скважине 12П Кочевской площади. Разрез представлен преимущественно доломитами серыми, светло-серыми микро- и тонкокристаллическими, реликтово-органогенными сульфатизированными пористо-кавернозными с прослоями известняков, пропластками аргиллитов зеленовато-серых. Плотность карбонатов 2,58 г/см³.

Пермская система

Система представлена нижним и верхним отделами.

Нижний отдел

Нижний отдел развит в полном объеме повсеместно, залегает согласно на верхнекаменноугольных отложениях.

Нижняя граница отложений палеонтологически обоснована в скв. 8828 Юмской площади по появлению швагерин. В скважинах Пышьинской площади в известняках определены фузулиниды, подтверждающие сакмарский возраст отложений - Pseudofusulina ex gr. urdalensis Raus., Ps. cf. paraconfusa Raus., Ps. urdalensiformis Kir., Ps. cf. confusa Raus. Разрез толщи представлен переслаивающимися доломитами и известняками. Породы светло-, желтовато-светло-, темно-серые сильно перекристаллизованные слоистые и нечеткослоистые, участками окремнелые, часто пористо-кавернозные, сульфатизированные, с остатками криноидей, фораминифер, водорослей, колониальных ругоз и табулят, брахипод, остракод и т.д. Встречаются прослои ангидрита серого и голубовато-серого.

Верхний отдел

Подошва проводится по кровле лунежских ангидритов или по сопоставлению каротажных диаграмм. В структурных скважинах расположенных несколько восточнее Косинской площади описаны комплексы остракод подтверждающие соликамский возраст. Разрез представлен доломитами и известняками загипсованными с прослоями мергеля и глин, иногда с прослоями алевролита и песчаника. Доломиты от светло- до темно-серых микрокристаллические, в основании часто оолитовые, обломочно-оолитовые, брекчиевидные. Известняки от серых до коричневато-серых и черных, прослоями тонкослоистые. Мергели темно-серые, коричневато-бурые плитчатые. Породы свиты содержат включения и пропластки селенита, включения и гнезда ангидрита.

Четвертичная система

Отложения четвертичного возраста в пределах описываемой площади представлены среднечетвертичными, верхнечетвертичными и современными звеньями и имеют повсеместное распространение.

По генезису выделены аллювиальные, элювиально-делювиальные, флювиогляциальные, гляциальные и полигенетические отложения занимающие речные долины, склоны и водораздельные пространства.

Расчленение четвертичных отложений проведено на основании «Решения 2-го Межведомственного стратиграфического совещания по четвертичной системе Восточно-Европейской платформы», где схема четвертичных отложений Предуралья принята в качестве унифицированной.

Талица 1.2

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Стратиграфическое подразделение	Глубина залегания	Толщина,м	Элементы залегания по подошве, градус	Горная порода	Коэффициент увеличения объема ствола
название	индекс	от (верх)	до (низ)		угол	азимут	краткое название	% в интервале	стандартное описание породы (структура, текстура, минеральный состав)
Четвертичная система	Q	0	10	10	Нет данных	Нет данных	Пески Супеси Суглинки	30 35 35	Пески, глины, супеси и суглинки с обломками коренных пород	1.3
Пермская система Нижний отдел Сакмарский+артинский ярусс	Р1s-ar	10	2015	2005	То же	То же	Аргиллиты Алевролиты Песчаники	40 35 25	Переслаивание аргиллитов, алевролитов и полимиктовых песчаников с редкими прослоями известняков, мергелей, гравелитов и конгломератов	1.2
Ассельский ярус	Р1a	2015	2095	80	-"-	-"-	Известняки	100	Известняки глинистые	1.2
Каменноугольная система Верхний отдел	С3	2095	2185	90	-"-	-"-	Аргиллиты Алевролиты Известняки	50 25 25	Аргиллиты с прослоями алевролитов и глинистых известняков	1.3
Средний отдел Московский ярус Мячковский горизонт	С2mс	2185	2605	420	До 13	300-320	Известняки	100	Известняки преимущественно детритовые, прослоями глинистые, местами окремнелые	1.1

Таблица 1.3

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического горизонта	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, 10-3 мкм2	Глинистость, %	Карбонатность, %	Твердость, кг/мм2	Абразив-ность	Категория по промысловой классификации (мягкая и т. д.)
	от (верх)	До (низ)
Q	0	10	Пески Супеси Суглинки	2000 - 2100	нет данных	нет данных	нет данных	нет данных	нет данных	нет данных	М
Р1s-ar	10	2015	Аргиллиты Алевролиты Песчаники	2100 - 2500	6 - 10	-	-	-	20 - 130	3 - 8	М+С
Р1as	2015	2095	Известняки	2400 - 2500	7 - 19	0.01 - 0,6	-	-	30 - 120	3 - 7	С+Т
С3	2095	2185	Аргиллиты Алевролиты Известняки	2400 - 2700	12 - 19	-	-	-	20 - 100	3 - 7	С
С2mи	2185	2605	Известняки	2400 - 2500	12 - 19	0.01 - 0,6	-	-	50 - 200	3 - 6	С+Т
С2pd	2605	2700	Известняки Доломиты	2500 - 2600	12 - 19	0.01 - 0,6	8-21,9	0,1-7,1	50 - 200	3 - 7	С+Т

Таблица 1.4

Водоносность

Индекс страти- графи- ческогогоризонта	Интервал, м	Тип коллектора	Свобод- ный дебит, м3/сут	Плот- ность воды, кг/м3: (в лаб. усл.)	Мине- рали- зация общая, г/л	Тип воды по В.А. Сулину: СН-сульфатно- натриевый; ГКН-гидрокарбо- натнонатриевый; ХМ-хлормагниевый; ХК-хлоркальциевый	Химический состав воды, мг-экв/л	Относится к источнику питьевого водо- снабж.
	от (верх)	до (низ)
								Анионы	Катионы
								Cl	SO4	CO3	HCO3	Na+K	Ca	Mg
Q - P1	0	150	Поровый, порово-трещинный	Перелив не предполагается	1000	1	ГКН, СН	Специальная г/г скв.	да
								4.09	3.36	6.55	36.00	29.1	10.82	10.08
P1 - C3	150	2185	Поровый, порово-трещинный	Перелив не предполагается	1000-1100	1-160	При минерализации свыше 10 г/л ХК	Скв. 10	нет
								49.52	0.19	0.29	0.01	35.45	9.90	4.65
C2	2185	3050	Поровый, трещинно-поровый, каверново-поровый	Перелив не предполагается	1100-1700	150-250	ХК	Скв. 133	нет
								49.76	0.18	-	0.03	31.55	14.4	4.05

Рис. 1.3. Схематический геологический профиль среднего карбона.

Масштаб горизонтальный 1:25000 вертикальный 1:500

1.4 Оценка запасов нефти

Пересчет запасов нефти и компонентов был выполнен по состоянию изученности месторождения на 1.01.96 г. по продуктивным отложениям верейского горизонта среднего карбона тематической партией подсчета запасов ОАО «Уралнефть» и утверждены ГКЗ РФ.

В качестве геологической основы использованы:

Подсчитанные планы и карты эффективных нефтенасыщенных толщин соответствующих подсчитанных объектов масштаба 1:25000 (скорректированные по данным бурения на 2003 г.);

Результаты переинтерпретации материалов ГИС и результаты интерпретации;

Лабораторные исследования керна, нефтей, включая результаты, приведенные в отчете с первоначальным подсчетом;

Результаты опробования и эксплуатации скважин, а также результаты испытания скважин, приведенные в отчете с первоначальным подсчетом.

Утвержденные ЦКЗ запасы нефти (пр. ЦКЗ РФ № 135 от 30.10.1996 г. приводятся в таблице 1.5.

Таблица 1.5

Сводная таблица подсчитанных параметров, запасов нефти

Пласт	Категория запасов	Площадь нефте-носности, тыс. м2	Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3	Коэффициент нефте-насыщенности, доли ед.	Пересчетный коэффициент, доли ед.	Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т	Утвержденный ГКЗ РФ коэффициент извлечения нефти, доли ед.	Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т
B-II	В	8024	2.16	17338	0.76	0.951	1909	0.29	554
B-II	С2	345	1.72	592	0.76	0.896	65	0.29	19

1.5 Литолого-физическая характеристика коллектора

Коллектором представлены трещиноватые, мелкопористые и кавернозные известняки и доломиты.

Промышленно нефтеносными сверху вниз по разрезу являются терригенно-карбонатные отложения верейского горизонта среднего карбона.

В пределах месторождения нефтяные залежи приурочены к пласту B-II верейского горизонта среднего карбона. Тип залежей пластово-сводовый.

Пласт B-II. Залегает на глубине 2610 м. Пласт характеризуется зонально-слоистым строением. Коллекторами являются известняки и доломиты. Верхняя половина пласта, в основном, является однородным известняковым телом, с прослоями глин, а нижняя представлена чередованием доломитов и аргиллитов, либо полностью уплотнена.

Главной особенностью Бухаровского месторождения является высокая начальная пластовая температура (183⁰ С). Это обстоятельство во многом предопределяет характер разработки залежей, а также перспективу применения МУН.

Плотность нефти в пластовых условиях 698 кг/м³, вязкость нефти и воды в пластовых условиях, соответственно 1,04 и 0,34 МПа.

Открытая пористость пород по пласту B-II изменяется от 12 до 19%, среднее значение 16%. Проницаемость варьируется в широком диапазоне: от 0,001 до 0,531 мкм² и в среднем составляет 0,024 мкм². Таким образом, по фильтрационным свойствам в пласте преобладают низко проницаемые породы.

В результате анализа выявлены следующие особенности геологического строения Бухаровского месторождения:

1. Низкая проницаемость коллектора (среднее значение около 0,025 мкм²);

2. Повышенная температура пласта (более 120⁰ С), что ограничивает применение потокоотклоняющих технологий на основе ПАВ, но открывает широкую перспективу для применения самотермогелеобразующих композиций;

3. Значительная доля ВНЗ (Бухаровской площадь на 90 % находится в ВНЗ), однако проницаемость в водонасыщенной части пласта меньше, чем по нефтенасыщенной, что сохраняет перспективу применения потокоотклоняющих технологий;

Глинистость коллекторов меняется от 8 до 21,9 %. Проницаемость пород изменяется в широком диапазоне от 0,1 до 531 x 10 мкм² и среднее составляет 24 x 10 мкм (по 342 изученным образцам). По фильтрационным свойствам в пласте преобладают породы 4 - 5 классов проницаемости: коллекторы с К_пр 10 - 100 x 10 мкм составляют 27 % , от 1 до 10 x 10 мкм - 64 %.

Водоудерживающая способность пород, меняется от 18,4 до 90,9 %. Среднее значение составляет 45,9 %.

1.6. Физико-химические свойства флюидов

Плотность нефти изменяется от 0,659 тонн/м³ до 0,698 тонн/м³, газовый фактор изменяется от 54 м³/тонну до 80 м³/тонну, объемный коэффициент изменяется от 1,166 до 1,236. Разгазированные нефти малосернистые (1 %) парафинистые (2,18 %). Содержание смол - 4,4%, выход фракций до 300 ОС - 48,1 %.

Растворенный в нефти газ метанового состава (63,8 %). Содержание метана - 13,2 %, пропана - 13,14 %, бутанов - 2,17 %. В разгазированных нефтях Асомкинской и Средне-Асомкинской площадей содержание легких углеводородов 11,4 %. Малярная масса сепарированной нефти 181/125.

2. Технологическая часть

Для дальнейших расчетов необходимо произвести предварительный выбор буровой установки на основании геологических данных и особенностей проведения буровых работ. Т.к. целью бурения скважины является ее эксплуатация, продуктивный пласт залегает на глубине 2610 - 2700 м и район ведения буровых работ электрифицирован, то предварительно выбираем Уралмаш 2900/175 ЭР-П для бурения на глубину до 2900 м с грузоподъемностью 1,7 МН.

2.1 Обоснование метода вхождения в продуктивную залежь

При выборе схемы вскрытия пласта необходимо учитывать геологические условия залегания пласта: ожидаемое пластовое давление, температуру пласта, характер пластовых жидкостей и газов, ожидаемый дебит скважины, целевое назначения скважины и других существенные особенности. На данном месторождении коллекторами служат трещины и каверны, пласт сложен неустойчивыми однородными породами, поэтому применяют следующий способ вскрытия: пласт разбуривается без предварительного перекрытия вышележащих пород и замены бурового раствора в скважине. Затем в скважину спускается эксплуатационная колонна, затрубное пространство цементируется, а гидродинамическая связь с продуктивным пластом восстанавливается с помощью перфорации и ГРП. Данный метод отличается простотой исполнения и минимальной стоимостью работ.

Схема конструкции забоя показана на рис. 2.1.



Рис.2.1. Схема конструкции забоя.

1 - эксплуатационная колонна; 2 - цементный камень; 3 - продуктивный пласт; 4 - перфорационные каналы.

Схему обвязки устья выбирают исходя из максимально возможного давления на устье и диаметра проходного отверстия под долото.

Рабочее давление превентора () должно быть выше наибольшего давления, которое возникает на устье при закрытии превентора в случае нефтепроявления. В нашем случае, при полном замещении промывочной жидкости нефтью, максимальное давление на устье

;(2.1)

где: P_пл - пластовое давление, Па;_ф - плотность пластового флюида, кг/м³; g - ускорение свободного падения, м/с²; L_скв - глубина скважины, м.

МПа.

Состав и количество узлов применяемого противовыбросового оборудования, согласно ГОСТ 13862-68, указано в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Состав и количество узлов противовыбросового оборудования

Обсадная колонна	Типоразмер или название устанавливаемого оборудования	Количе- ство шт.	Допусти- мое рабочее давление, МПа	Масса, т
Кондуктор	противовыбросовое оборудование ОП5-230х35	1	35	19,380
	превентор плашечный ППП-230x35	2	35	1,680
	превентор кольцевой ПК1-230x35	1	35	3,300
Кондуктор, эксплуатационная	колонная головка ОКК1-21-168x245	1	21	0,485

2.2 Выбор и обоснование профиля и конструкции скважины

Наклонная скважина должна иметь по возможности минимальную стоимость и обеспечивать достаточно надежную работу применяемого насосного оборудования, т. е. дополнительные ограничения на технологию бурения и эксплуатации скважины, связанные со спецификой наклонного бурения, должны быть минимальными. Для этого ствол скважины должен иметь минимальное количество перегибов и минимальную длину. Бурение наклонно- прямолинейного ствола требует применение жестких компоновок, что на больших глубинах увеличивает опасность осложнений и аварий. Кроме того, в наклоном стволе скважины, особенно с большим зенитным углом, затруднено цементирование обсадной колонны, что снижает качество её крепления. Поэтому на данном месторождении целесообразно применить четырех интервальный профиль. Исходные данные к расчету профиля скважины представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Исходные данные

Глубина скважины по вертикали	Н=2700 м
Смещение забоя скважины	А=450 м
Участки четырех интервального профиля
1	Вертикальный участок	HВ=60 м
2	Участок набора зенитного угла	-
3-4	Участки стабилизации и снижения зенитного угла	-
Способ бурения - турбинный

Определим вспомогательный угол по формуле

;(2.2)

.

Очевидно, что максимальный зенитный угол будет больше чем

.(2.3)

Выберем угол вхождения в пласт

Получаем средний радиус искривления в интервале увеличения

зенитного угла 0 - 15⁰ составит м.

Средний радиус кривизны на участке падения зенитного угла от 15⁰ до 5⁰ равен

;

Максимальный зенитный угол рассчитываем по формуле

,(2.4)

где

м;

м.

Подставляя полученные значения находим

Находим длины участков ствола скважины и их горизонтальные и вертикальные проекции.

Вертикальный участок

.

Участок набора зенитного угла

м;

м;

м.

Участок стабилизации

м;

м;

м.

Участок спада зенитного угла

м;

м;

м.

Таблица 2.3

Результаты расчетов

Участок	ai, м	hi, м	li, м
Вертикальный	0	60	60
Набора зенитного угла	7,82	87,9	88,38
Стабилизации	396,54	2210,54	2245,82
Спада зенитного угла	45,48	341,56	344,66
Проверка	449,84	2700	2738,86

Запроектированная конструкция скважины должна обеспечить: долговечность скважины как технического сооружения; надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов жидких и газообразных полезных ископаемых; минимум затрат на единицу добываемой продукции; возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения серьезных осложнений.

Рис. 2.2. Схема четырехинтервального профиля скважины.

Для определения количества спускаемых в скважину обсадных колонн строится график эквивалентных градиентов пластовых давлений и давлений поглощения. Плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы предупредить пластовое проявление, поглощение или гидроразрыв пласта при выполнении любых работ в скважине (бурении, проведении СПО, исследований пластов и др.).

Основное условие, при выборе давления бурового раствора

, (2.5)

где - относительная плотность бурового раствора, - коэффициент аномальности пластового давления, - индекс давления поглощения (гидроразрыва пород).

Таблица 2.4

Изменение пластового давления и давления поглощения с глубиной

Пластовое давление
Н, м	0-450	450-1130	1130-1740	1740-2700
РПЛ, МПа	4,41	11,02	17,07	35,4
Давление поглощения
Н, м	0-450	450-1130	1130-1740	1740-2700
Рпогл, МПа	6,65	16,8	25,7	45,8

Давление поглощения

. (2.6)

Коэффициент аномальности

. (2.7)

Индекс давления поглощения

. (2.8)

Относительная плотность

, (2.9)

где - коэффициент резерва, если глубина скважины до 1200 м, то 1,1 - 1,15, если глубина скважины больше 1200 м, то 1,05.

На интервале 0 - 450 м

МПа;

;

;

.

На интервале 450 - 1130 м

МПа;

;

;

г/см³.

На интервале 1130 - 1740 м

МПа;

;

;

г/см³.

На интервале 1740 - 2700 м

МПа;

;

;

г/см³.

Таблица 2.5

Значения давлений и индексов давлений пластовых и гидроразрыва по интервалам бурения и возможные пределы изменения относительной плотности по разрезу скважины

Интервал глубин, м	РПЛ, МПа	Рпогл, МПа	kа	kгр	сО, кг/м3
0-450	4,41	6,65	1,0	1,5	1150
450-1130	11,02	16,8	1,0	1,5	1050
1130-1740	17,07	25,7	1,0	1,5	1050
1740-2700	35,4	45,8	1,3	1,7	1370

Минимальная глубина спуска кондуктора диаметром 245 мм - 400 м. С целью перекрытия неустойчивых отложений верхней части разреза, расчетная глубина спуска кондуктора - 700 м. При больших зенитных углах (более 30є) по тем же соображениям глубина спуска кондуктора может быть увеличена, но не более чем до 1250 м.

Исходя из вышеизложенного и опыта бурения на Бухаровском месторождении, примем глубину спуска кондуктора 700 м.

Эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускаем до глубины 2700 м по вертикали с целью укрепления стенок скважины, изоляции водоносных горизонтов, недопущения геологических осложнений и создания герметичного канала для транспортировки нефти и газа на поверхность.

Рис. 2.3. График совмещенных давлений. Конструкция скважины.

Для проектирования и расчета диаметров обсадных колонн берется диаметр эксплуатационной колонны, которая задается заказчиком в зависимости от назначения дебита скважины.

В соответсвии с заказом объединения ОАО «Уралнефть» на Бухаровском месторождении спускаются эксплуатационные колонны диаметром 146 мм.

Определяем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну

, (2.10)

где - диаметр колонны по муфте, мм; - зазор между муфтой трубы и стенкой скважины, мм (см. табл. 2.7).[3]

Таблица 2.6

Рекомендуемый зазор согласно наружному диаметру ОК

Диаметр, мм	114-127	140-146	168-194	219-245	273-299	324-351	377>
Зазор Д, мм	7-10	10-15	15-20	20-25	25-35	30-40	40-50

выбираем из [4] и подставляем в формулу (2.10)

мм;

Согласно ГОСТу подбираем = 215,9 мм.

Внутренний диаметр кондуктора (2.11)

,

где д - зазор необходимый для свободного прохода долота (д = 3 - 10 мм).

мм;

Согласно ГОСТу выбираем обсадную колонну с большим внутренним диаметром

мм;

= 244,5 мм (толщина стенки д = 8,9 мм).

Диаметр бурения под кондуктор

мм.

Согласно ГОСТу = 295,3 мм.

Определяем внутренний диаметр направления

мм.

Согласно ГОСТу выбираем обсадную колонну с большим внутренним диаметром

мм;

= 323,9 мм.

Диаметр бурения под направление

мм.

Согласно ГОСТу = 393,7 мм.

Полученные данные представлены в таблице 2.7.

Таблица 2.7

Конструкция скважины

Интервал установки по стволу, м	Наименование обсадной колонны	Диаметр колонны, мм	Наружный диаметр соединения, мм	Диаметр долота, мм
0-30	Направление	324	351	393,7
0-720	Кондуктор	245	270	295,3
0-2739	Эксплуатационная	146	166	215,9

2.3 Обоснование выбора способа бурения скважины

В современном бурении получили распространение два основных способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный и турбинный. Способ бурения выбирают с учетом особенностей и условий проходки скважин, а так же с учетом опыта бурения на данном месторождении.

Проект предусматривает роторный способ бурения направления, турбинный способ бурения под кондуктор и экплуатационную колонну.

Для бурения кондуктора выбран двигатель 3ТСШ-240, для бурения эксплутационной колонны ЗТСШ1-195.

аблица 2.8

Основные технические характеристики турбобуров

Характеристика	3ТСШ-240	ЗТСШ1-195
Наружный диаметр, мм	240	195
Расход жидкости (воды), 10-3 м3/c	32	30
Частота вращения, мин-1	420	400
Мощность, кВт	107,3	53,7
Длина. м	24	26
Масса, кг	5980	4850
Момент на валу двигателя, Н?м	2500	1300
КПД турбины	0,69	0,52

2.4 Выбор типоразмеров породоразрушающего инструмента

В основу выбора типов долот положены конкретные физико-механические свойства пород и конструкция скважины, согласно таблице 2.9 долота на интервалах будут представлены так:

Таблица 2.9

Типоразмеры долот

Интервал, м	Категория пород по промысловой классификации	Тип долота
от	до
0	30	М	393,7 М-ЦВ
30	720	М+С (абразивные)	295,3 МСЗ-ГНУ
720	1350	М+С (абразивные)	215,9 МСЗ-ГНУ
1350	1900	М+С (абразивные)	215,9 МСЗ-ГНУ
1900	2370	Т+С	215,9 ТЗ-ЦВ
2370	2739	Т+С	215,9 ТЗ-ЦВ

2.5 Выбор и расчет компоновок низа и рациональной конструкции бурильной колонны

В состав бурильной колонны входят утяжеленные бурильные трубы (УБТ), стальные (СБТ) и легкосплавкие бурильные трубы (ЛБТ), ведущая труба, долото и при необходимости различные расширители, центраторы, калибраторы и стабилизаторы.

Расчёт утяжеленных бурильных труб (УБТ)

Диаметр УБТ выбирается из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Так как диаметр долота 190,5 мм, то рекомендуемый диаметр УБТ 178 мм. Диаметр бурильных труб выбирается в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны и способа бурения. В рассматриваемом случае диаметр предыдущей обсадной колонны - 226,7 мм, а способ бурения турбинный, поэтому рационально применить бурильные трубы диаметром 127 мм .[4]

. (2.12)

Так как , следовательно, УБТ одноразмерной конструкции.

Длину УБТ определим по формуле

 ,(2.13)

где - нагрузка на долото, кН; - вес турбобура, кН (3ТСШ1-165: = 48500 Н);

; - масса 1 м УБТ, кН; - плотность бурового раствора, - плотность стальных труб.

Тогда

Принимаем = 60 м, что требует 5 труб по 12 м. Окончательно принимаем гладкие горячекатаные . Вес секции Q_УБТ = 1454•60 = 87240 Н.

Определим критическую нагрузку для колонны УБТ без учета перепада давления

, (2.14)

где = 0,853 - коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора; EI - жесткость колонны УБТ, кН·м² (EI = 9666 кНм²).

Тогда

Поскольку d_УБТ < 181 мм, Р_КР < Р_Д, то согласно данным [3] для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины следует предусмотреть промежуточные опоры размером 203 мм с расстоянием между ними а = 23,5 м. Число опор находим по формуле

. (2.15)

Предусмотрим 3 опоры.

Для определения прочности резьбовых соединений вычислим изгибающий момент

,(2.16)

где f - стрела прогиба, м; - длина полуволны, м (в нашем случае ).

;(2.17)

Следовательно

Для УБТ с _Т = 640 МПа предельный переменный изгибающий момент кН

Тогда

,(2.18)

Что превышает коэффициент запаса прочности 1,41,5.

Получаем, что УБТ с _Т = 640 МПа могут быть использованы для заданных условий.

Расчёт стальных бурильных труб (СБТ)

Отношение диаметра СБТ, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ, должно быть не менее 0,7. Исходя из этого условия, принимаем стальные бурильные трубы с приваренными по высаженной части замками и толщиной стенки 9 мм (ТБПВ - 127) группы прочности K. Предел текучести = 90 МПа.

Допускаемая глубина спуска колонны СБТ

,(2.19)

где - допускаемая растягивающая нагрузка бурильных труб данной секции, МН;

;(2.20)

- предел текучести материала труб, МПа; - площадь поперечного сечения труб, м²; - коэффициент запаса прочности, .

Тогда

- вес турбобура, МН; - перепад давления в турбобуре, МПа; - вес 1 м СБТ, МН; - вес УБТ, МН; - площадь сечения канала труб, м²; - плотность материала стальных бурильных труб, г/см³.

Длину СБТ находим из условия, что стальные трубы должны находится в растянутом положении

Принимает = 212,5 м что требует 17 труб по 12,5 м. Окончательно принимаем стальные бурильные трубы с приваренными по высаженной части замками и толщиной стенки 9 мм (ТБПВ - 127). Вес секции Q_СБТ =

Расчёт легкосплавных бурильных труб (ЛБТ)

Выбираем .

Допускаемая длина колонны легкосплавных бурильных труб

, (2.21)

где - предельная нагрузка для легкосплавных бурильных труб, Н (); - вес 1 м легкосплавных бурильных труб, Н (); - плотность материала легкосплавных бурильных труб, г/см³.

Допускаемая длина колонны легкосплавных труб

Длина оставшейся части ствола скважины

Полученное значение допускаемой длиы колонны легкосплавных труб превышает глубину оставшейся части ствола скважины.

Длину легкосплавных бурильных труб принимаем = 2450 м что требует 195 трубы по 12,5 м. Окончательно принимаем легкосплавные бурильныеы труб с толщиной стенки 11 мм (). Вес секции Q_ЛБТ =

Ведущая труба выбирается сборной конструкции квадратного сечения

ТУ 14-3-126-73 [4]: ТВКП-140.

Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность

Условие прочности для наклонно-направленных скважин

, (2.22)

где - нормальное растягивающее напряжение, МПа; - наибольшее напряжение изгиба труб, МПа; - допускаемое напряжение, МПа.

, (2.23)

где - предел текучести материала бурильных труб, МПа; - коэффициент запаса прочности в зависимости от условия работ, для наклонно-направленных скважин при бурении турбобуром .[3]

МПа;

,(2.24)

где - радиус кривизны скважины, м.

Нормальное растягивающее напряжение в поперечном сечении бурильной колонны

, (2.25)

где k - коэффициент учитывающий влияния трения сил инерции и сил сопротивления движению бурового раствора, k = 1,15; - перепад давления на долоте 215,9 ТЗ-ЦВ, Па; - перепад давления в турбобуре ЗТСШ1-195, Па; - площадь поперечного сечения канала трубы, м²; - площадь поперечного сечения тела трубы, м²; - удельный вес стали, Н/м³; - удельный вес алюминия, Н/м³; - удельный вес бурового раствора, Н/м³; , , , - масса СБТ, УБТ, турбобура и ЛБТ соответственно, кг.

, (2.26)

где - внутренний диаметр .

, (2.27)

где - наружный диаметр .

;

.

Перепад давления на долоте

, Па, (2.28)

ота 215,9 ТЗ-ЦВ

= 0,92; - суммарная площадь сечения промывочных каналов в долоте; - расход обеспечивающий вынос шлама.

, (2.29)

где - площадь сечения промывочного канала в долоте 215,9 ТЗ-ЦВ.

;

Па.

Тогда

МПа;

МПа;

МПа; МПа.

Следовательно, условие прочности выполняется.

2.6 Выбор типов промывочной жидкости и гидравлической программы промывки

Тип и параметры буровых растворов выбираются с учетом: геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их диалогического и химического составов; устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора; наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; давлений гидравлического разрыва; накопленного опыта, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора.

Наиболее легкодоступным и дешевым промывочным раствором является глинистый раствор. Он представляет собой дисперсную систему - водную суспензию глинистых частиц. Вода составляет дисперсионную среду, а глинистые частицы - дисперсную фазу. Изменяя состав и относительное содержание этих фаз, обрабатывая их ПАВ или другими веществами, можно в довольно широких пределах регулировать их технологические свойства и успешно бурить скважины в сложных геолого-технических условиях.

При бурении данной скважины под кондуктор, направление и эксплуатационную колонну, без вскрытия продуктивного пласта, глинистый раствор наиболее полно удовлетворяет требованиям, предъявляемым технологией проводки скважины.

Бурение под направление

При бурении интервала 0 - 30 м предусматривается использование глинистого бурового раствора.

Необходимый объем глинистого бурового раствора для бурения скважины под направление

,(2.30)

где V_п - объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов, м³; a = 1,5 - коэффициент запаса бурового раствора; V_б - объем бурового раствора, теряемого безвозвратно в процессе бурения в циркуляционной системе при поглощении, м³.

,(2.31)

где n_i - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м³; l_i - величина технологического интервала скважины, м; V_с - объем скважины в конце i - го интервала бурения с промывкой данным типом раствора, м³.

,(2.32)

где D_i - диаметр ствола скважины i - го технологического интервала, м; k_i - коэффициент кавернозности i - го интервала.

V_п = 5 + 35 = 40 м³;

V_c = 0,785  (0,3937)²  30  1,3 = 4,7 м³;

м³;

м³.

Необходимое количество глинопорошка для приготовления 1 м³ глинистого раствора

(2.33)

где - плотность глинопорошка, г/см³; - плотность воды, г/см³; - небходимая плотность глинистого бурового раствора на данном интервале бурения, г/см³.

Количество глинопорошка для бурения под направление

Объем воды, необходимое для приготовления 1 м³ глинистого бурового раствора заданной плотности

Тогда общее количество воды необходимое для приготовления 53 м³ бурового раствора, составит

Бурение под кондуктор

При бурении интервала 30 - 710 м предусматривается использование глинистого бурового раствора.

Необходимый объем бурового раствора для бурения скважины под кондуктор

V_c = 0,785  (0,2953)²  680  1,3 = 40 м³;

м³;

м³.

Необходимое количество глинопорошка для приготовления 1 м³ глинистого раствора

Количество глинопорошка для бурения под кондуктор

Объем воды, необходимое для приготовления 1 м³ глинистого бурового раствора заданной плотности

Тогда общее количество воды необходимое для приготовления 113,6 м³ бурового раствора, составит

При бурении интервала 300 - 710 м с использованием глинопорошка предусматривается добавка кальцинированной соды из расчета 0,2 кг/м проходки в процессе приготовления глинистого раствора для увеличения рН и степени набухания вновь вводимого глинопорошка. Для увеличения рН в раствор добавляется каустическая сода из расчета 0,125 кг/м проходки, которая вводится в процессе циркуляции в течение 2 - 3 циклов. Для регулирования вязкости использовать НТФ, для регулирования водоотдачи - камцкл.

Регулирование плотности бурового раствора производится за счёт естественной наработки, очистки и разбавления.

Бурение под эксплуатационную колонну

Необходимый объем бурового раствора для бурения скважины под эксплуатационную колонну интервалом 710 - 2700 м.

V_c = 0,785  (0,2159)²  1990  1,3 = 94,7 м³;

м³;

м³.

Вязкость Т₅₀₀ и статическое напряжение сдвига СНС бурового раствора для бурения под ЭК и вскрытия продуктивного пласта должны быть возможно меньшими, но достаточными для удержания во взвешенном состоянии частиц выбуренной породы и утяжелителя при данной плотности бурового раствора.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что верхний предел условной вязкости, определенный прибором ПВ-5, должен составлять Т₅₀₀30 с для раствора с кг/м³ и Т₅₀₀45 с для раствора с кг/м³, а пластическая вязкость соответственно Па?с и Па?с.

Величина фильтрации бурового раствора Ф₃₀ строго регламентируется при проходке проницаемых песчаников, глин с низкими поровым давлением и продуктивных горизонтов. Для этих условий поддерживают Ф₃₀=3-6 см³.

При бурении в нормальных условиях Ф₃₀20-25 см³.

Содержание песка в буровом растворе не должно превышать 1-2 %. При рН<7 существенно интенсифицируется коррозия стальных труб, а при рН>10 - труб из дюраля.

Таким образом, при выборе основных параметров раствора (, Т₅₀₀, СНС, и Ф₃₀) необходимо приблизить их к минимально допустимому пределу, при котором еще можно вести процесс бурения без заметных осложнений.

Главной особенностью Бухаровского месторождения является высокая начальная пластовая температура (118⁰ С). В этой связи для бурении под ЭК и вскрытия продуктивного пласта выбираем термостойкий инвертно-эмульсионный (ТИЭР) буровой раствор на нефтяной основе для бурения скважин с забойними температурами , = 1150 кг/м³; Т₅₀₀ = 25 - 50; Ф₃₀ = 5 - 10; СНС₁ = 1,8 - 6,0; СНС₁₀ = 4 - 10; рН = 9 - 10.

Этот раствор разработан совместно ВНИИБТ и СевКав НИПИнефтью. ТИЭР - инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля (наиболее жирных кислот окисленного петро- латума), катионоактивных ПАВ (АБДМ - хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии.

Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эффективной вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечиваемой быстрым восстановлением вязкости выше зоны забоя и большой скоростью набора прочности структуры.

Оптимальные составы базового ТИЭР с различным пределом термостойкости приведены в таблице 2.10.

Основные показатели, характеризующие устойчивость эмульсии для ТИЭР, должны находиться в следующих пределах: лектростабильность 250 - 450 В; показатель фильтрации при 150 °C 2 - 3 см³/30 мин.

Пластическую вязкость и статическое напряжение сдвига снижают добавкой небольших количеств дизельного топлива или неутяжеленной базовой эмульсии.

Разбуриваемые породы не накапливаются в циркулирующей эмульсии, полностью выносятся из скважины и легко отделяются от нее с помощью вибросит, имеющих размеры ячеек не более 0,6 - 0,8 мм.

Таблица 2.10 Оптимальные составы ТИЭР

Соотношение	Концентрация бентонитовой глины, %	Предел
фаз (вода : масло)	черкасской	саригюхской	асканской	термостойкости, °C
60 : 40	2	1,5	1	100
	3	2	1,5	125
	--	3	2	150
50 : 50	-	5	4	180
40 : 60	-	6	5	200
Примечание. Содержание мыльного эмульгатора: 4 % СМАД и 2 % СаО

Разработка гидравлической программы проводки скважины

Гидравлическая программа проводки скважины представляет собой выбор типа забойного двигателя, выбор расхода промывочной жидкости по интервалам брения, а также определения типа и количества насосов, обеспечивающих необходимый расход промывочной жидкости.

Выбор расхода промывочной жидкости производится с учётом рабочих характеристик забойных двигателей, так как система ''насос - турбобур - скважина'' представляет собой единое целое. Установление необходимого режима работы буровых насосов, выбор турбобуров по интервалам бурения производится с помощью НТС - номограммы, в случае турбинного бурения. Расход промывочной жидкости выбирается из условий: удаление шлама с забоя; вынос шлама на поверхность; обеспечение нормальной работы турбобура.

Расход промывочной жидкости, необходимый для очистки забоя

Минимально необходимый расход Q₁ из условия нормальной очистки забоя определяется по формуле

,(2.34)

где - площадь забоя,

,(2.35)

- удельный расход жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки забоя.

Для бурения с ГЗД принимаем = 0,65 м³/с, при бурении ротором = 0,57 м³/с.

При бурении под направление

.

При бурении под кондуктор

.

При бурении под эксплуатационную колонну

м³/с.

Расход, обеспечивающий вынос шлама

Расход, обеспечивающий вынос шлама должен обеспечивать такую скорость восходящего потока, которая превышает скорость падения твердых частиц, что базируется на данных практики бурения. При бурении на структурированном растворе скорость восходящего потока обычно выбирается м/с;

Определим

,(2.36)

где - диаметр скважины,

, (2.37)

- наружный диаметр труб; - коэффициент уширения ствола, для пород средней твердости , для мягких пород .

При бурении под направление

При бурении под кондуктор



При бурении под эксплуатационную колонну

Расход жидкости для обеспечения нормальной работы турбобура ЗТСШ1-195

Его определяем пользуясь стендовыми характеристиками по формуле

,(2.38)

где величины с индексом “с” относятся к стендовым характеристикам; - коэффициент трения в опорах двигателя, для турбобура с опорами скольжения можно принять = 0,3.

Из [3] выписываем значения для турбобура ЗТСШ1-195

; л/с; МПа;

Тогда

м³/с.

Таблица 2.11

Необходимые расходы для бурения скважины

Участок бурения	Q необходимый для очистки забоя, м3/с	Q необходимый для вынос шлама, м3/с	Q обеспечивающий нормальную работу турбобура, м3/с	Общий расход, м3/с
Направление	0,069	0,067	-	0,069
Кондуктор	0,045	0,032	0,03	0,045
ЭК	0,024	0,014		0,03

Расчёт потерь давления в циркуляционной системе

Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы:

При промывке скважин вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от критерия Хедстрема.

Критерия Хедстрема для БТ

,(2.39)

где - динамическая вязкость; - пластическая вязкость; - внутренний диаметр БТ.

.

Критическое значение Рейнольдса для бурильных труб

,(2.40)

.

Скорость течения в участках циркуляционной системы при при Q = 45 л/с

,(2.41)

л/с;

;(2.42)

Коэффициент гидравлических сопротивлений:

,(2.43)

где- для труб круглого поперечного сечения

Гидравлические потери в бурильных трубах

.(2.44)

МПа.

Критерий Хедстрема для УБТ

Критическое значение числа Рейнольдса для УБТ

.

Скорость течения в участках циркуляционной системы УБТ

л/с;

.

Коэффициент гидравлических сопротивлений УБТ

Гидравлические потери в УБТ

МПа.

Число Хедстрема в кольцевом пространстве между кондуктором и БТ и не обсаженным стволом скважины и БТ

Критическое значение Рейнольдса

.

Скорость течения в участках циркуляционной системы

л/с.

Число Сен-Венана для кольцевого пространства