Проектирование эксплуатационной скважины на Ватинском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Высокие темпы развития различных отраслей науки и производства привели к резкому увеличению потребления различных полезных ископаемых, среди которых особое место занимают нефть и газ. Нефть и природный газ - основа топливно-энергетического баланса страны. Продукты их переработки широко используются во всех отраслях промышленности, сельском хозяйстве и быту.

Современное состояние нефтяной промышленности по сравнению с прошлыми годами значительно различается. Темпы добычи снизились, а так как нефть и газ является не только стратегическим топливом, но и сырьем для химической промышленности, поэтому нефтяная промышленность оказывает огромное влияние на развитие экономики страны, на повышения материального состояния граждан. Необходимость наращивания запасов нефти и газа в отдаленных и труднодоступных районах Российской Федерации обусловила значительный рост затрат на их разведку, добычу и транспортировку. Поэтому особую актуальность приобретает проблема эффективного использования нефти и газа.

Западная Сибирь является основным нефтедобывающим регионом страны, поэтому усилия надо направлять как на освоение новых нефтяных месторождений, так и на разработку эксплуатационных месторождений, повышение нефтеотдачи пластов, комплексную механизацию и автоматизацию добычи нефти и газа.

1. Общая и геологическая часть

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

В административном отношении площадь расположена в Нижневартовском районе Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа.

Местность представляет собой слабовсхолмленую равнину с густо развитой гидрографической сетью. Реки типично равнинные, несудоходны. Площадка буровой находится на незатопляемой территории, свободна от построек и инженерных коммуникаций. Населенных пунктов на участке расположения работ нет. Растительность представлена хвойными (сосна, ель, пихта) и лиственными (береза, осина, рябина) лесами. Почвы, слагающие поверхность площадки, подзолисто-болотные и подзолистые в сочетании с торфяно-болотными, слабоуплотненные, высокопористые, водонасыщенные.

Климат района работ континентально-циклонический с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. Среднегодовая температура составляет плюс 3°С. Среднемесячная температура наиболее холодного месяца января минус 43°С, наиболее теплого июля плюс 17°С. Абсолютный минимум температуры иногда достигает минус 55°С, максимум плюс 32 С. По количеству атмосферных осадков район работ относится к зоне избыточного увлажнения с годовым количеством осадков 400-600 мм.

Наибольшее количество осадков (до 70%) приходится на летний период. Снеговой покров устанавливается в среднем на 6 месяцев с конца октября до конца апреля, мощность его составляет 0,5м на открытых участках и до 2м в залесенных. Промерзаемость грунта на открытых участках составляет 1.5м, в залесенных 0.3-0.4м. Промерзаемость болот также не превышает 0,4м. Многолетне-мерзлые породы в районе работ отсутствуют. Для тяжелой техники болота без предварительной подготовки (проминка, настил и промораживание) непроходимы.

Преобладающими ветрами являются юго-западные и северо-восточные, скорость ветра иногда достигает 20 м/с.

Плотность населения крайне низкая. Ближайшими населенными пунктами являются пос. Вата и пос. Покур соответственно в 35 и 90 км северо-западнее площади работ. Районный центр г.Нижневартовск расположен на р. Обь в 140 км северо-восточнее площади работ. Проектная скважина будет буриться силами Мегионского МУУБР, база которого расположена в г.Мегион. Дорожная сеть в районе работ отсутствует, здесь предусматривается строительство и использование зимних дорог. Для обустройства площадки под буровую используются местные строительные материалы - лес, песок, глина. Энергоснабжение будет осуществляться от ЛЭП. Водоснабжение будет осуществляться от артезианской скважины пробуренной на территории буровой. Транспортировка грузов и персонала до участка проектируемых работ будет прозводиться в летнее время с помощью вертолета, в зимнее на сухопутном транспорте по зимним дорогам.

1.2 Геологические условия бурения

Проектный литолого-стратиграфический разрез месторождения составлен на основании данных поисковых и разведочных работ. Данные о стратиграфическом делении разреза приведены в таб. 1.1.

Таблица 1.1 Стратиграфическое деление разреза скважины

Глубина залегания горных пород, м	Стратиграфическое деление	Коэффициент кавернозности
	название	индекс
от	до
0	40	Четвертичные отложения	Q	1,3
40	110	Журавская свита	P2/3	1,3
110	220	Новомихайловская свита	P2/3	1,3
220	300	Атлымская свита	P1/3	1,3
300	400	Чеганская свита	P1/3-P3/2	1,3
400	680	Люлинворская свита	P2/2	1,3
680	700	Талицкая свита	P1	1,3
700	810	Ганькинская свита	K2	1,25
810	925	Берёзовская свита	K2	1,25
925	950	Кузнецовская свита	K2	1,25
950	1680	Покурская свита	K2-K1	1,25
1680	1720	Алымская свита	K1	1,25
1720	2200	Вартовская свита	K1	1,25
2200	2445	Мегионская свита	K1	1,25
2445	2455	Баженовская свита	J3	1,25
2455	2460	Георгиевская свита	J3	1,25
2460	2650	Васюганская свита	J3	1,25

Таблица 1.2 Литологическая характеристика разреза скважины.

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки(структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
	От (верх)	До (низ)
Q	0	40	Супеси серые, пески желтовато-серые, суглинки вязкие
P2/3	40	110	Глины з/серые с прослойками песка м/з
P2/3	110	220	Переслаивание глин и песков серых м/з глинистых
P1/3	220	300	Пески серые с/з и м/з, глины серые с прослоями бурых углей
P1/3-Р3/2	300	400	Глины серые с линзами алевролитового материала
P2/2	400	680	Глины опоковидные, опоки серые
P1	680	700	Глины т/серые с линзами алевролитов
К2	700	810	Глины серые, диатомовые, известковистые
К2	810	925	Опоки серые, глины з/серые с прослоями углей
К2	925	950	Глины з/серые алевритистые
К2+К1	950	1680	Чередование песков, глин, песчаников р/з и глин серых алевритистых
К1	1680	1720	Аргиллиты серые плотные, песчаники м/з рыхлые, алевролиты серые слюдистые
К1	1720	2200	Аргиллиты серые слюдистые, песчаники т/серые м/з, алевролиты м/з крепкие серые
К1	2200	2445	Песчаники серые крепкие р/з кварцевые с прослоями алевролитов серых плотных, аргилли-ты серые алевритистые с включениями растительного детрита
J3	2445	2455	Черные битуминозные аргиллиты, иногда с конкрециями известняков
J3	2455	2460	Аргиллиты т/серые с включениями глауконита, глинисто-известковистые породы и глауконит
J3	2460	2650	Песчаники с линзами аргиллитов, с включениями углистого детрита, пирита, аргиллиты серые и т/серые с прослоями алевролитов

Данные о механических и фильтрационно-емкостных свойствах горных пород, слагающих геологический разрез скважины, представлены в таб. 1.3.

Таблица 1.3.Механические и фильтрационно-емкостные свойства горных пород

Индекс стратиграфического подразделения	Интервалы залегания горной породы, м	Краткое название горной породы	Плотность г\см3	Пористость%	Проницаемостьм2
	от	до
К2-К1	950	1680	песчаник	2,01	23	0,44-0,8
К1(АВ1-3)	1680	1745	песчаник	2,01	23	0,1
К1(АВ4-8)	1790	1890	песчаник	2,01	22	0,15
К1(БВ0-5)	1890	1970	песчаник	2,16	21	0,12
К1(БВ6-8)	2000	2080	песчаник	2,16	21	0,2
К1(БВ9-10)	2200	2250	песчаник	2,17	20	0,1
К1(БВ19-22)	2400	2430	песчаник и алевролит	2,18	20	0,02
К1(ЮВ1-1)	2460	2480		2,18	17	0,03

Глинистость, %	Карбонатность, %	Твёрдость гп, МПа	Предел текучести горной породы, МПа	Категория абразивности.
6-16	3-7	1,4-23	10-20	3-8
6-12	5-7	2,5- 23	15-20	3-8
9-10	5-7	4-23	15-20	3-8
9-10	5-7	4-23	15-20	3-8
9-10	5-7	4-23	15-20	3-8
9-12	4-7	4-23	15-20	3-8
12-16	3-4	3-20	5-18	1-8
12-16	3-4	3-20	5-18	1-8

Градиенты давлений и температуры по разрезу скважины представлены в таб. 1.4

Таблица 1.4. Градиенты давлений и температуры по разрезу скважины.

Интервал залегания гонных пород, м	Градиент давления	Температура в конце интервала, С
	Пластового, МПа	Порового, МПа	Гидроразрыва, МПа	Горного, МПа
от	до
0	570	0,01	0,01	0,02	0,022	18
570	950	0,01	0,01	0,02	0,022	28
950	1680	0,01	0,01	0,017	0,022	51
1700	2650	0,02	0,01	0,0161	0,022	81

Характеристика водоносных комплексов представлена в таб. 1.5.

Таблица 1.5. Характеристика водоносных комплексов.

Интервал, м	Тип коллектора	Свободный дебит, м3/сут	Плотность, г/см3	Химический состав воды
От	до				Cl-	HCO3	Na+
950	1700	поровый	1260-3500	1,01	98	2	85
1925	1930	поровый	33	1,016	99	1	85
2375	2380	поровый	1-2	1,016	98	2	84
2495	2500	поровый	---	1,016	---	---	---
2655	2670	поровый	13-35	1,016	99	1	88

Продолжение таблицы 1.4. Характеристика водоносных комплексов

Химический состав воды	Степень минерализации, г/л	Тип вод
SO4	Mg	CA
---	---	15	20	Гидрокарбонат К
---	1	14	21---24	Хлоркальциевый
---	---	16	26---28	Хлоркальциевый
---	---	---	---	Хлоркальциевый
---	2	10	28	Хлоркальциевый

1.3 Ожидаемые осложнения и их характеристика

Ожидаемые осложнения и их характеристика приведены в таб. 1.5.

Таблица 1.5. Ожидаемые осложнения и их характеристика.

Интервал, м	Виды осложнения	Характеристика осложнения
От	До
0	700	Поглощение бурового раствора. Осыпи и обвалы стенок скважины. Прихваты бурильного инструмента	Неустойчивость породы.
700	1700	Осыпи и обвалы стенок скважины. Прихваты бурильного инструмента. Разжижение глинистого раствора.	Разбавление агрессивными водами.
1700	2700	Прихваты бурового инструмента. Сужение ствола скважины.	Разбухание глин.

2. Технологическая часть

2.1 Выбор и обоснование способов бурения

В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения используются следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

На основании этой информации в соответствии с [1] может быть выбран способ бурения по интервалам бурения и для скважины в целом.

Исходя из всестороннего и тщательного анализа передового опыта, и учитывая геологические условия бурения на Ватинском месторождении, принимается механический вращательный способ бурения с гидравлическим забойным двигателем. На Ватинском месторождении по ранее пробуренным скважинам установлено, что турбинный способ бурения более рациональный и экономичный.

Исходя из этого, в проектируемой скважине нет необходимости применять какой-либо другой способ бурения.

2.2 Конструкция и профиль проектной скважины

2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины

Основные параметры конструкций скважины - количество и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную колонну, а также высота подъема и качество тампонажного раствора за ними, обеспечение полноты вытеснения бурового раствора.

Разработка конструкции скважины базируется на следующих основных геологических и технико-экономических факторах:

а) геологические особенности залегания горных пород, их физико-механическая характеристика, наличие флюидосодержащих горизонтов, пластовые температуры и давления, а также давление гидроразрыва проходимых пород;

б) назначение и цель бурения скважины;

в) предполагаемый метод заканчивания скважины;

г) способ бурения скважины;

д) уровень организации, техники, технологии бурения и геологическая

изученность района буровых работ;

е) уровень квалификации буровой бригады и организация материально-

технического обеспечения;

ж) способы и техника освоения, эксплуатации и ремонта скважины.

Для выбора числа колонн и глубины их спуска используется график совмещенных давлений.

График совмещенных давлений приведен в таблице 2.1. Исходя из графика, несовместимых интервалов бурения нет; поэтому конструкция скважины будет состоять из кондуктора и эксплуатационной колонны.

Минимально необходимую глубину спуска кондуктора определяют из условия предотвращения гидроразрыва пласта при закрытом устье в случае выброса из продуктивного пласта

(2.1)

где: P_у - ожидаемое максимальное давление на устье во время

нефтепроявления и закрытия устья, МПа;

Р_пл - пластовое давление проявляющего горизонта, МПа;

L_кр - глубина кровли проявляющего горизонта, м;

С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

При бурении под эксплуатационную колонну будут вскрыты пласты АВ_1-3, АВ_4-8, БВ_0-5, БВ_6-8, БВ_9-10, БВ_19-22, ЮВ_1-1. При этом пласт ЮВ_1-1 c l_кр=2460 м имеет большее пластовое давление, чем вышележащие пласты, Р_пл=251 кгс/см²; г_н=0,84 г/см³.

Таблица 2.1. График совмещенных давлений

При нефтепроявлении из него и закрытом устье скважины устьевое внутреннее давление будет:

Р_у = Р_пл - 0,1*Р_ф*L,

где Р_пл - пластовое давление, кгс/см²;

Р_ф - плотность флюида, г/см³;

L- глубина кровли проявляющего пласта, м;

Ру=251- 0,1 *0,84*2460 = 45 кгс/см²;

Тогда минимально необходимая глубина спуска кондуктора будет равна:

(2.2)

где A_грп- градиент давления в предполагаемом интервале установки кондуктора, кгс/см² м;

= 726 м

Исходя из графика совмещенных давлений и расчета, выбираем конструкцию скважины:

1. 0-750м-кондуктор; служит для крепления верхней неустойчивой части разреза в скважине, для изоляции водоносных горизонтов, установки противовыбросового оборудования (превентор) и для подвески последующих колонн.

2. 0-2498м-эксплуатационная колонна; служит для разобщения продуктивных горизонтов, для создания циркуляционной связи (гидравлической) с эксплуатационным объектом (продуктивным пластом) и разобщения проницаемых пород.

Диаметр эксплуатационной колонны выбирается, исходя из предполагаемого дебита продуктивного горизонта. В данном случае, исходя из дебита 160м³/сут, диаметр эксплуатационной колонны будет равен 146мм. После выбора диаметра эксплуатационной колонны рассчитывается диаметр долота по формуле:

Д^эксд=Д^эксм+2д, (2.3)

где Д^экс_д - диаметр муфт эксплуатационной колонны, Д^экс_д = 166мм;

д -зазор между стенками скважины и эксплуатационной колонной,

д= 5мм.

Тогда Д^экс_д =166+2*15=196 мм.

Принимаем ближайший больший диаметр долота, равный 215,9мм. По диаметру долота под эксплуатационную колонну, выбирается внутренний диаметр кондуктора по формуле:

Д^к_в=Д^экс_д+Д (2.4)

где Д - необходимый зазор для прохода долота в кондукторе, Д =5мм.

Тогда Д^к_в = 215,9 + 5 = 220,9 мм.

Найдем наружный диаметр кондуктора по формуле:

Д^к_н=Д^к_в+2*в (2.5)

где в -максимальная толщина стенки кондуктора, мм.

Д^к_н=220,9+2*10=240,9мм.

Принимаем диаметр кондуктора 245мм. Найдем диаметр долота под кондуктор:

Д^к_д=245+2*10=285 мм.

Принимаем ближайший больший диаметр долота, равный 295,3мм. Согласно " Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности " (ПБ) кондуктор цементируется от башмака до устья, а эксплуатационная от башмака до уровня на 150м выше башмака предыдущей колонны. Все полученные данные сведены в таблицу.

Таблица 2.2

Наименование колонн.	Диаметр колонн.	Диаметр долота, мм.	Глубина спуска, м.	Интервал цементирования, м.
Кондуктор	245	295,3	750	0-750
Эксплуатационная	146	215,9	2498	600-2498

2.2.2 0боснование и расчет профиля проектной скважины

Выбор того или иного типа зависит от геологических условий на месторождении, глубины скважины по вертикали, величины отклонения, интенсивности набора и падения зенитного угла на данном месторождении при бурении с отклонителем или без него и др. В настоящее время не разработаны четкие правила, позволяющие однозначно выбрать профиль того или иного типа.

Самый распространенный тип профиля в Западной Сибири пятиинтервальный, который включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации и четвертый участок набора зенитного угла, пятый участок стабилизации зенитного угла. Его применение рекомендуется при значительных отклонения скважины от вертикали. Такая разновидность профиля дает достаточно большой отход скважины от вертикали и вскрытие продуктивного пласта с зенитным углом скважины при входе в него равным 40-60 градусов. Это позволит увеличить приток нефти в скважину.

При этом для профиля должно быть учтено требование, которое поставило НГДУ для всех скважин пробуренных на данной площади:

- на первом участке набора угла интенсивность искривления была i₁=1 град/10 м;

- на втором участке набора угла i₂= 2 град/10 м;

Исходя из опыта бурения скважин на данном месторождении, а также учитывая большую величину отхода скважины от вертикали, принимаем длину вертикального участка Н_в равную 100 метров.

Радиусы кривизны для второго и четвертого участка вычисляем по формуле:

(2.6)

где R - радиус кривизны, м;

i - интенсивность искривления, град/м;

Тогда

Зенитный угол скважины в конце второго интервала и₂ рассчитывается по формуле:

; (2.7)

где R₂ - радиус кривизны второго интервала, м;

S - общий отход скважины(смещение), м;

H - вертикальная проекция, м;

Н =h-Н_в (h-глубина скважины по вертикали);

град

Длина второго интервала l₂ определяется по формуле:

l₂= 0,01745*R₂* и₂ =0,01745*573*28=279,96 м

Вертикальная проекция второго интервала H₂ определяется по формуле:

H₂= R₂*sinи₂= 573*0,469 =268 м

Горизонтальная проекция второго интервала S₂ определяется по формуле:

S₂ = R₂*(1-cosи₂) = 573*( 1-0,883 ) = 67,04 м

Далее определяется длина третьего прямолинейного участка по формуле

l₃ = A-B, (2.8)

(2.9)

(2.10)

Тогда В=573*(1-0,883)+(2498-100-573*0,469)*0,532= 1199

l₃ =2410,9-1199 = 1211,9 м,

Для третьего интервала глубина h₃ и отход S₃ определяются по формулам:

Зенитный угол скважины на конечной глубине и₄ определяется по формуле

Длина четвертого интервала l₄ определяется по формуле:

l₄= 0,01745*R₄* (и₄- и₂) =0,01745*286,5*12=60 м

Вертикальная проекция четвертого интервала H₄ определяется по формуле:

H₄= R₄*(sinи₂ - sinи₄)= 286,5*0,173= 50 м

Горизонтальная проекция четвертого интервала S₄ определяется по формуле:

S₄ = R₄*(cosи₄- cosи₂) = 286,5*0,117 = 33,5 м

Далее определяется длина пятого прямолинейного участка по формуле

l₅ = H₅/cosи₄;

при H₅= H - H₁ - H₂ - H₃ - H₄ =2498 - 100 - 268 - 1070 - 50 = 1011

l₅= 1011/0,766=1318 м

Рис.1. Профиль ствола скважины.

Таблица 2.3. Профиль ствола скважины с отклонением по кровле 1200м

Интервал по вертикали, м	Длина интервала по вертикали, м	Зенитный угол, град	Горизонтальное отклонение, м	Длина по стволу, м
от	до		в начале интервала	в конце интервала	за интервал	общее	интервал	общая
0	100	100	0	0	0	0	100	100
100	367	267	0	28	67	67	279	379
367	1437	1070	28	28	568	635	1211	1590
1437	1487	50	28	40	33,5	669	60	1650
1487	2498	1011	40	40	531	1200	1318	2968

Выбор компоновок низа бурильной колонны для реализации профиля наклонной скважины.

Основной критерий при выборе компоновки низа бурильной колонны для бурения того или иного участка профиля ствола наклонной скважины - интенсивность изменения зенитного угла при бурении этой компоновкой.

Первый интервал скважины вертикален и при бурении необходимо, обеспечить минимальное искривление ствола. В мягких породах хорошие результаты дают так называемые маятниковые компоновки, в которых используется эффект большой массы нижней части КНБК. КНБК состоит из долота, калибратора, забойного двигателя, УБТ, центратора, бурильных труб.

Наиболее предпочтительно в интервале набора кривизны ствола скважины применять укороченный забойный двигатель. С целью увеличения зенитного угла при бурении забойным двигателем выбирается следующее КНБК: долото, наддолотный калибратор, турбинный отклонитель, УБТ.

Для стабилизации зенитного угла выбираем следующею компоновку КНБК: долото, наддолотный калибратор, стабилизатор на корпусе турбобура, турбобур и УБТ.

2.3 Разработка режимов бурения

2.3.1 Выбор типоразмеров долот

В основу выбора типа долот положены механические свойства горных пород (твердость, абразивность. пластичность и др.). Литологический разрез, перемежаемость пород, опыт на соседних площадях, а также учитываются условия, которые обеспечивают минимум эксплуатационных затрат на 1 метр проходки. Для разрушения горной породы в скважине используются шарошечные долота, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с другими типами долот:

1. Высокая эффективность разрушения горных пород.

2. Низкая интенсивность износа зубьев шарошек.

Интервал бурения под кондуктор сложен из рыхлых и мягких пород значительной абразивности.

Для этого интервала мы применяем тип долота III-295,3 МС-ГВ, где III-число шарошек; 295,3-диамегр долота в мм; МС- мягкие с прослойками средней твердости породы; Г- боковая гидромониторная промывка; В-опора шарошек крепится на подшипниках качения.

В интервале бурения от 750 до 2460 метров под эксплуатационную колонну применяем тип долота III-215,9 СЗ-ГВ. Интервал сложен из абразивных пород средней твердости. В интервале бурения от 2460 до 2548 метров применяем долота типа III-215,9 ТЗ-ГНУ. Долото предназначено для бурения абразивных, твердых с пропластками крепких пород. Долото имеет боковую гидромониторную промывку, опоры шарошек на одном подшипнике скольжения (остальные подшипники качения ) опоры шарошек, герметизированные уплотнительными кольцами.

2.3.2 Расчет осевой нагрузки

Осевая нагрузка на долото является одним из важнейших параметров бурения. Она обеспечивает объемное разрушение горной породы, влияет на механическую скорость бурения и проходку на долото. Любое изменение осевой нагрузки приводит к изменению показателей работы долота. Для расчета осевой нагрузки используется формула:

G _ос =g*Д_д (2.11)

где g-удельная осевая нагрузка для соответствующих пород, гс/см;

Д_д- диаметр долота, см. Для пород типа:

МС g==300-470 кгс/см;

СЗ g=470-750 кгс/см;

ТКЗ g=750-1000 кгс/см.

При этом расчетное значение осевой нагрузки в любом случае не должно превышать 80% от предельно допустимой нагрузки на долото:

G_ос=0,8*G_пред, (2.12)

где G_пред - предельная нагрузка на долото, кгс, - из источника/1 /;

Рассчитаем осевую и предельную нагрузки на долота:

G_ос1 =300*29,53= 8859 кгс;

G_ос2 =470*29,53= 13879 кгс;

G_пред=0,8*40000= 32000кгс.

Исходя из расчетов, принимаем осевую нагрузку при бурении под кондук-тор 13,8тс.

Рассчитаем осевую нагрузку на долото при бурении под эксплуатационную колонну для СЗ пород:

G_ос= 470*21,59 = 10147 кгс;

G_ос = 750*21,59 = 16192 кгс;

G_пред =0,8*25000 =20000 кгс.

Принимаем осевую нагрузку 16,1 тс.

Рассчитаем осевую нагрузку на долото при бурении пород типа ТЗ:

G_ос =750*21,59 = 16192 кгс:

G_ос = 1000*21,59 = 21590 кгс;

С_пред=0,8*25000 = 20000 кгс.

Так как расчетное значение осевой нагрузки не должно превышать 80% от предельно допустимой нагрузки на долото, то принятая осевая нагрузка будет равна 16,1 тс.

2.3.3 Определение частоты вращения долота

Каждому типу пород соответствуют свои критические скорости вращения долота, превышение которых вызывает снижение механической скорости проходки. Такие превышения частоты вращения долота снижают долговечность их работы, из-за более интенсивного износа опор и сокращает проходку на рейс долота. Оптимальная частота вращения долот, типа МС, находится в диапазоне 150-300 об/мин, типа СЗ - 100-200 об/мин, типа ТКЗ - 100 об/мин. Расчет частоты оборотов ведется по износу опор или по предельной окружной скорости. Производим расчет по второму методу:

n=(60*V_л)/(р *Д_д), (2.13)

где V_л- рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, для пород МС-2,8м/с; для С3-1,3м/с; для ТКЗ-1м/с;

Д_д- диаметр долота, м.

При бурении под кондуктор:

n=(60*2,8)/(3,14*0,2953)=181 об/мин;

При бурении под эксплуатационную колонну:

n₂=(60* 1,3)7(3,14*,02159)=115 об/мин;

n₃=(60* 1 )/(3,14*0_;2159)= 89 об/мин.

Результаты частоты вращения долот заносим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4. Частота вращения долот.

Интервалы бурения	0-750	750-2460	2460-2548
Диаметр долота, мм	295,3	215,9	215,9
Частота вращения об/мин.	181	115	89

2.3.4 Расчет расхода очистного агента

Промывочная жидкость должна обеспечивать своевременную и качественную очистку забоя и транспортировку шлама на поверхность по затрубному пространству скважины.

Для каждого конкретного случая существует определённое значение расхода промывочной жидкости, кроме того, она является носителем энергии при использовании гидравлических забойных двигателей и буровых долот с гидромониторным эффектом. Таким образом, необходимо чтобы выбранный расход бурового раствора обеспечивал следующие функции:

· очистка забоя скважины от выбуренной породы;

· удаление продуктов разрушения по затрубному пространству;

· нормальную работу гидравлического забойного двигателя;

· гидромониторный эффект при бурении долотами с гидромониторными насадками.

1. Рассчитывается расход промывочной жидкости по интенсивности очистки забоя скважины.

Q = k • S_заб, л/с (2.14)

где k - коэффициент удельного расхода жидкости (0,03 ч 0,065 л/с);

S_заб - площадь забоя скважины, см².

Площадь забоя скважины рассчитывается по формуле:

S_заб = 0,785 • D_д², см² (2.15)

В интервале бурения под кондуктор площадь забоя скважины рассчитывается по формуле (11):

S_заб = 0,785 • 29,53² = 684,53 см².

Расход промывочной жидкости на данном интервале бурения определяется по формуле (2.14):

Q = 0,065 • 684,53 = 44,5 л/с.

В интервале бурения под эксплуатационную колонну площадь забоя скважины рассчитывается по формуле (2.14):

S_заб = 0,785 • 21,59² = 365,91 см².

Расход промывочной жидкости на данном интервале бурения определяется по формуле (2.14):

Q = 0,065 • 365,91 = 23,8 л/с.

2. Рассчитывается расход промывочной жидкости по скорости восходящего потока.

Q = V_В • S_К.П. •10³, л/с (2.16)

где V_В - скорость восходящего потока, м/с;

S_К.П. - площадь кольцевого пространства, м².

Площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле:

S_К.П. = 0,785 • (D_д² - d_Б.Т.²), (2.17)

В интервале бурения под кондуктор принимается: d_Б.Т. = 0,127 м, V_В = 0,9 м/с, тогда площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле (2.17):

S_К.П. = 0,785 • (0,2953² - 0,127²) = 0,0558 м²;

Расход промывочной жидкости на данном интервале рассчитывается по формуле (2.16):

Q = 0,9 • 0,0558 •10³ = 50,22 л/с.

В интервале бурения под эксплуатационную колонну принимается: d_Б.Т. = 0,127 м, V_В = 0,6 м/с, тогда площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле (2.17):

S_К.П. = 0,785 • (0,2159² - 0,127²) = 0,0239 м²;

Расход промывочной жидкости на данном интервале рассчитывается по формуле (2.16):

Q = 0,6 • 0,0239 •10³ = 15 л/с.

Рассчитывается расход промывочной жидкости из условия создания гидромониторного эффекта.

Q = F_н • 7,5, л/с (2.18)

где F_н - площадь сечения насадок долота, см²;

F_н = m • (р • d_н²) / 4, см² (2.19)

где m - число насадок;

d_н - диаметр насадок, см.

Площадь сечения насадок долота рассчитывается по формуле (2.19):

F_н = 3 • (3,14 • 1,5²) / 4 = 5,29 см²

Расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.18):

Q = 5,29 • 7,5 = 39,6 л/с

3. Рассчитывается расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама на поверхность.

Q = V_кр• S_max+ (S_заб• V_мех• (г_п - г_ж)) / (г_см - г_ж), м³/с (2.20)

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

S_max - максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м²;

S_заб - площадь забоя скважины, м²;

V_мех - механическая скорость бурения, м/с;

г_п - удельный вес породы, г/см³;

г_ж - удельный вес промывочной жидкости, г/см³;

г_см - удельный вес смеси (шлам и промывочная жидкость), г/см³;

г_см - г_ж = 0,01 ч 0,02 г/см³, принимаем г_см - г_ж = 0,02 г/см³.

Задаются параметры: V_мех = 0,05 м/с, V_кр = 0,5 м/с, г_п = 2,4 г/см³, г_ж = 1,15 г/см³.

В интервале от 0 до 750 метров рассчитывается площадь забоя скважины:

S_заб = 0,2953² • 0,785 = 0,068 м²;

В интервале от 750 до 2498 метров площадь забоя скважины будет равняться:

S_заб = 0,2159² • 0,785 = 0,036 м².

В интервале от 0 до 750 метров рассчитывается максимальная площадь кольцевого пространства скважины:

S_max = (0,2953² - 0,127²) • 0,785 = 0,0558 м²;

В интервале от 750 до 2498 метров максимальная площадь кольцевого пространства скважины будет равняться:

S_max = (0,2159² - 0,127²) • 0,785 = 0,0239 м².

В интервале от 0 до 750 метров рассчитывается расход промывочной жидкости по формуле (2.20):

Q = 0,5 • 0,0558 + (0,068 • 0,05 • (2,4 - 1,15)) / 0,02 = 0,24 м³/с = 24 л/с

В интервале от 750 до 2498 метров расход промывочной жидкости будет равняться:

Q = 0,5 • 0,0239 + (0,036 • 0,05 • (2,4 - 1,11)) / 0,02 = 0,12 м³/с = 12 л/с

4. Рассчитывается расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины.

Q = S_min • V_{кп max}, л/с (2.21)

где S_min - минимальная площадь кольцевого пространства, м²;

V_{кп max} - максимально допустимая скорость течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве, V_{кп max} = 1,5 м/с.

В интервале бурения под кондуктор принимается d_Б.Т. = 0,178м и минимальная площадь кольцевого пространства рассчитывается:

S_min = 0,785 • (0,2953² - 0,178²) = 0,0435 м²;

В интервале бурения под эксплуатационную колонну принимается d_Б.Т. = 0,178м и минимальная площадь кольцевого пространства рассчитывается:

S_min = 0,785 • (0,2159² - 0,178²) = 0,0117 м²;

В интервале бурения под кондуктор расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.21):

Q = 0,0435 • 1,5 =0,065 м³/с = 65 л/с;

В интервале бурения под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.21):

Q = 0,0117 • 1,5 =0,018 м³/с = 18 л/с.

5. Рассчитывается расход промывочной жидкости для предотвращения прихватов инструмента.

Q = S_max • V_{кп min}, м³/с (2.22)

где S_max - максимальная площадь кольцевого пространства, м²;

V_{кп min} - минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве, V_{кп min} = 0,5 л/с.

В интервале бурения от 0 до 750 метров расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.22):

Q = 0,0558 • 0,5 = 0,0279 м³/с = 27,9 л/с;

В интервале бурения от 750 до 2498 метров расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.22):

Q = 0,0239 • 0,5 = 0,0119 м³/с = 11,9 л/с.

6. Расчет не допущения гидроразрыва пород.

Р_гр = 0,0083 • Н + 0,66 • Р_пл, (2.23)

где Н - глубина скважины, м;

Р_пл - пластовое давление, МПа.

Принимаются плотность промывочной жидкости г_ж = 1,1 г/см³, пластовое давление Р_пл = 26,1 МПа.

Следовательно, по формуле (2.23):

Р_гр = 0,0083 • 2580 + 0,66 • 26,1 = 38,58 МПа.

Давление в скважине рассчитывается по формуле:

Р_скв = 0,1 • г_ж • Н, атм. (2.24)

где г_ж - плотность промывочной жидкости, г/см³;

Н - глубина скважины, м.

Р_скв = 0,1 • 1,1 • 2498 = 342.87атм. =34.28МПа.

Так как Р_гр ? Р_скв, значит гидроразрыва пород не будет.

Из всех расчетных значений расхода промывочной жидкости приведенных выше выбирают оптимальные. Результаты расчетов приведены в табл. 2.5.

Таблица 2.5

Интервал, м	Расход промывочной жидкости (Q), л/с
0	750	24 ч 65
750	2498	11 ч 39

2.3.4 Выбор и обоснование типа промывочной жидкости и ее свойств для бурения различных интервалов проектной скважины

Буровые растворы выполняют ряд функций, которые определяют не только увеличение скорости бурения, но и ввод скважин в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.

Основные функции: обеспечение быстрого углубления, сохранение устойчивости стенок скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов. Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия бурового раствора с проходимыми горными породами. В настоящее время для удаления продуктов разрушения, при бурении скважин, используются растворы на водной основе (глинистые, малоглинистые), растворы на нефтяной основе.

При проходке интервала под кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, обеспечивать сохранение стенок скважины и обладать хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов бурового инструмента. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и не высоким значением показателя фильтрации. Указанные требования к технологическим показателям бурового раствора обуславливают использование при бурении под кондуктор глинистый раствор.

Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющими обеспечить безаварийную проводку скважины, высокие технико-экономические показатели бурения.

Одним из основных показателей бурового раствора является плотность, которая выбирается исходя из требований правил безопасности, особенностей геологического строения разреза и опыта бурения скважин в аналогичных условиях.

Бурение под эксплуатационную колонну производится на глинистой суспензии плотностью 1,05 г/см³, для приготовления которой используется часть раствора, оставшегося после бурения под кондуктор, с последующей наработкой естественного глинистого раствора при разбуривании глинистых отложений.

2.4 Разработка рецептур бурового раствора

Выбор рецептур промывочной жидкости является одним из важнейших условий для безаварийной работы при бурении скважины. Он основывается на геологических условиях, в частности литологическом составе пород, осложнениях, которые возможны в различных интервалах, забойная температура, а также на опыте бурения на заданном или близлежащих месторождениях, возможности достижения более высоких показателей работы долот. При этом необходимо учитывать доступность сырья, расход химреагентов и минералов, включающие их транспортные затраты, технологию бурения, особенности приготовления, а также стоимость химреагентов. Компонентный состав промывочных жидкостей и характеристика компонентов при бурении представлены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 Компонентный состав промывочных жидкостей.

Тип раствора.	Интервал.	Наименование компонентов.	Плотность компонентов, г/см3.	Содержание компонентов в растворе, кг.
Глинистый раствор.	Под кондуктор	Бентонит	2,60	15660
		Кальцинированная сода	2,50	126
		Техническая вода	1,00	180м3
Естественный глинистый раствор.	Под эксплуатационную колонну.	Техническая вода	1,00	281м3
		ГКЖ-10	1,21	1819л
		КМЦ-600	1,85	1735
		СМАД	3,50	989
		Кальцинированная сода	2,50	400
		Гипан (с глубины 1000 м)	1,11	449

Для более качественной очистки бурового раствора от выбуренной породы рекомендуется устанавливать 3^х- ступенчатую систему очистки на всем интервале бурения и при вскрытии продуктивного горизонта устанавливать 4^х-ступенчатую систему очистки: вибросито, песко-, илоотделитель и центрифугу.

2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

Выбор типа забойного двигателя проводится в зависимости от конструкции, глубины и геологических условий проводки скважины.

При проводке скважин на Ватинском месторождении, для бурения целесообразно применять турбобуры. При выборе турбобура необходимо учитывать диаметр долота и номинальный момент на валу. Диаметр турбобура рассчитывается по формуле:

Д_Т=0,9*Д_Д, (2.25)

где Д_д- диаметр долота, мм.

Тогда Д_т=0,9*295,3=265,7мм.

Номинальный момент на валу турбобура рассчитывается по формуле:

М_кр=М₀+(М_уд*G_ос), (2.26)

где М₀- крутящий момент, необходимый для вращения долота, ненагружен ного, М₀=21Н м; М_уд- момент, приходящийся на 1кг G_oc, М_уд=10н м/тс; тогда М_кр=21+(10*14)=1610Нм.

На основании полученных М_кр и Д_т для бурения под кондуктор выбираем турбобур TШ-240, его технические характеристики:

Расход жидкости - 32-34л/с;

Частота вращения - 420-450об/мин;

Рабочий момент на валу - 2,5-2,7кН м;

Перепад давления - 5-5,5МПа;

Масса-5980кг;

Длина - 23550мм.

Аналогично ведем подбор турбобура под эксплуатационную колонну:

Д_т=0,9*215,9=194,3мм; М_кр=14+(9*17)=1670Нм.

На основании произведенных расчетов принимаем турбобур ТШ-195М, его технические характеристики:

Расход жидкости - 40-45л/с;

Частота вращения - 355об/мин;

Рабочий момент на валу - 1,7кН м;

Перепад давления - 5,5МПа;

Масса-4325кг;

Длина - 25700мм.

2.6 Гидравлический расчет промывки скважины

Целью составления гидравлического расчета промывки скважины является определение рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку буровых долот при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого оборудования и инструмента. Основные задачи при составлении гидравлической программы бурения скважины - выбор технологически необходимого расхода бурового раствора, оптимальной схемы и режима очистки забоя скважины и рационального использования гидравлической мощности буровых насосов. Гидравлический расчет промывки скважины будет осуществляться по методике изложенной в источнике /8/.

Исходные данные для расчета: назначение скважины - эксплуатационная, проектная глубина 2968 м, скважина наклонно-направленная. Диаметр гидромониторного долота 215,9 мм. Тип турбобура ТШ-195М, на буровой установлено два буровых насоса У8-6МА, коэффициент наполнения насосов з=0,85. Бурильные трубы ТБПВ наружным диаметром 127 мм с толщиной стенки 8ч9 мм. Утяжеленные бурильные трубы диаметром 178 мм длиной 24 м с внутренним диаметром 90 мм.

Оборудование напорной линии включает: стояк диаметром 0,141 м, буровой шланг с внутренним диаметром 0,090, вертлюг с условным диаметром проходного сечения 0,090 м, ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0,090 м, горизонтальный нагнетательный трубопровод длиной 60 м выполнен из труб диаметром 0,168 м с толщиной стенки 5=12 мм. Максимально допустимое рабочее давление напорной линии 25,0 МПа. Перепад давления на турбобуре ТШ-195М при течении бурового раствора плотностью Р_о=1000кг/м³ Р_дв=5,5 МПа.

Диаметр ствола скважины принимается равным номинальному диаметру долота.

1. Выбор расхода бурового раствора и рабочего давления буровых насосов.

Для обеспечения нормальной работы турбобура ТШ-195М расход бурового раствора Q₀ принимается равным 0,040 м³ /с. Такой расход может быть получен при работе двух насосов У8-6МА, оснащенных втулками диаметром 0,140м (Q₀,047м³/с),

Q =з_н*Q_0, (2.27)

Q = 0,85* 0,047= 0,040 м³/с

При работе с втулками диаметром 0,140 м паспортное максимально допустимое рабочее давление бурового насоса У8-6МА Р_{о mах}= 22,5МПа. Согласно условию Р₀=(0,65-0,85) Р_{0 mах} с учетом опыта эксплуатации буровых насосов в конкретном районе рабочее давление Р₀ принимается равным 0,85, тогда

Р_{0 max}=0,85*22,5=19,0 МПа.

2. Определение режима течения бурового раствора.

Режим течения бурового раствора определяется для каждого интервала. Рассмотрим интервал бурения 0-2498 м. Вычисляют критерий Хедстрема по формулам: в бурильных трубах (внутренний диаметр d₀⁼0,109 м)

Не_т=(ф₀*р*d₀²)/з^2, (2.28)

где ф₀ - динамическое напряжение сдвига, Па;

з - пластическая вязкость, Па с.

Тогда Не_т=(2,5* 1130*(0,109)²/0,014²=1,71 *10⁵;

в кольцевом пространстве

He_T=(ф₀*p*(D-d)²)/з^2, (2.29)

где D - диаметр необсаженной части ствола скважины, м; тогда

Не_т = (2,5*1130*(0,2159-0,127)²)/0,014²=1,14*10⁵;

согласно источник /8/ этим значениям критерия Хедстрема соответствуют критические значения критерия Рейнольдса: в бурильных трубах Re_Kpт ?9,0*10³ и в кольцевом пространстве Re_кp.к.п?7,5*10³

Находим критерий Рейнольдса по формулам:

В бурильных трубах

Re_т =(4/р)*(Q*p/d₀*з), (2.30)

где Q - объемный расход бурового раствора, м³/с;

тогда Re_т = (4/3,14)*(0,040*1130/0,109*0,014)=37,6*10³;

в кольцевом пространстве

Rе_к.п =(4/р)*((Q*р)/((D+d)*з))=(4/3,14)*((0,040*1130)/((0,2159+0,127)*

*0,014)) = 12* 10³;

Поскольку полученные значения критерия Рейнольдса Re больше критических величин Re_кp, то режим течения в бурильных трубах и кольцевом пространстве будет турбулентным.

3. Расчет потерь давления в циркуляционной системе.

Рассмотрим баланс давления в скважине для интервала бурения до 2968 м. Потери в горизонтальной части нагнетательного трубопровода находим по формуле:

P_м=(8/р²)/(л*(L_б/(d-2*д)⁵)*p*Q²), (2.31)

где л - коэффициент гидравлического сопротивления, л=0,02;

d - наружный диаметр нагнетательного трубопровода, d=0,168 м;

д=0,012 м, толщина стенки;

L_б - длина участка бурильной колонны, м;

Р_м=(8*0,02*60*1130*0,040²)/3,14²*(0,168-0,024)⁵=28,4*10³Н/м²= =0,03МПа;

Потери давления в элементах наземного оборудования определяются по формуле:

P_м"=a_мpQ² =2,93* 10* 1130* 1,0402 ?5,2*10 Н/см² ? 0,05 МПа

где, согласно источника /8/, для данного оборудования

а_м = = 1,07* 10⁴ + 0,52* 10⁴ + 0,44* 10⁴ + 0,90* 10⁴ = 2,93* 10⁴ м⁴;

Потери давления в бурильных трубах внутренним диаметром

d₀ = 0,109 м (do =d_т-2д= 0,127-2*0,009 = 0,109 м) и длиной L_т =2917 м

(L_т = Н_скв - L_дв - L_убт = 2968 - 26 - 24 =2918 м)

определяются по формуле:

P_т=(8/р²)/(л*(L_т/d₀⁵)*p*Q²), (2.32)

где л = 0,027, согласно /8/ для Re = 37,6*10³.

Р_т = (8*0,027*2918*1130*0,040²)/3,14²*0,109⁵ ? 7,6*10⁶ Н/см² ?7,6 МПа. Потери давления в утяжеленных бурильных трубах внутренним диаметром d_0убт= 0,090 м и длиной Ь_УБТ = 24 м рассчитывают по формуле:

P_убт=(8/р²)/(л_убт*(L_убт/d_0убт⁵)*p*Q²), (2.33)

где л_убт = 0,0255, согласно источника /8/ для критерия Рейнольдса при течении в УБТ, вычисленного по формуле, Rе_убт = 6,0* 10⁴.

P_убт = (8*0,0255*24*1130*0,040²)/3,14²*0,090⁵ =1,5*10⁵ Н/м² = 0,15 Мпа. Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины диаметром D = 0,2159 м и бурильной колонной диаметром d_T = 0,127 м, определяются по формуле:

P_к.п.т.=(8/р²)/(л_к.п.т.*(L*p*Q²)/(D-d_T)³*(D+d_T)², (2.34)

где л_к.п.т =0,038, согласно источника /8/ для Re = 12*10³.

Р_к.п.т.= 8*0,038*2918*1130*0,040² 3,14²*(0,21590,127)³*(0,2159+0,127)²=

=1,9*10⁶ Н/м²= 1,9МПа;

Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами диаметром d _убт = 0,178 м, определяются по формуле:

где л= 0,039, согласно источника /8/ для Re = 10,2*10³, вычисленного по формуле.

P_{к.п. убт}=8*0,039*24* 1130*0,040²/3,14²*(0,2159-0,178)³*(0,2159+0,178)² =

= 0,16*10⁶ Н/м² = 0,67 МПа;

Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважин и турбобуром диаметром d_дв = 0,195 м, рассчитывают по формуле:

P_к.п.дв.=(8/р²)/(л_к.п.дв.*(L_дв*p*Q²)/(D-d_дв)³*(D+d_дв)²(2.35)

где л_к.п.дв = 0,0395, согласно источника /8/ для Re = 9,7*10³, вычисленного по формуле.

P_к.п.дв =8*0,0395*26*1130*0,040² /3,14²*(0,2159-0,195)³*(0,2159+0,195)² ?0,97*10⁶ Н/м² = 0,97 МПа;

Потери давления в турбобуре при течении промывочной жидкости плотностью р = 1100 кг/м³ определяются по формуле:

Р_дв = Р_дво*с = 5,5*10^-3*1130 = 6,22 МПа;

где Р_дво = 5,5 МПа - потери давления в турбобуре при течении жидкости с плотностью р_в = 1000 кг/мЗ.

Суммарные потери давления в циркуляционной системе:

Р_с = Р_м+ Р_м" + Р_т + Р_убт + Р_кпт+ Р_к.п.убт + Р_к.п.дв + Р_дв = 0,03+0,05+7,6+0,15 + 1,9+0,67+ 0,97+6,22 =17,3 МПа.

Резерв давления для реализации в промывочных узлах (насадках) гидромониторного долота равен

Р_д = Р₀ - Р_с =19,0-17,9 = 1,1 МПа. (2.36)

4. Оценка возможности гидроразрыва пластов.

Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва,

Р_гд > Р_гр (2.37)

Максимальное давление в процессе циркуляции бурового раствора будет в забое скважины и определяется по формуле для каждого интервала бурения. Так, для глубины скважины Н_скв = 2968 м это давление будет

Р _гд = p*g*H + P_кп = p*g*H+(P_к.п.т. + Р_к.п.убт + Р_к.л.дв)= 1130*9,8*2968+ +(1,7+0,67+0,97)*10⁶ =36,2*10⁶ =36,2 МПа.

Р_гр на глубине 2968 м равно 39,6 МПа. Из сравнения величин следует:

36,2 МПа < 39,6 МПа.

Гидроразрыва пласта в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.

5. Определение перепада давления на долоте и диаметров гидромониторных насадок

Прежде всего необходимо определить действительный расход бурового раствора через долото Q_д с учетом утечек через шпиндель турбобура Q_y.

Q_y = 0,0010 м³/с. Действительный расход через долото Q_д определяется как разность Q_д = Q-Q_д интервала бурения.

Зная действительный расход Q_д и предполагая, что долото будет оснащаться тремя насадками одного диаметра d_н, по формуле определяют расчетный диаметр насадки для интервала бурения.

 (2.38)

Округляя это значение до ближайшего большего размера насадки, выпускаемой промышленностью, получаем фактический размер насадки для этого интервала бурения d_нф = 0,018 м. После чего из формулы определяется фактический перепад давления на долоте Р_{д ф}.

и действительное давление на буровых насосах Р_оф в конце интервала бурения

Р_оф = Р_о-(Р_д-Р_дФ)= 19,0 - (1,7-1,5) ⁼ 18,8 МПа.

Из анализа расчетов следует, что выбранные размеры насадок гидромониторных долот позволяют бурить скважины до проектной глубины 2968м, не превышая максимального рабочего давления на буровых насосах 19,0 МПа.

Выбранные расходы для всех интервалов сводятся в геолого-технический наряд.

2.7 Режимы бурения при вскрытии продуктивных пластов

Целью разработки данных режимов является качественное вскрытие продуктивных пластов. Под этим понимается степень изменения гидропроводности того или иного продуктивного пласта после прохождения его бурением. Нарушение гидропроводности может произойти по нескольким причинам, связанным с качеством или свойствами бурового раствора, на котором осуществляется вскрытие:

1. проникновение бурового раствора в прискваженную зону, которое происходит тогда, когда размеры пор и каналов коллекторов пласта больше размера частиц твердой фазы бурового раствора.

2. проникновение фильтрата воды из бурового раствора в пласт, которое происходит тогда, когда размеры поровых каналов пород пласта намного меньше размеров частиц твердой фазы бурового раствора, вода фильтруется из раствора при малом содержании коллоидных частиц и при попадании в раствор загрязняющих агентов, а также в случае несоответствия показателей рН.

3. гидроразрыв пласта в результате значительного дифференциального давления столба жидкости бурового раствора, в результате пуска буровых насосов без использования буровых задвижек. Поэтому свойства бурового раствора должны быть строго регламентированы и к нему должны предъявляться требования, которые предполагают:

1) плотность должна быть такой, чтобы дифференциальное давление при бурении в зоне продуктивного пласта было близким к нулю.

2) фильтрация бурового раствора должна быть максимальной.

3) скорость бурения по возможности должна быть максимальной, чтобы избежать длительного воздействия на пласт.