2.12 Выбор забойных двигателей по интервалам бурения
Выбор забойных двигателей производят по методике работы [11], используя справочник [13] находим момент сопротивления, который необходимо преодолеть турбобуру в процессе бурения скважины М_с, Нм по формуле
М_с = М_дп + М_о + М_п + М_км , (43)
где М_дп - момент, необходимый для разрушения забоя долотом, Нм;
М_дп = М_у∙G_ст , (44)
где М_у - удельный момент при работе долота на забое, Нм/кН;
М_у = _гп  R_м  10³ , (45)
где _гп - коэффициент трения зависящий от твердости горных пород;

R_м - мгновенный радиус вращения долота, м;
R_м = (0,55  0,72)R , (46)
где R - радиус долота, м;

G_ст - статическая составляющая осевой нагрузки на долото, кН;
G_ст = (0,75 - 0,85)G_д , (47)
где G_д - общая осевая нагрузка, кН;

М_о - момент на трение долота о стенки скважины и промывочную жидкость, Нм;
М_о = 550  Д_д, (48)
где Д_д - диаметр долота, м;

М_п - общий вращающий момент, затрачиваемый в осевой опоре забойного двигателя, Нм;

М_км = 105 Нм - момент, расходуемый на вращение калибраторов, маховиков или маховых масс присоединенных к валу турбобура;
М_п = G_п   _п   r_п, (49)
где G_п - нагрузка на пяту забойного двигателя, кН;

_п = 0,1 - коэффициент трения в пяте забойного двигателя;

r_п - радиус трения в пяте, м;

, (50)
где r_н, r_в - соответственно, наружный и внутренний радиусы в опоре забойного двигателя, м.
Интервал 50-810 м

;

;

;

;

;

---

.
Выбирается турбобур 3ТСШ1-240.
Для остальных интервалов расчет проводится аналогично, результаты заносим в таблицу 31.
Таблица 31 – Проектные типы забойных двигателей

Интервал, м		Турбо-бур	Дли-на, м	Расход жид-кости (вода), л/с	Враща-ющий момент, Н·м	Частота вра-щения, об/мин	Перепад дав-ления, МПа	Наруж-ный диаметр кор-пуса, м	Масса, кг
от (верх)	до (низ)
50	810	3ТСШ1-240	23,35	32-34	2500-2800	420-450	5	0,240	5980
810	2200	3ТСШ1-195	25,7	30-35	1300- 1800	400-470	3,5	0,195	4740
2200	2900	Д2-195	6,55	25-35	3100-3700	115-220	7,5	0,195	1020

2.13 Расчет диаметров насадок долота
Для расчета диаметра насадок долот , мм используют формулу из методики [11]
, (51)
где d_н - диаметр насадки долота, м;

к_н - число насадок долота;

_ж - плотность промывочной жидкости, кг/м³;

Q_т - производительность насосов, м³/c;

Р_дт - перепад давления в промывочных узлах долота, Па;

_д = 0,82 - коэффициент расхода, который учитывает гидросопротивление в промывочном узле долота.

Так как в интервале 0-50 м осуществляется роторное бурение, то насадки для долота в этом интервале применять не целесообразно.
Интервал 50-810 м

мм.

---

Интервал 810-2200 м

мм.

Интервал 2200-2900м

мм.
Размерный ряд насадок для долот ОАО «Волгабурмаш»: 6,4; 7,1; 7,9; 8,7; 9,5; 10,3; 11,1; 11,9; 12,7; 14,3; 15,9; 17,5; 19,1; 20,6; 22,2. Поэтому в расчетах берем диаметр насадок, который ближе к размерному ряду.
2.14 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости
Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасны с точки зрения охраны окружающей природной среды.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания коллоидной глинистой фракции [14].

Исходя из опыта бурения на данном месторождении при бурении под направление и кондуктор и эксплуатационную колонну используется полимер-глинистый раствор. Первичное вскрытие продуктивного пласта осуществляется на биополимерном растворе.

Допустимый диапазон изменения планируемой плотности бурового раствора определяется из условия недопущения гидроразрыва пород по формуле из методики [14]

, (52)
где  - плотность бурового раствора, кг/м³;

q – ускорение свободного падения (q=9,81 м/с);

z – текущая глубина скважины, м;

Р_пл – пластовое давление на глубине z, МПа;

Р_гор – горное давление на глубине z, МПа.
Необходимую величину плотности бурового раствора , кг/м³ рассчитывают по формуле

, (53)
где к - коэффициент превышения давления в скважине над пластовым,

k = 1,10 при глубине до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

k = 1,05 при глубине более 1200 м, но не более 2,5 – 3,0 МПа.

Рассчитываются плотности буровых растворов по интервалам бурения
Интервал 0-810 м

кг/м³;

---

кг/м³;

1121< <2464.
При бурении неустойчивых пород значение плотности бурового раствора, с целью предупреждения обвалов и осыпей этих пород, принимается на основании опыта бурения на данной площади несколько больше =1160-1180 кг/м³.

Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет модели Шведова-Бингама для вязкопластичной жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости и предельного динамического напряжения сдвига .

Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора , Па можно оценить по формуле

, (54)
где плотность бурового раствора, кг/м³.

Пластическую вязкость раствора Пас рекомендуется поддерживать минимально возможной. В первом приближении ее оценивают по формуле
. (55)
Условную вязкость бурового раствора (Т, или УВ), контролируемую при бурении по ВБР-1 (СПВ-5), выбирают с учетом опыта бурения в данном районе, или по формуле (56), стремясь принимать минимальные значения, например: для неутяжеленных буровых растворов 20-50 с, для утяжеленных до 50 с (и более). Условная вязкость косвенно характеризует гидравлические сопротивления течению и с ее увеличением ухудшается очистка забоя, затрудняется перенос энергии от насосов к забойным двигателям, ослабляются размыв породы на забое. На величину условной вязкости влияет трение в растворе, интенсивность структурообразования и плотность раствора.

Условная вязкость Т, с оценочно определяется по формуле
. (56)

---

Выбор реологических параметров должен преследовать не только оптимизацию промывки забоя при составлении гидравлической программы промывки скважины, но и создание условий для качественного вскрытия продуктивного пласта.

Структурно-механические свойства буровых растворов, характеризуют состояние коагуляционного структурообразования в дисперсных системах, оценивают параметрами статического напряжения сдвига (СНС) через 1 и 10 минут (θ₁, θ₁₀) и их соотношением. Выбор значений этих параметров должен проектироваться с учетом условий бурения в данном районе.

Значения показателей θ₁ и θ₁₀ повышают, если интенсивность разрушения горных пород достаточно велика и шлам имеет значительные размеры и плотность, если есть необходимость в утяжелении раствора, а так же в условиях возможных поглощений в трещиноватых или пористых коллекторах.

Однако высокие значения этих показателей ухудшают очистку и дегазацию растворов, создают чрезмерно высокие давления при запуске насосов и восстановлении циркуляции, что может привести к поглощениям, проявлениям, обвалам, особенно вследствие высоких гидродинамических давлений при спуско-подъемных операциях. Высокие значения СНС способствуют некачественному разобщению пластов при цементировании, создают дополнительные трудности при спуске в скважину геофизических приборов и т.д.

Аналитический расчет значений θ₁ и θ₁₀ затруднен и их значения определяются чаще всего экспериментально в лабораторных условиях для каждой рецептуры бурового раствора. Вместе с тем можно оценить в первом приближении минимально необходимое значение структурно-механических свойств из условия удержания частицы шлама или утяжелителя во взвешенном состоянии в структурированном буровом растворе.

Выбор необходимых значений показателя фильтрации ПФ, см³/30мин (водоотдачи В, см³/30 мин) и толщина образующейся при фильтрации корки на стенках скважины производится с учетом скважинных условий (температуры, минерализации пластовых вод, состава разбуриваемых пород, профиля скважины и т.д.) с целью предупреждения возможных осложнений при бурении (осыпи, обвалы, сальникообразования, прихваты и т.д.) и заканчивании скважин (некачественное разобщение пластов и т.д.), сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

Величину проектируемого для конкретных условий бурения показателя фильтратоотдачи (водоотдачи) следует обосновывать с учетом времени взаимодействия фильтрата с горными породами, прежде всего глинистыми, склонными к потере устойчивости при всасывании, набухании и действии расклинивающего давления. При этом существенное значение приобретают осмотические явления, обусловленные фильтратоотдачей бурового раствора, влажность породы и разностью минерализаций пластовой воды и водной фазы бурового раствора. Влияние осмоса на устойчивость стенок скважин возникает, когда осмотические перетоки направлены из скважины в пласт, что вызывает увеличение давления поровой жидкости в приствольной зоне и нарушает устойчивость ее стенок.

---

Смотрите также файлы

• Тест по окружающему миру. Задание с выбором одного правильного ответа из предложенных.docx

• Больных гепатитом пациентов анализ даёт положительный.doc

• Диагностика икт компетентности педагога.pdf

• Укажите варианты ответов, в которых даны верные характеристики фрагмента текста. Запишите номера этих ответов.doc

• Укажите варианты ответов, в которых даны верные характеристики фрагмента текста. Запишите номера этих ответов.doc