тиск насосу при роботі з даним діаметром втулок, який приймаємо 0,98max.
Розрахунок гідравлічних втрат в циркуляційній системі бурової проводимо за допомогою ПЕОМ.
Програма і результати даного розрахунку приведені в додатках Б.
Згідно проведених розрахунків втрати тиску становлять:
- в циркуляційній системі
- в трубах Рт=10.9 МПа
- в кільцевому просторі Ркп=2,34 МПа
- на долоті Рд=8,64 МПа
Так, як визначаємо діаметр насадок долота, щоб забезпечити більше ефективний гідромоніторний ефект, за формулами
Приймаємо гідромоніторні насадки dн=0,01 м
Тоді втарти тиску на долоті будуть становити
Тоді загальні втрати тиску в циркуляційній системі будуть становити:
(2.65)
Таблиця 2.8 – Режимно-технологічна карта
Інтервал, м | Вид технологічної операції | Типорозмір долота | Осьове навантаження на долото, кН | Частота обертів, об/хв. | Режим роботи бурового насоса | Загальна продуктивність насосів в ін-ві
від
(верх) | від
(верх) | Діаметр циліндричних втулок, мм | Число подвійних ходів за хв. | Продуктивність, м3/с | Кількість насосів, шт.
0
300
2100
3850
3360 | 300
2100
3850
4600
4600 | Буріння
Буріння
Буріння
Буріння
Відбір
керна | ІІІ-393,7М-ЦВ
ІІІ-393,7М-ГВ
ІІІ-295,3С-ГВ
ІІІ-215,9СТ-СЗ
К-212,7/80СТ
К-212,7/80ТКЗ | 80-100
160-200
220-240
190
120
120 | 80-90
60-90
60-90
70
70
70 | 170
160
140
150
140 | 62
64
60
62
60 | 0,028
0,024
0,016
0.023
0,016 | 2
2
2
1
1 | 0,056
0,048
0,032
0,023
0,016
2.6 Ускладнення при бурінні
Проблеми, які зв’язані з проводкою розвідкових свердловин, в основному виникають внаслідок порушення стійкості гірських порід, якими складені стінки свердловини, безпосередньо в процесі буріння або в результаті взаємодії в системі буровий розчин-порода. Напруження в гірській породі разом з поровим тиском намагаються відновити існувавши рівновагу пластів, що заставляє їх деформуватись в напрямі ствола свердловини. Ствол утримується у розкритому стані за рахунок підтримання рівноваги між напруженнями в пласті і поровим тиском в свердловині з іншої. Порушення балансу може призвести до виникнення ускладнення.
Маючи геологічний розріз ствола проектної свердловини, можемо зробити висновок, що в процесі буріння свердловини можливі слідуючи види ускладнень: осипи і обвали стінок свердловини, посадки і затяжки бурильного інструменту, поглинання бурового розчину, газонафтопроявлення.
Основними технологічними підприємствами по попередженню ускладнень є такі заходи:
для зменшення липкості фільтраційної кірки необхідно підтримувати злизуючи властивості бурового розчину за рахунок вводу тедети???, СМАД та інших мастильних добавок;
для очистки бурового розчину і регулювання вмісту твердої фази, циркуляційна система бурової повинна бути оснащена стандартним очисним обладнанням;
у випадку підозрівання про негерметичність бурильних труб або їх з’єднань необхідно провести дефектоскопію та опре совку, після чого провести відбаковку;
при проходженні КНБК в інтервалі ускладнень, швидкість спуско-підіймальних операцій необхідно зменшити;
щотижня перевіряти стан бурового розчину в запасних системах, шляхом прокачування його об’єму буровим насосом із заміром і реєстрацією в журналі по буровим розчинам;
при припиненні циркуляції бурового розчину колону бурильних труб необхідно підняти від ибою на довжину ведучої труби і періодично через 5-10 в розходжувати і провертати ротором;
для попередження обвалів стінок свердловини, поглинання бурового розчину необхідно підтримувати певний протитиск на стіни свердловини, для чого густину бурового розчину вибираємо виходячи із досвіду буріння сусідніх свердловин;
щоб запобігти значним змінам гідродинамічного тиску необхідно не допустити підйому труб з поршнюванням та періодично проводити долив свердловини, не допускати вспінювання бурового розчину, застосовуючи піногасники.
Таблиця 2.9 – Проти викидне обладнання
Назва колони | Тиск опре совки гирлового обладнання і ПВО, МПа | Типорозмір, шифр або назва гирлового і ПВО обладнання, яке встановлюється | Кількість, шт | Допустимий робочий тиск, МПа
Після встановлення | Перед розкриттям напірного горизонту
Проміжна колона ш324 мм
Проміжна колона ш244,5 мм
Експлуатаційна колона |
6,0 |
55,4
55,4 |
ОП2-350х350
ОП3-230х700
ОКК3-700х146х
х245х324х426
АФ6М50х700 |
1
1
1
1 |
35
70
70
2.7. Промивка свердловини
Враховуючи умови буріння свердловини, досвід проведення бурових робіт н даній площі, вибираємо типи бурових розчинів, які приведені в табл.
Проектуємо параметри бурових розчинів.
Параметри промивної рідини установлюються поінтервально в відповідності з геолого-технічними умовами буріння.
Густину бурового розчину проектуємо виходячи з графіка суміщених тисків.
Фільтрацію промивної рідини в зоні можливих обвалів стінок свердловини і прихоплень бурильної колони визначають за формулою:
(2.66)
де - різниця між гідростатичним і пластовим тисками, МПа;
Статичне напруження зсуву через 1 хв.
; (2.67)
через 10 хв.
(2.68)
де d0 – діаметр частинок породи, які утримуються в завислому стані, м; в залежності від типу породоруйнівного інструменту, способу буріння і типу порід приймається в границях від 0,2 до 4 см;
сn – густина породи, кг/м3
m – дослідний коефіцієнт, який залежить від розмірів частинок породи.
Таблиця 2.10 – Дослідний коефіцієнт
d0, см | 0,2 | 1,0 | 1,5 | 2,0 | 2,5 | 3,0 | 4,0
m | 2,5 | 2,25 | 2,15 | 2,0 | 1,8 | 1,7 | 1,6
Інші параметри промивної рідини (умовна в’язкість – Т); концентрація іонів водню – рН (процентний вміст піску – П) обґрунтовуємо виходячи з конкретних умов буріння.
Тип і параметри бурового розчину проектуємо в інтервалі 3850-4600 м.
Густина бурового розчину
Репресія на пласт при Н>2500 м
% від Рпл, але не більше 3,5 МПа
МПа. Приймаємо МПа
Фільтрація бурового розчину
Приймаємо Ф=4-5 см3/30 хв.
Статичне напруження зсуву
По табл. При d0=1,010-2 м m=2,25
Приймаємо Q1/Q10=45/64 дПа
Приблизні значення решти параметрів промивної рідини: Т=40-80 с; рН=9,5% П=1-2 %.
Аналогічно вибираємо тип бурового розчину і розраховуємо його параметри для інших інтервалів буріння.
Запропоновані типи бурових розчинів на розраховані параметри для буріння під кондуктор, проміжну і експлуатаційну колону зведені в табл. 2.11.
Відповідно до рецептури бурових розчинів вибираємо хімічні реагенти для їх обробки.
Кількість хімреагентів для приготування і обробки бурових розчинів визначаємо за формулою
(2.69)
де Vб.p. – об’єм бурового розчину, м3;
n1 – норма витрати хімреагента на первинну обробку одного м3 розчину, м/м3;
n2 – норма витрати хімреагента на повторні обробки при бурінні одного метра інтервалу, т/м;
l – потужність інтервалу, м.
Таблиця 2.11 – Типи і параметри бурових розчинів
Назва (тип) розчину | Інтервал, м |