(2.29)

(2.30)

де ам – коефіцієнт гідравлічних втрат в блоці моніфільда;

аст – коефіцієнт гідравлічних втрат в стояку;

ар – коефіцієнт гідравлічних втрат у вертлюзі;

ав – коефіцієнт гідравлічних втрат у квадраті.

Гідравлічні втрати в бурильній колоні.

1) Швидкість руху рідини в трубах

(2.31)

2) Критична швидкість руху рідини

(2.32)

3) Режим руху

якщо Vkp>Vт – ламінарний рух

Vkp<Vт – турбулентний рух

4) Гідравлічні витрати в трубах

(2.33)

де т – коефіцієнт гідравлічних втрат в трубах:

а) при ламінарному русі

(2.34)

де Rex – приведений показник Рейнольдса

(2.35)

б) при турбулентному режимі руху

(2.36)

в) гідравлічні втрати в замках

(2.37)

де d – внутрішній діаметр труби, м;

d0 – мінімальний прохідний діаметр, м;

L – довжина бурильної колони, м;

l3 – відстань між замками, м;

Гідравлічні втрати в кільцевому просторі

1) швидкість руху рідини в кільцевому просторі

(2.38)

де d3 – зовнішній діаметр бурильних труб, м

2) критична швидкість руху рідини

3) режим руху

якщо Vkpкп>Vкп – ламінарний

Vкркп<Vкп – турбулентний

4) гідравлічні втрати в кільцевому просторі

(2.39)

а) при ламінарному режимі руху

(2.40)

(2.41)

б) при турбулентному режимі руху

(2.42)

5) гідравлічні втрати в замках

(2.43)

де dзм – зовнішній діаметр замка, м

Знайдемо сумарні гідравлічні втрати:

(2.44)

Проведений розрахунок гідравлічних втрат проведемо по ЕОМ, додаток Г.

2.5. Режим буріння.

Ефективність руйнування породи долотом залежить від багатьох факторів: навантаження на долото, частота його обертання, частоти вибою свердловини, конструкції долота, властивостей породи і ряду інших.

Осьове навантаження на долото знайдемо за формулою:

(2.45)

де Рд – осьове навантаження на долото, кН

qo – питоме навантаження, кН/м

В інтервалі 2000-2940м в більшості середні породи з пропластами твердих, тому q0=10,7ч1,01103 [2]

Знайдемо навантаження на долото в цьому інтервалі:

Допустиме навантаження на долото ІІІ-215,9 СЗ-ГАУ, [Pд]=250кH. З метою збільшення механічної левидності буріння і урахування допустимого навантаження приймемо навантаження на долото рівне Pд=160 – 200кН

Аналогічно розраховуємо навантаження на долото при бурінні під проміжну колону та кондуктор і результати записуємо в таблицю 2.5.

Швидкість обертання 3-х шорошкового долота для збереження потрібного часу контакту зубів долота з породою

(2.46)

де Wд – швидкість обертання долота, рад/с

dш – діаметр шарошки, м

ф – час контакту заба долота з породою, с

Z – кількість зубів на периферійному вінці шарошки,

Для долота ІІІ-215,9 СЗ – ГНУ : Z=17, ф=510-3 с,

dш=0,1349м.

c-1

Враховуючи практичний досвід буріння, а також характеристику ротора Р-560 приймемо швидкість обертання долота 6,3 с-1.

Розрахунок продуктивності бурових насосів проводимо з умов:

1. Q1 – очистка вибою свердловини

(2.47)

(2.5.4)

де qo –питома витрата бурового розчину на одиницю площі вибою,

; [2]

Fвиб – площа вибою, м2

м2

м3/с

2. Q2 – винесення шламу від вибою до устя

(2.48)

(2.49)

де Vв – швидкість виносу породи м/с

м/с

Fкп – площа кільцевого простору, м2

м2

м3/с

3. Q3 – забезпечення гідромоніторного ефекту

де Vвих – швидкість витікання бурового розчину через насадки долота, м/с.

Vвих=(80ч110)м/с

n – кількість насадок, шт

dн – діаметр насадки, м

м3/с

По характеристиці бурового насосу У8-6М2АЛ

- подача бурового розчину Q, м3/с

- діаметр ціліндричних втулок, мм 150

- робочий тиск, Р, МПа 24,5

- коефіцієнт наповнення 0,8

- кількість подвійних ходів поршня n1 65

Аналогічно проводимо розрахунок витрати промивної рідини під проміжну полону і кондуктор.

Таблиця 2.5 – Режимні параметри буріння.

Інтервал, м | Осьове навантаження, кН | Частота обертан-ня ротора, об/хв | Подача насоса м3/с | Тиск, МПа

від | до

0 | 30 | до 50 | 60 | 5010-3 | 14,2

300 | 250 | 120 | 80 | 5010-3 | 14,2

250 | 2000 | 180-240 | 80-90 | 2810-3 | 23,4

2000 | 2940 | 160-200 | 80-90 | 2010-3 | 24,5

2.6. Ускладнення при бурінні.

З метою попередження аварій, ускладнень, які залежать від геолого-технічних умов буріння свердловини, передбачається проведення таких заходів.

Для попередження осипів і обвалів нестійких порід, прихоплень, часткових поглинань бурового розчину, звужень стовбуру свердловини, утворення поверн, уступів жолобів необхідно проводити на максимально можливій механічній швидкості, густину бурового розчину підтримувати в межах 1100-1180 кг/м3. Для цього необхідно застосовувати розчини з низьким вмістом твердої фази і забезпечити безперебійну роботу наявних засобів очистки. При бурінні верхніх найбільш нестійких порід промивку проводити при витраті 40-50 л/с. Необхідно мати на буровій повний об’єм запасного бурового розчину робочих параметрів, а також запас наповнювачів, глини обважнювачів і хімічних реагентів. Перед кожним нарощуванням інструменту необхідно проробити пройдений інтервал 2-3 рази, промити свердловину протягом 15 хвилин. Перед підйомом інструменту обов’язково проводити промивку не менше двох циклів. Для зменшення диференціального тиску на стінки свердловини рекомендується обмежити швидкість руху бурового інструменту до 0,2 м/с. При бурінні, промивці, спуску-підйомі бурильних труб, геофізичних і ремонтних роботах постійно слідкувати за рухом бурового розчину в циркуляційній системі і його рівнем в прийомних ємностях. Постійно обробляти хімреагентами для закріплення стінок свердловини, мастильними домішками для зменшення тертя бурильного інструменту і стінок свердловини. При утворенні уступів і жолобів, які перешкоджають вільному руху геофізичних приладів і бурильного інструменту стовбур свердловини проробляють шарошковим калібратором.

Так як по розрізу свердловини передбачаються нафтопрояви, необхідно встановити зворотній клапан на бурильній колоні, не залишати свердловину на довгий час без промивки, доливати свердловину буровим розчином об’єм якого відповідає об’єму труб, що були підняті.

Перед спуском експлуатаційної колони, перед розбурюваннням цементного стакана і проведення перфораційних робіт на усті свердловини встановити противикидне обладнання (противикидного обладнання і обсадних колон). При бурінні під експлуатаційну колону на усті встановлюють протекторний перехідник під ведучою трубою.

На даній свердловині прихоплення можуть бути в таких інтервалах: 230-550м; 1720-1825м; 2600-2800м. В спеціальному питанні більш глибше розглянуті причини прихоплень та методи їх ліквідації.

Обладання устя свердловини:

Промивне обладнання ОП – 350х350

Колонна головна ООК2 – 350-146х245х324

Фонтанна