ар – коефіцієнт гідравлічних втрат у вертмозі;

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 мінімальному русі

(2.34)

де Rex – приведений показник Рейнольдса

(2.35)

б) при турболентному режимі руху

(2.36)

в) гідравлічні втрати в замках

(2.37)

де d – внутрішній діаметр труби, м;

d0 – мінімальний прохідний отвір, 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 – турболентний

4) гідравлічні втрати в кільцевому просторі

(2.39)

а) при ламінарному режимі руху

(2.40)

(2.41)

б) при турболентному 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 Рg – 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 ТКЗРНЧ, [Pg]=250кH. З метою збільшення механічної левидності буріння і урахування допустимого навантаження приймемо навантаження на долото рівне Pg=160 – 200кН

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

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

(2.46)

де Wg – швидкість обертання долота, рад/с

dм – діаметр шарошни, м

ф – час контакту заба долота з породою, с

Z – кількість зубів на переферійному вінці шарошин,

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

dм=0,1349м.

c-1

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

Розрахунок продуктивності бурових насосів проводимо з умов:

1. Q1 – очистна 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 шлаку від вибою до уста

(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 пагодки долота, м/с.

Vвих=(80ч110)м/с

n – кількість насадок, шт

dн – діаметр насадки, м

м3/с

По характеристиці бурового насосу У8-6М2Л

- подача бурового розчину Q, м3/с 23,7

- діаметр ціліндричних втулок, мм 150

- робочий тиск, Р, МПа 24,5

- коефіцієнт навантаження 0,8

- число подвійних ходів поршня n1x6-1 6,5

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

Таблиця 2.5 – Режим буріння

Інтервал, м | Осьове навантаження, кН | Частота обертання ротора | Подачас 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-механічних умов буріння свердловини, передбачається проведення слідуючих міроприємств.

Для попередження осипів і обвалів нестійких порід, прихоплень, часткових поглинань бурового розчину, звужень стовбуру свердловини, утворення повери, 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 промивне 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 арматура АФ6 – 65х350

2.7. Промивка свердловини.

На основі гірничо-геологічних умов буріння свердловини і врахуванням досвіду буріння