Объектом работы являются эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

Для увеличения вязкости бурового раствора необходимо применение химреагента КМЦ высоковязкой марки. Обработка бурового раствора производится водным раствором КМЦ марки Габройл НV из расчета 1: 10 от количества химреагента сайпан.

Для снижения коэффициента трения и липкости глинистой корки а также для сохранения коллекторских свойств пласта применяется химреагент ФК - 2000. Обработка бурового раствора производится 10% - й водной эмульсией из расчета 5 кг на 1 м3 бурового раствора.

В интервале бурения из-под кондуктора в целях исключения действия соединений Са необходимо сбросить раствор, на котором разбуривается цементный стакан, обязательна обработка бурового раствора кальцинированной содой.

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств вводится ПАВ. Приготовление раствора ПКД - 515 из товарного продукта производят в глиномесе, используя техническую воду. ПКД - 515 вводят в глиномес, наполненный на 2/3 объёма водой в количестве 200 литров товарного продукта и тщательно перемешивают в течение 30-40 минут. Водный раствор ПКД - 515 вводят в буровой раствор в течение 2-х циклов, непосредственно при вскрытии продуктивного пласта.

В качестве разжижителя используется НТФ, которая вводится в буровой раствор в виде 1% водного раствора (10 кг реагента на 1 м3 воды). Добавки фосфоновых комплексонов составляют 0,01-0,05% от массы бурового раствора. Для первоначального утяжеления бурового раствора используется бентонитовый глинопорошок марки ПБМА с выходом 12-13 м3 из 1 тонны, плотностью 2,2 - 2,3 г/см3, влажностью 6-10%. Для утяжеления бурового раствора вводится глинопорошок из расчета на каждые 0,01 г/см3 - 20 кг на 1 м3 раствора. Так как предлагаемая рецептура приготовления бурового раствора не претерпела изменений, то принимаются данные о расходе химреагентов на 1 м проходки взятые из группового технического проекта на строительство скважин на Игольско-Таловом месторождении и приведены в табл.2.8.

 

Таблица 2.8 Нормы расхода химреагентов при строительстве скважины

Наименование	Количество
	На 1 м проходки в интервале 0 - 650	На 1 м проходки в интервале 650 - 3105	На скважину
Сайпан	0,14 кг	0,36 кг	975 кг
ФК-2000	0,55 кг	1,0 кг	2800 л
ПАВ (ПКД-515)	--	--	200 л
НТФ	--	0,04 кг	100 кг
Кальцинир. сода	--	0,05 кг	120 кг
Габроил НV	0,04 кг	0,04 кг	125 кг
Бентонит	--	--	30800 кг

 

2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

 

Выбор типа забойного двигателя производится в зависимости от проектного профиля скважины, размера долот, режимных параметров. Выбор забойного двигателя с оптимальными характеристиками позволяет достичь высоких качественных показателей. Основные требования к забойным двигателям:

Диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80-90% от Дд.

Расход промывочной должен быть близким к номинальному забойного двигателя (см. табл.2.6).

Крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины.

Забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее этих значений, необходимых для разрушения горных пород (см. табл.2.5).

Характеристики применяемых турбобуров и турбинных отклонителей производства Кунгурского машиностроительного завода представлены в табл.2.9 и 2.10, характеристика винтового забойного двигателя производства Пермского филиала ВНИИБТ приведена в табл.2.11

 

Таблица 2.9 Характеристики турбобуров

Характеристики	А9ГТШ	3ТСШ1-195
Наружный диаметр корпуса, м	0,240	0, 195
Дина в сборе, м	23,3	25,7
Расход бурового раствора, м3/сек	0,045	0,030
Момент силы на выходном валу, Н×м	3060	2009
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин	246	384
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	5,5	3,9
КПД,% не менее	32	51
Наработка на отказ турбинной секции, ч	1200	1200
Масса, кг	6125	4790

 

Таблица 2.10 Характеристики турбинных отклонителей

Характеристики	ТО-240К	ТО-195К
Наружный диаметр корпуса, м	0,240	0, 195
Дина в сборе, м	10,2	9,8
Угол перекоса, град	1,5	1,5
Расход бурового раствора, м3/сек	0,045	0,030
Момент силы на выходном валу, Н×м	1489	1252
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин	398	375
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	3,4	3,7
КПД,% не менее	32	48
Наработка на отказ турбинной секции, ч	400	400
Масса, кг	2700	2350

 

Таблица 2.11 Характеристика винтового забойного двигателя

Характеристики	Д2 - 195
Наружный диаметр корпуса, м	0, 195
Дина в сборе, м	6,5
Расход бурового раствора, м3/сек	0,030
Момент силы на выходном валу, Н×м	5200
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин	114
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	4,3
Наработка на отказ, ч	180
Полный назначенный ресурс, ч	600
Масса, кг	1100

 

При выборе турбобура необходимо выполнение основного условия:

 

Мзд>М, (2.45)

 

где Мзд - необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя, Н×м;

М - необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя при работе его на воде, Н×м, определяемый по формуле:

 

М=500· Дд+ (Qоп+120· Дд) · G Н×м, (2.46)

 

где Qоп - опытный коэффициент (Qоп =1…2 Н×м/кН) [7] ;

G - осевая нагрузка на интервале бурения (см. табл.2.4), кН.

Необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя определяется по формуле:

 

Мзд=2·Мтн· ( (q·Q2) / (qВ·Qтн2)) Н×м, (2.47)

 

где

Мтн -номинальный крутящий момент на валу забойного двигателя, Н×м;

q - удельный вес бурового раствора, Н/см3;

qВ - удельный вес воды, Н/см3;

Q - расход промывочной жидкости, м3/сек;

Qтн - номинальный расход промывочной жидкости, м3/сек.

При бурении под кондуктор по формуле (2.46):

 

М=500· 0,2953+ (2+120· 0,2953) · 60=2394 Н×м.

 

Для турбобура А9ГТШ по формуле (2.47):

 

Мзд=2·3060· ( (1,18·104 ·0,0592) / (1·104 ·0,0452)) =12414>2394 Н×м.

 

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит. Для турбинного отклонителя ТО - 240К по формуле (2.47):

 

Мзд=2·1489· ( (1,18·104 ·0,0592) / (1·104 ·0,0452)) =6041>2394 Н×м.

 

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбинный отклонитель подходит.

При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 650 - 2550 м по формуле (2.46):

 

М=500· 0,2159+ (2+120· 0,2159) · 90=2620 Н×м.

 

Для турбобура 3ТСШ1-195 по формуле (2.47):

 

Мзд=2·2009· ( (1,1·104 ·0,0302) / (1·104 ·0,0302)) =4420>2620 Н×м.

 

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.

Для турбинного отклонителя ТО - 195К по формуле (2.47):

 

Мзд=2·1252· ( (1,1·104 ·0,0592) / (1·104 ·0,0452)) =2754>2394 Н×м.

 

Условие (2.45) выполняется, следовательно по этому условию турбинный отклонитель подходит.

При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м по формуле (2.46):

 

М=500· 0,2159+ (2+120· 0,2159) · 180=5131 Н×м.

 

Для виинтового забойного двигателя Д2 - 195 по формуле (2.47):

 

Мзд=2·5200· ( (1,09·104 ·0,0302) / (1·104 ·0,0302)) =11336>5131 Н×м

 

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.

 

2.6 Гидравлический расчет промывки скважины

 

Цель составления гидравлической программы бурения - определение рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку долот, при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого инструмента.

Расчет производится по методике, предложенной в [8].

Исходные данные для расчета:

Глубина бурения скважины L, м 2830.

Удельный вес разбуриваемых пород qГП, Н/м3 2,4·104.

Механическая скорость бурения Vм м/с 0,005.

Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, Мр Н·м 1450.

Реологические свойства жидкости:

динамическое напряжение сдвига tО, Па 20.

пластическая вязкость h, Па·с 0,027.

Удельный вес бурового раствора qГП, Н/м3 1,08·104.

Тип бурового насоса УНБТ 950.

Число буровых насосов 1.

Наминальный расход насоса Qн, м3/сек 0,037.

Наминальное рабочее давление Рн, МПа 23.

Элементы бурильной колонны

УБТ - 178x90:

длина l1, м 62;

наружный диаметрdн1, м 0,178;

внутренний диаметр dв1, м 0,080.

УБT - 146x74:

длина l2, м 8;

наружный диаметр dн2, м 0,146;

внутренний диаметр dв2, м 0,074.

ТБПВ:

длина l3, м 250;

наружный диаметр dн3, м 0,127;

внутренний диаметр dв3, м 0,109;

наружный диаметр замкового соединения dз3, м 0,170.

ЛБТ:

длина l4, м 2778;

наружный диаметр dн4, м 0,147;

внутренний диаметр dв4, м 0,125;

наружный диаметр замкового соединения dз4, м 0,172.

Элементы наземной обвязки:

Условный диаметр стояка, м 0,168.

Диаметр проходного сечения, м:

бурового рукава 0,102;

вертлюга 0,100;

ведущей трубы 0,85.

Определяются потери давления в бурильных трубах.

Вычисляются потери давления внутри бурильных труб. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

 

Rекр=2100+7,3· ( (q·dв2·tО) /10·h2) 0,58. (2.48)

В ЛБТ:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,1252·20) / 10·0,0272) 0,58=16204.

В ТБПВ:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,1092·20) / 10·0,0272) 0,58=14132.

В УБТ-178:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,0902·20) / 10·0,0272) 0,58=10504.

В УБТ-146:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 ·0,0742·20) / 10·0,0272) 0,58=9778.

 

Определяются действительные числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

 

Rеm= (4·q·Q) / (10·p·dв·h). (2.49)

В ЛБТ:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,125·0,027) =12230

В ТБПВ:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,109·0,027) =14024

В УБТ-178:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,090·0,027) =19108

В УБТ-146:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14·0,074·0,027) =20657

 

В бурильной колонне в ЛБТ и ТБПВ Rеm<Rекр, значит движение происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана, а вУБТ-178 и УБТ-146 Rеm>Rекр, следовательно движение происходит при турбулентном режиме и описывается уравнением Дарси-Вейсбаха. Определяются потери давления. Рассчитывается число Сен-Венана для колонны труб ЛБТ и ТБПВ формуле:

 

Sт= (p·tО·dв3) / (4·h·Q). (2.50)

В ЛБТ:

Sт= (3,14·20·0,1253) / (4·0,027·0,030) =303.

В ТБПВ:

Sт= (3,14·20·0,1093) / (4·0,027·0,030) =230.

 

Определив значение Sт, по Рис.6.7. [8, стр 72] определяется значение коэффициента b: для ЛБТ - 0,84; для ТБПВ - 0,82.

Вычисляются потери давления внутри бурильной колонны по формуле:

 

DРт= (4·tО·l) / (b·dв) МПа. (2.51)

 

В ЛБТ:

 

DРт= (4·20·2778) / (0,84·0,125) =2,117 МПа.

 

В ТБПВ:

 

DРт= (4·20·250) / (0,84·0,109) =0,224 МПа

 

Рассчитывается значения коэффициентов гидравлического сопротивления l для УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:

 

l=0,1· (1,46·К/dв+100/ Rеm), (2.52)

 

где К - коэффициент шероховатости стенок, принимается для УБТ=3,0·10-4, м.

В УБТ-178:

 

l=0,1· (1,46·3,0·10-4/0,090+100/19108) =0,0322.

 

В УБТ-146:

 

l=0,1· (1,46·3,0·10-4/0,074+100/20657) =0,0326.

 

Вычисляются потери давления внутри УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:

 

DРт= (l·0,8·q·Q2·l) / (p2·dв5) МПа. (2.53)

 

В УБТ-178:

 

DРт= (0,0322·0,8·1,08·104·0,0302·62) / (3,142·0,0905) = 0,48 МПа.

 

В УБТ-146:

 

DРт= (0,0326·0,8·1,08·104·0,0302·8) / (3,142·0,0745) =0,093 МПа.

 

Суммарные потери давления внутри колонны бурильных труб и секций УБТ составит:

 

åDРт=0,093+0,48+2,117+0,224=2,92 МПа.

 

Местными потерями давления в приварных замках ТБПВ пренебрегают, так как потери не значительны [].

Вычисляются потери давления в наземной обвязке по формуле:

 

DРо= (аС+аР+аВ+аК) ·q·Q МПа, (2.54)

 

где аС=0,4, аР=0,3, аВ=0,3, аК=0,9 - коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки (см. табл.6.1 [8, стр.118]).

 

DРо= (0,4+0,3+0,3+0,9) ·105·10,8·104·0,030=1,85 МПа.

 

Вычисляются потери давления в затрубном пространстве. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса по формуле:

 

Rекр=2100+7,3· ( (q· (dс-dн) 2·tО) /10·h2) 0,58. (2.55)

 

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

 

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,230-0,147) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=10871.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,367-0,147) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=29273.

В затрубном пространстве за ТБПВ по формуле (2.55):

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0,127) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=14260.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0,178) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=8004.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0,146) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=11859.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0, 195) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=6080.

 

Вычисляются действительные значения чисел Рейнольдса в затрубном пространстве по формуле: