Проект бурения скважин БУ 2900/200 ЭПК на месторождении Акшабулак

Lубт = 1,25*104054/(1560*(1-1,18/7,85)) = 98 м.

Применяем 4 свечей УБТ диаметром 178 мм по 25 м.

При бурении под колонну диаметром 273 мм:

Lубт = 1,25*83271/(1560*(1-1,7/7,85)) = 85,5 м.

Применяем 4 свечей УБТ диаметром 178 мм по 25 м.

При бурении под колонну диаметром 146 мм:

Lубт = 1,25*81207/(1560*(1-2,13/7,85)) = 89 м.

Применяем 4 свечей УБТ диаметром 178 мм по 25 м.

Для создания необходимой нагрузки на долото можно использовать УБТ разного диаметра.

Вычислим вес бурового снаряда при бурении под колонну диаметром 324 мм:

Qкр = ( Pпри + Рперев+Lубт*qубт +Lбур.тр* qбур.тр + L вед.тр *qвед.тр + Рвертл )*(11-qж/qст), (2.3.4)

Qкр=(37,8+15+98*156+922*31,9+16*124,3+6700)*(1-1,18/7,85)=45426кг= 45,4т.

Вычислим вес бурового снаряда при бурении под колонну диаметром 273 мм:

Qкр = ( Pпри + Рперев+Lубт*qубт +Lбур.тр* qбур.тр + L вед.тр *qвед.тр + Рвертл )*( 1-qж/qст), (2.3.5)

Qкр = (37,8+15+85.5*156+2364.5*31,9+16*124,3+6700)*(1-1,7/7,85) = 76056 кг =76т.

Вычислим вес бурового снаряда при бурении под колонну диаметром 146 мм:

Qкр = ( Pпри + Рперев+Lубт*qубт +Lбур.тр* qбур.тр + L вед.тр *qвед.тр + Рвертл )*( 1-qж/qст), (2.3.6)

Qкр = (37,8+15+89*156+2936*31,9+16*124,3+6700)*(1-2,13/7,85) = 84887кг = 84.9т.

Основные элементы, составляющие бурильную колонну, - ведущая труба (квадратная штанга), бурильные трубы, бурильные замки, муфты, переводники, центраторы бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы.

Для защиты от износа замковой резьбы ПШН, подвергающейся многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании БК и спуско-подъемных работах, на ПШН дополнительно навинчивают предохранительный переводник.

Бурильные трубы составляют основную часть колонны. Они приспособлены к длительному свинчиванию - развинчиванию. Промышленность выпускает бурильные трубы длиной 6 ± 0.6; 8 ± 0.6; 11.5 ± 0.9 м, наружным диаметром 60, 73, 89, 102 мм. Трубы диаметром 114, 127, 140 и 168 мм выпускают длиной 11.5 ± 0.9 м.

В настоящее время в нефтегазовой промышленности широко используются стальные бурильные трубы с приваренными замками

Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля). Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы (профиль по ГОСТ 631) и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции.

Стальные бурильные трубы с приваренными замками предназначены преимущественно для роторного способа бурения.

При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и подачи бурового раствора к забою скважины.

Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают УБТ, позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото.

Оснастка компоновки бурильной колонны состоит из переводника - предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров, из калибраторов - служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно над долотом, из центраторов - предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки, стабилизаторов - созданы для стабилизации зенитного угла скважины.

При бурении проектной скважины предусматривается использование калибратора лопастного спиралевидного (КЛС).

Диаметры калибратора и долота должны быть равны.

2.3.1 Расчет осевой нагрузки

Осевую нагрузку на долото следует устанавливать, изменяя скорость движения, т.е. подачи на забой бурильного инструмента. Нагрузка на долото должна создаваться весом бурильных и утяжеленных труб. Увеличение осевой нагрузки способствует росту скорости проходки, которая может изменяться в зависимости от крепости и других характеристик проходимых пород.

На буровом станке установлен гидравлический индикатор веса (ГИВ-6-2М1), который показывает вес свободно подвешенного инструмента; нагрузка определяется как разность первоначального веса инструмента и веса инструмента, частично поставленного на забой. По диаграмме индикатора веса можно проанализировать время, затраченное на бурение и другие вспомогательные операции.

Осевая нагрузка на долото создается за счет применения утяжеленных бурильных труб. Длина утяжеленных бурильных труб (УБТ) подсчитывается таким образом, чтобы 75% их общего веса создавали нагрузку на долото, а 25% их веса создавали силу, растягивающую колонну бурильных труб. Эта закономерность приемлема при соотношении диаметров бурильных труб и долота 1:2. Осевую нагрузку на долото с учетом показателей механических свойств горных пород и конструктивных данных о площади контакта рабочих элементов долота с забоем определим по формуле:

РД = ц + И_F t_б (2.3.1.1)

где, ц- эмпирический коэффициент, учитывающий влияние забойных условий на изменение твердости (ц = 0,3-1,59);

И_F - твердость породы, определяемая по методике Л.А.Шрейнера, Па;

t_б - площадь контакта зубьев долота с забоем в мм², определяемая по формуле В.С.Федорова

Отсюда находим максимальную осевую нагрузку на долото под каждую колонну: РД₁ = ц · И_F t_б = 0,91 + 0,06 · 4 = 1,15 см²; РД₂ -1,64 см²; РД₃-2,11см²

Кондуктор Ш 324мм D_д - 393,7 мм РД₁ = 104,05 кН

Пром. колонна Ш 273мм D_д - 295,3 мм РД₂ = 83,27 кН

Экс. колонна Ш 146мм D_д - 190,5 мм РД₃ = 81,21 кН

По существующим нормам максимальная допустимая нагрузка на трехшарошечное долото находится в рекомендуемых пределах.

2.3.2 Расчет обсадных колонн

Обсадные трубы служат для крепления ствола скважины. По ГОСТ 632-80 отечественные обсадные трубы выпускаются следующих диаметров и толщины:

Таблица 2.3.2.1 Диаметры и толщина обсадных труб

d, мм	114.3	127.0	139.7	146.1	168.3	177.8
s, мм	5.2 - 10.2	5.6 - 10.2	6.2 - 10.5	6.5 - 9.5	7.3 - 12.2	5.9 - 15.0
d, мм	193.7	219.1	244.5	273.1	298.5	323.9
s, мм	5.2 - 10.2	7.6 - 15.1	7.9 - 15.9	7.1 - 16.5	8.5 - 14.8	8.5 - 14.0
d, мм	339.7	351.0	377.0	406.4	426.0	473.3
s, мм	8.4 - 15.4	9.0 - 12.0	9.5 - 16.7	10.0 - 12.0	11.1	11.1-16.1

Группа прочности стали "Д", "К", "Е", "Л", "М", "Т". Трубы маркируются клеймением и краской. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют.

Определим вес обсадной колонны диаметром 324 мм по формуле:

Р_обс = L_обс*q_обс, (2.3.2.1)

Где Р_обс. - длина обсадной колонны, м; q_обс. - вес 1 м обсадных труб, кг.

Р_обс. = 1020*74.7 = 76194 кг = 76,2 т. Р_обс в р-ре = Робс*(1-1,18/7,85) = 64,8т

Определим вес обсадной колонны диаметром 273мм:

Р_обс. = 2450*70.8 = 173460 кг = 173,5 т. Р_обс в р-ре = Р_обс*(1-1,7/7,85) =135,3т

Определим вес обсадной колонны диаметром 146 мм:

Р_обс. = 3025*30.7 = 92867 кг = 92,9 т. Р_обс в р-ре = Р_обс*(1-2,13/7,85) = 67,8т

Сравнив вес обсадных колонн и вес бурового снаряда при бурении под каждую из колонн можно сделать вывод что самой тяжелой является обсадная колонна диаметром 245мм.

При подборе отдельных секций обсадных колонн нужно принимать следующие запасы прочности:

1.В расчетах технических колонн на страгивающую нагрузку - 1,3;

2.При расчете эксплуатационных колонн на страгивающую нагрузку - 1,15-1,20;

3.При расчете эксплуатационных колонн на смятие:

а) запас прочности для интервала высоты подъема цементного раствора - 1,3;

б) запас прочности выше интервала подъема цементного раствора - 1,15.

Запас прочности на страгивающую нагрузку устья скважины составляет:

р_стр

Q_пр = ------ , (2.3.2.2)

Q_max

где, p_стр - страгивающая нагрузка, кН;

Q_max - вес колонны обсадных труб, кН.

Затрубное сминающее давление, создаваемое столбом глинистого раствора на нижнюю трубу:

Н · г_бур.р

Р_см.д = -------- , (2.3.2.3)

10

где Н - глубина, на которую опускается обсадная труба, м;

г_бур.р - удельный вес бурового раствора, кг/м³

Кондуктор Ш 324мм р_факт1 = 500 ·1150/10 = 5,75 МПа

Промежуточная колонна Ш 273мм р_факт2 = 1200·1460/10 = 17,52 МПа

Эксплуатационная колонна Ш 146мм р_факт3 = 1950·2130/10 = 39,41 МПа

При запасе прочности на сжатие равным m, нужно устанавливать трубы, которые могут выдержать внешнее сминающее давление, равное:

p_см = p_факт · m (2.3.2.4)

Кондуктор Ш 324мм р_см1 = 5,75 ·1,3 = 7,48 МПа

Промежуточная колонна Ш 273мм р_см2 = 17,52 · 1,3 = 22,8 МПа

Эксплуатационная колонна Ш 146мм р_см3 = 39,41 · 1,15 = 45,3 МПа

Результаты вычислений занесем в таблицу 2.3.2.2.

скважина бурение обсадной

Таблица 2.3.2.2 Данные диаметров колонн и типы резьб различных марок стали

диаметр колонны мм	тип резь- бового соединения	марка стали	толщина стенки, мм	Вес, кН	длина колонны	Давление, МПа
				1 пог. м трубы	общий		pфакт	pсм
324 273 146	ОТТМ ОТТГ VAМ	Д М N-80	9,5 12,0 10,54	0,747 0,708 0,307	762 1735 929	500 1850 2760	5,75 17,52 39,41	7,48 22,8 45,3

2.3.3 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

В основу выбора типов долот положены физико-механические свойства горных пород (твердость, абразивность, пластичность и др.).

Рациональным типом долота данного размера для конкретных геолого-технических условий бурения является такой тип, который при бурении в рассматриваемых условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

Руководствуясь опытом бурения скважин в аналогичных геологических условиях на площадях Южно-Тургайской НГО рационально применение трехшарошечных долот.

При бурении под кондуктор в интервале 0 - 500 м геологический разрез представлен глинами, песками, супесями с твердостью по штампу 100 МПа (см. табл.2.3), категорией пород по промысловой классификации М, абразивностью IV - X категории.

Исходя из того, что бурение турбобуром характеризуется высокими частотами вращения породоразрушающего инструмента, для бурения под кондуктор выбираем высокооборотное долото с типом опор "В" - опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 295,3 мм. Исходя из многолетнего опыта работ на данном месторождении для бурения под кондуктор применяем долото III 295,3 СЗ-ГВ.

На интервале 500 - 1850 м геологический разрез представлен глинами, песками, супесями, песчаниками, аргиллитами с твердостью по штампу 100 - 200 МПа, категорией пород по промысловой классификации М, МС и абразивностью IV - X категории. Выбирается высокооборотное долото с типом опор "В" - опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 269 мм.

На интервале 1850 - 2760 м геологический разрез представлен песчаниками, аргиллитами, алевролитами с твердостью по штампу 200 - 500 МПа, категорией пород по промысловой классификации МС, С и абразивностью VI - X категории. Опыт работ на данном месторождении в последние годы показал высокую эффективность применения на этом интервале долот ІІІ-215,9 мм. Для бурения под эксплуатационную колонну применяем долота III 215,9 МЗ-ГВ в верхней части интервала и III 215,9 С-ГВ в нижней части.

Применяемые долота по интервалам бурения представлены в табл.2.3

Таблица 2.3 Типоразмеры долот по интервалам бурения

Интервал, метр	Типоразмер долота
0 - 500 500 - 2760 2550 - 3105	III 295,3 СЗ-ГВ III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ

2.3.4 Расчет частоты вращения долота

Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные частоты вращения долот, при которых разрушение горных пород максимально.

Оптимальные частоты вращения долот находятся в диапазонах:

- для долот типа М 250 - 400 об/мин;

- для долот типа МС 150 - 300 об/мин;

- для долот типа С 100 - 200 об/мин.

Превышение оптимальных частот вращения вызывает снижение механической скорости бурения и, как следствие, быструю поломку долота.

Расчет частоты оборотов ведется по 3 методам:

- Статистический метод (по предельной окружной скорости).

- Технологический метод (по износу опор долота).

- Аналитический метод (по времени контакта зубьев долота с породой).

Расчет оптимальной частоты вращения долот статистическим методом производится по формуле:

n= (60·Vлин) / (р·Д_Д) об/мин, (2.21)

где n - частота оборотов долота, об/мин;

Vлин - рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с;

Для пород:

типа М и МЗ Vлин =3,4…2,8 м/с;

типа МС и МСЗ Vлин =2,8…1,8 м/с;

типа С и СЗ Vлин =1,8…1,3 м/с.

для пород категории С: g_O <400 - 800 кН/метр.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 500 метров Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.21):

n= (60·3,4) / (3,14·0,2953) =220 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -1400 м Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС, по формуле (2.21):

n= (60·3,4) / (3,14·0,2159) =300 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1200 - 1850 м Vлин =2,8, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС, по формуле (2.21):

n= (60·2,8) / (3,14·0,2159) =250 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1850 - 2760 м Vлин =1,3, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.21):

n= (60·1,3) / (3,14·0,2159) =115 об/мин.

Расчет оптимальной частоты вращения долот технологическим методом по износу опор долот производится по формуле:

n=То/ (0,02· (б+2)) об/мин, (2.22)

где б - коэффициент, характеризующий свойства горных пород (для М=0,7…0,9; для С=0,5…0,7);

То - константа, характеризующая стойкость опор долота, которая определяется по формуле:

То=0,0935·Дд. (2.23)

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 500 м б=0,9, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.22):

n=0,0935·295,3/ (0,02· (0,7+2)) =521 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 500 -1850 м, б=0,7, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС по формуле (2.22):

n=0,0935·215,9/ (0,02· (0,7+2)) =380 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1850 - 2760 м б=0,5, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.22):

n=0,0935·215,9/ (0,02· (0,5+2)) =404 об/мин.

Расчет оптимальной частоты вращения долот аналитическим метод по времени контакта зубьев долота с породой производится по формуле:

n=39/ (ф_К·Z) об/мин, (2.24)

где Z - количество зубьев на периферийном венце шарошки;

ф_К - минимальная продолжительность контакта зуба с породой, зависящая от категории горной породы:

для упругопластичных пород ф_К = 6·10^-3 сек;

для пластичных пород ф_К =3… 6·10^-3 сек;

для упругохрупких пород ф_К = 6…8·10^-3 сек.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 м ф_К = 6·10^-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 295,3 СЗ-ГВ Z=22, тогда по форм. (2.24):

n=39/ (6·10^-3 ·22) =295 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 500 -2760 м ф_К = 6·10^-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, Z=22, тогда по формуле (2.24):

n=39/ (6·10^-3 ·24) =270 об/мин.

Полученные значения частот вращения представлены в табл.2.4

Таблица 2.4 Оптимальная частота вращения долот на интервалах бурения

Интервал, м	Частот вращения, об/мин
0 - 500 500 - 1200 1200 - 1850 1850 - 2760	220 300 160 115

2.4 Разработка режима цементирования скважины

При разработке режима цементирования определяют:

- объем затрубного пространства, подлежащего цементированию;

- объем потребного количества тампонажной жидкости (цементного раствора);

- удельный вес тампонажной жидкости;

- количество составных компонентов для приготовления потребного объема тампонажной жидкости;

- объем продавочной жидкости;

- давление на цементировочной головке в конце продавки смеси и тип цементировочного агрегата;

- время цементирования и количество цементировочных агрегатов.

Определяем потребное количество цементного раствора, необходимой для цементирования

р

V_ц.р. = -- [(D^2скв-d²_н)H₁ + (D²_в.п.к.- d²_н)H₂ + d²_вh], (2.4.1)

4

Где D_скв - диаметр скважины в м.

D_скв = К D_дол (2.4.2)

где К - коэффициент, учитывающий увеличение диаметра ствола скважины;

Значение коэффициента К определяется для конкретных условий с использованием кавернограмм и опыта работ по цементированию. Обычно К изменяется от 1,2 до 2,5.

D_дол - диаметр долота в м.

D_скв = 1,25*0,190 = 0,238 м

d_н - наружный диаметр эксплуатационной колонны в м;

d_в - внутренний диаметр эксплуатационной колонны в м;

D_в.п.к - внутренний диаметр промежуточной колонны в м;

H₁ - высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной до башмака промежуточной колонны в м;

H₂ - высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной внутри промежуточной колонны в м;

h - высота цементного стакана в эксплуатационной колонне в м.

V_ц.р. = 0,785 [(0,238²-0,146²) 1000 + (0,201²-0,146²) 100 + 0,124²*10] = 29,2 м³

Высота цементного стакана h_ст. задается из следующих соображений. При существующей схеме цементирования тампонажная жидкость вытесняется в затрубное пространство с помощью продавочной жидкости (обычно это глинистый раствор или вода). При такой схеме продавочная жидкость в процессе продавки постоянно контактирует с тампонажной жидкостью, в результате чего происходит взаимное их перемешивание. В интервале перемешивания тампонажная смесь теряет свое основное свойство - твердеть с образованием прочного и плотного искусственного камня. Постановка разделительной пробки между тампонажной смесью и продавочной жидкостью уменьшает интервал перемешивания, но не исключает его полностью. Чтобы не ухудшить качество цементирования, интервал тампонажной жидкости, загрязненный продавочной жидкостью, оставляют внутри колонны обсадных труб в виде цементного стакана. Величина этого интервала Н_ст. зависит в основном от времени контакта (время продавки) и будет тем больше, чем длиннее обсадная колонна, подлежащая цементированию.

Значение h_ст. в зависимости от глубины скважины меняется от 5-10 м до 30-50 м. Оставление цементного стакана практически решается установкой на высоте h_ст. кольца «стоп», ниже которого разделительная пробка и продавочная жидкость перемещаться не могут.

Составными компонентами тампонажной жидкости являются: вода, цемент, песок, бентонитовый глинопорошок, утяжелители и химреагенты для регулирования свойств тампонажной смеси. Главными из них является вода и цемент, которые образуют водоцементную смесь, называемую цементным раствором.

Плотность цементного раствора определяется по формуле

г_цг_в (1+m)

г_ц._р = ---------- , т/м³ (г/см³), (2.4.3)

m г_ц + г_в

где г_цг_в - водоцементное отношение, характеризует весовое отношение воды к цементу в данном растворе. Практически значение г_цг_в изменяется в пределах 0,4*0,6; г_ц - плотность сухого цемента, изменяется в пределах 3-3,2 т/м³. При расчетах принимается равным 3,15 т/м³ (3,15 г/см³); г_в - плотность воды, принимается равным 1,000 т/м³ (1 г/см³), m - водо-цементное отношение принимается равным 0,5.

3,15*10 (1+0,5)

г_ц._р = -------------- = 1,84 г/см³,

1,0 + 3,15 * 0,5

Количество сухого цемента для приготовления 1 м³ цементного раствора определяется из выражения

1 1,84*29,2

G_ц = ---- г_ц.р. V_ц.р. = ---------- = 35,8 т/м³, (2.4.4)

1+m 1 + 0,5

Определяем потребное количество воды для затворения цемента

V_в = m G_ц = 0,5 * 35,8 = 17,9 м³ (2.4.5)

Определяем объем продавочной жидкости

р

V_пр = Д -- d²_вн.ср (H - h) = 1,03*0,785*0,124²(1240 - 10) = 15,3 м³ (2.4.6)

4

Где d_вн.ср - внутренний средний диаметр колонны в м.

й₁d²₁+ й₂d²₂ + ...+ й_nd²_n

d_вн.ср = v------------------ (2.4.6)

Н - h

Здесь й₁+ й₂+ ...+ й_n - длина секций труб данной толщины стенки в м;

d₁+d₂ + ...+d_n - внутренний диаметр данной секции труб в м;

Н - глубина скважины, (длина колонны) в м;

Д - коэффициент, учитывающий сжатие жидкости, = 1,03 ч 1,05.

Давление на цементировочной головке, развиваемое насосом в конце закачки продавочной жидкости (Р_max), складывается из гидростатического (Р_гс) и гидродинамического (Р_гд):

Р_max = Р_гс + Р_гд (2.4.7)

Гидростатическое давление по величине должно уравновесить ствол цементного раствора в затрубном пространстве. Ргс = 0,02Н + 16 при скорости восходящего потока в затрубном пространстве ?1 м/с. Принимая в качестве продавочной жидкости глинистый раствор (гп.ж.= гг.р.) можно записать давление, создаваемое разностью удельных весов цементного и глинистого раствора

(Нц - hст) (г_ц.р.- г_гл.р.) (700-10) (1,84-1,32)

Ргс = ------------------ = ------------------ = 35,9 кгс/см² ,

10 10

где Нц и hст - в метрах, г_ц.р. и г_гл.р. - в т/м³ или г/см³.

Гидродинамическое давление, необходимое для преодоления сопротивлений при движении жидкости, определяется по эмпирической формуле

Р_гс = 0,02Н + 16 = 0,02 * 1240 + 16 = 40,8 кгс/см² (2.4.9)

где Н_скв - глубина скважины в метрах.

Р_max = Р_гс + Р_гд = 40,8 + 35,9 = 76,7 кгс/см² . (2.4.10)

По найденному максимальному давлению в конце процесса цементирования выбирается тип цементировочного агрегата и режим его работы по табл. 2.4.1.

Характеристика ЦА - 300

Таблица 2.4.1

Тип агрегата	Скорость	Характеристики агрегатов при разных диаметрах поршня
		Q, подача, л/с	P, давление, кгс/см2	подача, л/с	давление, кгс/см2	подача, л/с	давление, кгс/см2
ЦА-300		Диаметр втулки d = 100 мм	Диаметр втулки d = 115 мм	Диаметр втулки d = 127 мм
	I II III IV V	1,30 2,36 4,50 8,05 10,35	- 308,0 161,5 91,5 70,0	1,72 3,12 5,95 10,62 18,65	- 220,0 122,0 68,2 53,2	2,10 3,80 7,25 12,96 16,60	- 191,0 100,0 56,0 43,5

По величине конечного давления выбираем цементировочный агрегат ЦА-300 (диаметр втулки 100 мм).

Определяем продолжительность цементирования при условии работы одного агрегата.

Время работы одного агрегата на V скорости

(V^V_ц.р + V^V_п.р) 1000 (26,88+28,23) 1000

t_V = ---------------- = ---------------- = 88,7 мин. (2.4.11)

q_v· 60 10,35 ·60

где q_V - производительность агрегата на V скорости в л/с.

Аналогично на остальных скоростях

(2,32+3,36) 1000

t_IV = -------------- = 11,76 мин.

8,05 ·60

(6,97+1,97) 1000

t_III = -------------- = 18,5 мин.

4,50 ·60

1,97 м³ раствора продавливаем на II скорости с целью предупреждения гидравлического удара.

1,97·1000

t_II = ---------- = 13,9 мин.

2,36 ·60

Общее время цементирования

Т = t_V + t_IV + t_III + t_II = 88,7 + 11,76 + 18,5 + 13,9 = 132,86 мин. (2.4.12)

Время цементирования ограничивается временем до начала схватывания приготовленного цементного раствора. В любом случае процесс закачки цементного раствора в обсадную колонну и его вытеснение в затрубное пространство продавочной жидкостью должен закончиться раньше, чем цементный раствор начнет терять свою подвижность (схватываться).

Для успешного цементирования считается, что время цементирования должно быть меньше начала схватывания Т_схв.

По времени схватывания

Т_Ц 148

n_ЦА = ---------- + 1 = -------- + 1 = 2,88 ? 3 шт.. (2.4.12)

0,75 Тсхв 0,75 ·105

можно расчитать необходимое количество машин для цементного раствора.

Таким образом, за время Т_ц. необходимо закачать в скважину цементный раствор объемом V_ц.р., рассчитанный по формуле (2.4.1) и продавочную жидкость объемом V_п.ж., рассчитанную по формуле (2.4.5), т.е. суммарный объем жидкости, который необходимо закачать в скважину.

Зная производительность одного агрегата, выбранного по максимальному расчетному давлению из табл. 2.4.1, можно найти необходимое число агрегатов.

2.5 Расчет производительности насосов для бурения под каждую обсадную колонну

Производительность насосов определяем по формуле:

Q = 0,785(D³_сквk - d²_бт)V (2.5.1)

где D - диаметр скважины;

k = 1,1-1,12 - коэффициент кавернозности;

d - диаметр бурильной трубы;

V = 0,5-0,8м/с - скорость восходящего потока.

Отсюда для бурения под каждую колонну получаем:

Кондуктор Ш 324 Q = 0,785 (0,155*1,1 - 0,02)0,5 = 0,059м³/с = 59 л/с

Промежуточная колонна Ш 245 Q = 0,785 (0,087*1,1-0,02)0,6=0,036м³/с=36 л/с

Экплуатационная колонна Ш 140 Q = 0,785 (0,036*1,12 - 0,02)0,8 = 0,012м³/с =12 л/с

Исходя из вычисленных значений производительности выбираем необходимое количество насосов, диаметр втулок и количество двойных ходов:

Кондуктор Ш 324 Q = 59 л/с (2 насоса, Двт = 160мм, 65 х/мин)

Промежуточная колонна Ш 273 Q = 36 л/с (2 насоса, Двт = 130мм, 65 х/мин)

Экплуатационная колонна Ш 146 Q = 12 л/с (1насос, Двт = 130мм, 50 х/мин)

2.6 Расчет количества и качества промывочной жидкости для бурения под каждую обсадную колонну

При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью.

Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств становился темой большого объема научно-практических исследований и анализа.

Основа выбора допустимых типов буровых растворов - соответствие их составов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

Процедура выбора типа бурового раствора состоит из следующих операций: получение от геологической службы информации о разрезе скважины; идентификацию пород разреза; установление типов буровых растворов, которые могут быть использованы при разбуривании пород данного класса; определение оптимальной последовательности применения буровых растворов.

Разрез скважины разбивают на интервалы, для каждого из которых выбирают допустимые типы буровых растворов, причем на каждом интервале ими могут быть только растворы, применимые на всех вышележащих интервалах в пределах не обсаженной части скважины.

На следующем этапе определяют объемы растворов, необходимые для бурения каждого интервала. На последнем этапе рассчитывают количество материалов и химических реагентов, необходимых для реализации выбранной последовательности буровых растворов с учетом затрат материалов на поддержание свойств раствора.

В результате по всем интервалам бурения должна быть получена следующая информация: наименование и компонентный состав бурового раствора, его необходимый объем и стоимость, расход материалов на поддержание свойств бурового раствора, степень его очистки.

Определяем количество бентонитовой глины и воды для приготовления 1м³ раствора по формуле:

Gг = г(гр - в) / г - в (2.6.1)

где г - плотность глины, т/м³ (г = 22,7 т/м³)

в - плотность воды, т/м³

Gг = 0,455 т/м³

Объем глины в 1м³ раствора составит:

Vг = Gг/г (2.6.2)

Vг = 0,455/2,6 = 0,175 м³/м³

Объем воды будет равен:

Vв = 1 - Vг; Vв = 1 - 0175 = 0,825 м³/м³ (2.6.3)

Количество глины, потребной для приготовления 1м³ раствора с учетом влажности глины, определяем по формуле:

Gг = г(гр - в) / г - в (1- n + nг) (2.6.4)

где, n - влажность глины, доли единицы. Для практических расчетов принимают n = 0.05 - 0.1

Gг = 0,505 т/м³

Объем глины в 1м³ раствора составит

Vг=0,505/2,6 = 0,194 м³/м³.

Объем количества бурового раствора для бурения под каждую колонну определяем по формуле:

Vбр = LS (2.6.5)

где L - длина ствола;

S - поперечное сечение ствола.

Кондуктор Ш 324мм Vбр1 = 1020 · 0,12 = 124м

Промежуточная колонна Ш 273мм Vбр2 =(1020 · 0.08)+ 1430 · 0,07 = 180м³

Экплуатационная колонна Ш 146мм Vбр3 = (2450 · 0,045) +575 · 0,03= 128м³

2.7 Обоснование и выбор очистного агента

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них - обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.

Исходя из опыта бурения вЮжно-Тургайской НГО, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор. Параметры, необходимые для качественного бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, этим раствором выдерживаются. Соотношение цены и качества приемлемо. Для приготовления бурового раствора используются: глина бентонитовая марки ПБМА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов. В качестве химреагентов используют:; КМЦ марки Габроил HV - высоковязкая полианионная целлюлоза, применяется для снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора; сайпан - относится к классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку, эффективно уменьшающую фильтрацию раствора; нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) - фосфоновый комплексон, применяется как разжижитель пресных неингибированных растворов; кальцинированная сода (карбонат натрия), применяется для связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также применяется также как химический диспергатор глин и для регулирования рН бурового раствора; ФК - 2000 состоит из анионных, неионогенных поверхностно-активных веществ и полезных добавок, применяется как профилактическая антиприхватная смазочная добавка; ПКД - 515 - гармоничная сочетающуюся композиция неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.

Согласно "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности" действующим с 1998 года давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10 - 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2500 м на 7 - 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 1200 - 1850 м на 7 - 4%, но не более 3,5 МПа (по вертикали). Пластовое давление рассчитывается по формуле:

Рпл =grad Рпл ·Н МПа, (2.25)

где grad Рпл - градиент пластового давления в интервале, МПа/м;

Н - глубина интервала, м. Удельный вес бурового раствора, исходя из пластового давления, определяется по формуле:

q_БР=Рпл/g·Н+ (0,1…0,15) · Рпл/g·Н Н/см³, (2.26)

где g - ускорение свободного падения, м/с²; g=9,8 м/с²

0,1…1,5 - необходимое превышение гидростатического давления над пластовым.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут определяется по формуле:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·d)) ·d· (q_П-q_БР) дПа, (2.27)

где d - диаметр частицы шлама, м;

q_П - удельный вес горной породы, Н/см³.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту определяется по формуле:

СНС₁ > (d· (q_П-q_БР) ·g·К) /6 дПа, (2.28)

где К -коэффициент, учитывающий реальную форму частицы шлама, принимаем К=1,5.

Условная вязкость по рекомендации НИИ нефти определяется как:

УВ< 21· q_БР·10^-4сек. (2.29)

Показатель водоотдачи по рекомендации НИИ нефти определяется как:

Ф< (6·10⁴/ q_БР) +3 см³/30 мин. (2.30)

При бурении под кондуктор удельный вес бурового раствора на интервале 0 - 500 м (по вертикали), имея grad Рпл=0,01 (табл.1.4), по (2.26) составит:

q_БР=0,01·500 /9,8·500+ (0,1…0,15) · 0,01·600 /9,8·600=1,12…1,18·10⁴ Н/см³.

Так как породы в этом интервале склонны к осыпям и обвалам, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,18·10⁴ Н/см^3.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под кондуктор на интервале 0 - 500 м, имея q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =8·10^-3м, по (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·5·10^-3)) ·8·10^-3 · (2,4-1,18) ·10⁴=40 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под кондуктор на интервале 0 - 500 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (8·10^-3 · (2,4-1,18) ·10⁴·9,8·1,5) /6=20 дПа.

Условная вязкость при бурении под кондуктор на интервале 0 - 500 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,18·10⁴ ·10^-4=25сек.

Показатель водоотдачи при бурении под кондуктор на интервале 0 - 500 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,18·10⁴) +3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 600 - 1200 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,01·1200 /9,8·1200+ (0,1…1,5) · 0,01·1200 /9,8·1200=1,12…1,18·10⁴ Н/см³.

Принимаем удельный вес бурового раствора при бурении на интервале 500 - 1200 м равный 1,12·10⁴ Н/см^3, так как приняв минимально допустимый удельный вес увеличивается механическая скорость при турбинном способе бурения.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 1200 - 1850 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,01·1200 /9,8·1850+ (0,1…0,07) · 0,01·1200 /9,8·1850=1,09…1,12·10⁴ Н/см³.

Принимаем дельный вес бурового раствора при бурении на интервале 1200 - 1850 м равный 1,12·10⁴ Н/см^3, так как на интервале возможны прихваты и осыпи стенок скважины.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 500 - 1850 м при q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =3·10^-3м, по форм. (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·5·10^-3)) ·3·10^-3 · (2,4-1,12) ·10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 500 - 1850 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (3·10^-3 · (2,4-1,12) ·10⁴·9,8·1,5) /6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 500 - 1850 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,12·10⁴ ·10^-4=24сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 500 - 1850 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,12·10⁴) +3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 1850 - 2760 м, имея grad Рпл=0,0102, по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,0102·2760/9,8·2760+

(0,04…0,07) ·0,0101·2760/9,8·2760=1,08…1,1·10⁴ Н/см³.

Так как на этом интервале вскрывается продуктивный нефтеносный пласт, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,08·10⁴ Н/см^3.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 1850 - 2760 м, имея q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =3·10^-3м;, по формуле (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·5·10^-3)) ·3·10^-3 · (2,4-1,08) ·10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 1850 - 2760 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (3·10^-3 · (2,4-1,08) ·10⁴·9,8·1,5) /6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 1850 - 2760 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,08·10⁴ ·10^-4=23сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 1850 - 2760 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,08·10⁴) +3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=6…4 см³/30 мин.

Уровень рН по всем интервалам принимаем равный 8, так как применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН>8.

Показатель содержания песка, исходя из опыта бурения скважин на данной площади, по всем интервалам принимаем равный 1%.

Так как проектируемая скважина является наклонно направленной, то проектируемые параметры бурового раствора представлены по длине ствола и сведены в табл.2.7

Таблица 2.7 Параметры бурового раствора на интервалах бурения

Интервал бурения, м	Удельный вес, 104 Н/см3	СНС10 дПа	СНС1 дПа	Условная вязкость, сек	Показатель фильтрации, см3/30 мин	рН	П,%
от	до
0	500	1,18	40	20	25	8	8	1
500	1850	1,12	20	10	24	8	8	1
1850	2760	1,08	20	10	23	6 - 4	8	1

2.8 Расчет необходимого расхода очистного агента

Расход промывочной жидкости должен обеспечить:

эффективную очистку забоя скважины от шлама;

транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины;

нормальную (устойчивую) работу забойного двигателя;

сохранение целостности и нормального диаметра ствола скважины (предупреждение эрозии стенок скважины и гидроразрыва пород).

Расчет расхода промывочной жидкости для эффективности очистки забоя скважины делается по формуле:

Q=К· S_ЗАБ л/сек, (2.31)

где

К - коэффициент удельного расхода жидкости равный 0,3…0,65 м³/сек на 1 м² забоя, принимается К=0,65;

S_ЗАБ - площадь забоя м², определяется по формуле:

S_ЗАБ =0,785·Д_Д² м^{2. (}2.32)

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м по формуле (2.31):

Q=0,65·0,785·0,2953² =0,044 м³/сек.

При бурении эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м по формуле (2.31):

Q=0,65·0,785·0,2159² =0,023 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости по скорости восходящего потока определяется по формуле:

Q=V_ВОСХ·S_КП м³/сек, (2.33)

где V_ВОСХ - скорость восходящего потока; рекомендуемая скорость согласно промысловой классификации горных пород находится в пределах: М=0,9…1,3 м/сек, С=0,7…0,9 м/сек.

S_КП - площадь кольцевого пространства, м², которая рассчитывается по формуле:

S_КП =0,785· (Д_Д² - d_БТ²) м², (2.34)

где d_БТ - диаметр бурильных труб, м²; принимаем d_БТ =0,147 метра.

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м принимаем V_ВОСХ =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):

Q=0,9·0,785· (0,2953² - 0,147²) =0,046 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 500 -1200 метров принимаем V_ВОСХ =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):

Q=0,9·0,785· (0,2159² - 0,147²) =0,017 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 1200 - 2760 метров принимаем V_ВОСХ =0,7 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):

Q=0,7·0,785· (0,2159² - 0,147²) =0,014 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, исходя из условия создания гидромониторного эффекта, рассчитывается по формуле:

Q=Fн·0,75 м³/сек, (2.35)

где Fн - площадь поперечного сечения насадок, м²; определяется по формуле:

Fн = р·d_Н/4·m м², (2.36)

где d_Н - диаметр насадок, м;

m - число насадок, m=3.

При бурении под кондуктор долотом III 295,3 СЗ-ГВ, имеющем d_Н =0,015 м по формуле (2.35):

Q=3,14·0,015/4·3·0,75=0,039 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотами III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, имеющими d_Н =0,01 м по формуле (2.35):

Q=3,14·0,01/4·3·0,75=0,017 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама ведется по формуле:

Q= V_КР·S_MAX+ (S_ЗАБ ·V_MЕХ· (j_П -j_Ж)) / (j_{СМ -} j_Ж) м³/сек, (2.37)

где V_КР - скорость частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/сек; V_КР =0,5 м/сек;

S_MAX - максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м², определяемая по формуле (2.34);

V_MЕХ - механическая скорость бурения, м/сек; применяем V_MЕХ =0,005 м/сек;

j_П - удельный вес породы, Н/м³;

j_{Ж -} удельный вес промывочной жидкости, Н/м³;

j_СМ - удельный вес смеси шлама и промывочной жидкости, Н/м³;

j_{СМ -} j_Ж=0,01…0,02·10⁴ Н/м³; принимаем 0,02·10⁴ Н/м³.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама, по формуле (2.37) составит:

Q=1,5·0,785· (0,2953² - 0,147²) + (0,785·0,2953²· 0,005· (2,4·10⁴ - 1,18·10⁴)) /0,02·10⁴ =0,049 м³/с.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама, по формуле (2.38) составит:

Q=0,5·0,785· (0,2159² - 0,147²) + (0,785·0,2159²· 0,05· (2,4·10⁴-1,08·10⁴)) /0,02·10⁴ =0,029 м³/с.

Расчет расхода промывочной жидкости, предотвращающего размыв стенок скважины, ведется по формуле:

Q= V_{КП MAX}·S_MIN м³/сек, (2.38)

где S_MIN - минимальная площадь кольцевого пространства;

V_{КП MAX -} максимально допустимая скорость течения, жидкости в кольцевом пространстве, м/сек; принимаем V_{КП MAX} =1,5 м/сек.

Максимальные диаметры бурового инструмента: при бурении под кондуктор - турбобур диаметром 0,240 м, при бурении под эксплуатационную колонну - турбобур диаметром 0, 195 м.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины по формуле (2.38) составит:

Q=1,5·0,785· (0,2953² - 0,240²) =0,035 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины составит по формуле (2.38):

Q=1,5·0,785· (0,2159² - 0, 195²) =0,01 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, для предотвращения прихватов ведется по формуле:

Q= V_{КП MIN}·S_MAX м³/сек, (2.39)

Где V_{КП MIN} - минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве;

принимаем V_{КП MIN} =0,5 м/сек;

S_MAX - максимальная площадь кольцевого пространства; минимальный диаметр бурового инструмента у бурильных труб диаметр =0,127 м.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.39):

Q=0,5·0,785· (0,2953² - 0,127²) ·10³=0,027 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.39):

Q=0,5·0,785· (0,2159² - 0,127²) ·10³=0,012 м³/сек.

Окончательный выбор расхода промывочной жидкости обусловлен производительностью насосов при заданном коэффициенте наполнения по формуле:

Q=m·n·Qн м³/сек, (2.40)

где m - коэффициент наполнения (m=0,8);

n - число насосов;

Qн - производительность насоса с коэффициент наполнения m=1,0.

В расчете принимаеются4 показатели бурового насоса УНБТ - 950 с диаметром втулок равным 160 мм Qн=0,037 м³/сек.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости составит по формуле (2.40):

Q=0,8·2·0,037=0,059 м³/сек

При бурении под эксплуатационную колонну расход составит:

Q=0,8·1·0,037=0,029 м³/сек

Расчетные значения расхода промывочной жидкости на интервалах бурения заносим в табл. 2.8.

Таблица 2.8 Расход промывочной жидкости по интервалам бурения

Интервал, метр	Расход промывочной жидкости, м3/сек
0 - 500 500 - 2760	0,059 0,029

2.9 Выбор бурового оборудования

Выбор бурового станка

Буровые установки - это комплексные системы, включающие все основные и вспомогательные агрегаты и механизмы, которые необходимы для строительства скважин.

Буровую установку выбирают по ее допустимой максимальной грузоподъемности, обуславливающей с некоторым запасом веса в воздухе наиболее тяжелых бурильной и обсадной колонн.

Для принятой по грузоподъемности и условной глубине бурения буровой установки в зависимости от региональных условий, связанных со степенью обустройства (дороги, линии электропередач, водоснабжение и др.) и климатической зоной, выбирают тип привода, схему монтажа и транспортирования, а также учитывают необходимость комплектования отопительными установками, дополнительными агрегатами и оборудованием.

Буровые установки делятся на две категории:

- для бурения глубоких эксплуатационных и разведочных скважин;

- для бурения неглубоких структурных и поисковых скважин.

Каждая категория буровой установки имеет несколько классов, которые обеспечивают наибольшую эффективность бурения скважин определенной глубины и конструкции. Каждой буровой установкой, при определенной мощности ее двигателей, максимально допустимой нагрузке на крюке можно пробурить скважины различной глубины и конструкции. Для сравнительной оценки мощности и класса буровой установки, для глубокого бурения принимают допустимую нагрузку на крюке и номинальную глубину скважины конечного диаметра 190,5мм, которые могут быть достигнуты при использовании бурильной колонны с бурильными трубами диаметром 127мм и массой 1м труб 31,9кг. Буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения стандартизованы. ГОСТ 16293-82 (СТ СЭВ 2446-80) предусматривает 11 классов буровых установок для бурения скважин глубиной 1250-12500 м и более.

В соответствии с п.2.5.6.ПБ НГП (РД-08-624-03) максимальный вес буровой колонны не должен превышать 0,6 и обсадной колонны - 0,9 от грузоподъемности буровой установки.

Максимальный вес обсадной колонны, кН: Gок макс = 1735.0

Максимальный вес бурильной колонны, кН: Gбк макс = 1163.0

С учетом расчетных значений веса колонн, максимальная нагрузка на крюке должна быть:

- для обсадной колонны, кН Qмин = Gок макс/0,9 = 1927,8

- для буровой колонны, кН Qмин = Gбк макс/0,6 = 1938.3

Таким образом, грузоподъемность буровой установки должна быть не менее 1938.3 кН.

В соответствии с ожидаемой максимальной нагрузкой на крюке, экономически выгодным для данного района видом привода и наличием парка буровых установок, для строительства скважины принимается буровая установка "БУ2900/200ЭПК" с допускаемой нагрузкой на крюке 2000 кН при оснастке 5x6, с техническими характеристиками:

Таблица 2.7.1 Характеристика буровой установки "БУ2900/200ЭПК"

Допустимая нагрузка на крюке, кН	2000
Условная глубина бурения, м	2760
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,2±0,05
Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее	1,5
Расч. мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт	670
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
Расчетная мощность привода ротора, кВт	370
Мощность бурового насоса, кВт	950
Вид привода	Э
Высота основания (отметка пола буровой), м	7,2
Просвет для установки стволовой части превенторов, м	5,7

Выбор насосной установки

В установках глубокого бурения применяются поршневые насосы марок У8-4, У8-5М, Б14-200, БРН-1, УНБ-600А (У8-6МА2) и другие, имеющие подачу 15-50 л/с при давлении нагнетания 10-60 МПа. Производительность насоса определяется по формуле:

FSn рd² Sn 3,14· 1,5²·3·30

Q_Ф = б ---- = б ------ = 0,85 ------------ = 2,25 л/с (2.7.1)

60 240 240

Подача насоса определяется по формуле:

(2 F-f)Sn р(2D²-d²) Sn 3,14(2·2²-0,6²)4,5·55

Q_Ф= б -------- =б ------------ =0,9 ------------------ =44,6 л/с,

30 120 240

где р = 0,85 - 0,95 - объемный к.п.д. насоса, учитывающий утечки жидкости, наличие в ней газа и инерцию срабатывания клапанов,

F - площадь, определяемая по внутреннему диаметру цилиндровой втулки,

S = 2R - ход поршня или плунжера,

R - радиус вращения кривошипа,

...