Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ ТЕХНИКУМ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по МДК 01.01.

Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Выполнил студент

специальности 131003

Бурение нефтяных и газовых скважин

группы гНБ-11-1

Оглоблин В.И.

Иркутск 2015



Министерство образования и науки РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Иркутский Государственный Технический Университет

Факультет среднего профессионального образования

Геологоразведочный техникум

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

По курсу МДК 01.01. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

учащемуся группы гНБ-11-1 Оглоблину Вячеславу Ивановичу

Тема проекта: Технология и техника строительства разведочно-эксплуатационной скважины глубиной 3400 м на газ

Исходные данные: Проектная глубина 3400 м. Литологический разрез представлен осадочными песчано-глинистыми породами. Характеристика пород - средней твердости с прослоями твердых пород. Продуктивный горизонт в интервале 3300 - 3400 м представлен мергелем трещиноватым, среднеустойчивым с пластовым давлением

44 МПа. Ожидаемый дебит 250 тыс. куб. м в сутки.

Особые условия:

Ожидаемые осложнения при бурении скважины: в интервале 0 - 680 м - поглощения с интенсивностью от полного до катастрофического; в интервале 680 - 2100 м - водопроявления; в интервале 2100 - 3300 м - вытекание пород; 3300 - 3400 м газопроявления

Специальная часть - разработать мероприятия по предупреждению и ликвидации газопроявлений

Приложения: 1 Геолого-технический наряд

Рекомендуемая литература:

1. Булатов А.Н. и др. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.

2. Вадецкий Ю.В.Бурение нефтяных и газовых скважин.М.: Академия, 2010

3. Вадецкий Ю.В.Бурение нефтяных и газовых скважин.М.: «Недра», 1985

4. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.Г. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.

5. ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». - М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2014

6. Методические указания по выполнению курсового проекта по МДК 01.01. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов специальности 131003 «Бурение нефтяных и газовых скважин», 2013 гг.

7. Методические указания по выполнению практических работ по МДК 01.01. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов специальности 131003 «Бурение нефтяных и газовых скважин», 2013 гг.

Графическая часть на 1 листе

Дата выдачи задания «___» __________ 2015 г.

Дата представления проекта руководителю «___» ______________ 2015 г.

Руководитель курсового проекта __________________ Н.П. Патрушев

Задание получил __________________ В.И. Оглоблин



Введение

Месторождение открыто в 1978 году, название получило по реке Чоне. С 2005 года осваивалось в режиме опытно-промышленной эксплуатации, в октябре 2008 года подключено к Восточному нефтепроводу (до окончания его строительства нефть с Верхнечона шла по трубопроводу в реверсном режиме, на запад), тогда же месторождение было введено в промышленную эксплуатацию. Общий объём инвестиций в месторождение составил не менее $1 млрд, всего на освоении Верхнечона занято более 2 тыс. человек.

По системе геологического нефтегазового районирования Верхнечонское месторождение расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении местрождение приурочено к Верхнечонскому поднятию Непского свода Непско-Ботуобинскойантеклизы. Промышленные скопления нефти установлены в докембрийских отложениях, локализуясь в двух горизонтах: преображенском, представленном доломитами и верхнечонском, представленном песчаниками. Вышезалегающий нижнекембрийский карбонатный осинский горизонт содержит газоконденсат.

В целях выполнения программы утилизации попутного газа на Верхнечонском месторождении к 2014 году в карбонатных породах осинского горизонта на глубинах порядка 900 м планируется создать подземное газохранилище. Оно ежегодно сможет принимать около 1 млрд мі газа, который в противном случае пришлось бы сжечь на факелах.

Владельцем лицензии на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение Верхнечонскогонефтегазоконденсатного месторождения является ОАО «Верхнечонскнефтегаз», образованное в 2002 году. Состав акционеров ОАО «Верхнечонскнефтегаз»: ОАО «Роснефть» -- 25,94% акций, ОАО «ТНК-ВР» -- 62,7%, ОАО «Восточно-Сибирская газовая компания» -- 11,3%.

В состав совета директоров ОАО «Верхнечонскнефтегаз» входят первый вице-президент «Роснефти» Сергей Кудряшов и директор департамента капитального строительства «Роснефти» Вадим Егоров. 6 мест в совете директоров контролирует «ТНК-ВР», 1 место -- «Восточно-Сибирская газовая компания». Капитальные затраты на освоение месторождения составляют порядка--$3,8-4млрд.

С середины 2007 года планируется разработка месторождения в режиме опытно-промышленной эксплуатации. Согласно оценке международной аудиторской компании DeGolyer&MacNaughton (D&M

В рамках программы подготовки Верхнечонского месторождения к опытно-промышленной эксплуатации была пробурена первая эксплуатационная скважина глубиной 1680 метров.

В 2006 г. Планируется пробурить уже 4 новые эксплуатационные скважины. Ориентировочно к 2012 г. Месторождение выйдет на режим полномасштабной разработки, которая предположительно продлится до 2027 г. Максимум добычи, по оценке D&M, ожидается в 2013 году и составит порядка 7, 5млн. тонн в год. скважина берение нефтяной

В ходе опытно-промышленной эксплуатации предусматривается обустройство месторождения, строительство объектов центрального пункта сбора нефти, других объектов инфраструктуры, которые должны быть завершены к концу 2006 г. Планируется бурение 20 скважин, 13 из которых будут эксплуатационными, а 7 -- нагнетательными. Планируется также построить нефтеналивной терминал и временный нефтепровод (диаметр 200 мм.,длинна 574 км, мощность 1миллион тонн в год) до железнодорожной станции в Усть-Куте.

Обсуждается возможность совместного с ОАО «Сургутнефтегаз» строительства стационарного нефтепровода между Талаканским (разрабатывается ОАО «Сургутнефтегаз») и Верхнечонским месторождениями и далеедо города Усть-Кут Иркутской области.

Совместный для двух месторождений нефтепровод проектной мощностью 26 млн. тонн нефти будет связан с магистральным трубопроводом «Восточная Сибирь-Тихий океан». В 2006 году предусмотрено завершение изысканий и подготовки необходимых документов и начало строительства. Сдача в эксплуатацию запланирована на 2009 год. Проектная стоимость сооруженияпорядка $1млрд.

В середине декабря 2005 г. ОАО «НК «Роснефть» приобрело за 7,47 млрд. рублей лицензию на право пользования недрами перспективного нефтегазоносного Восточно-Сугдинского участка, также расположенного в Катангском районе Иркутской области в 100 км от Верхнечонского месторождения.

Целью курсового проектирования является закрепление, углубление и обобщение знаний, полученных студентами при изучении теоретического курса, приобретение навыков для самостоятельного решения конкретных задач по техники и технологии бурения скважин с использованием достижений научно-технического прогресса и передового опыта в геологоразведочном деле.



1. Общая часть

1.1 Географо-экономическая характеристика района

Верхнечонское месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области, которое расположено в 100 км от районного центра п. Ербогачен, в 250 км от г. Киренска и в 420 км от г. Усть-Кута. Ближайший населенный пункт (п. Преображенка) находится в 50 км, ближайшие нефтегазовые месторождения (Дулисьминское, Ярактинское, Марковское) в 190…310 км.

Через месторождение протекает река Чона с ее многочисленными притоками Пойма реки участками заболочена, ширина реки 20…30 м, глубина на плесах 3 м, на перекатах 0.2 м, имеется много стариц и озер. На месторождениях протекают притоки реки Чоны - Нельтошка, Вирая, Молчалун, Игнял, характеризующееся резко изменяющейся водообильностью в зависимости от количества атмосферных осадков.

Важными гидрогеологическими элементами в районе работ являются озера и болота. Озера большей частью пойменные (старичные) и термокарстовые, развитые на пологих склонах и плоских вершинах водоразделов. Озера питаются в основном, талыми снеговыми и дождевыми водами. Болота распространены по долинам рек и ручьев, реже на склонах и водоразделах, относятся они к типу надмерзлотных и в засушливые годы почти полностью осушаются. Связь с г. Усть-Кутом возможна по зимнику или по реке Лене, из-за отсутствий постоянных дорог в районе.Месторождение в орографическом отношении расположено в пределах СреднеСибирского плоскогорья.

Район слабо заселен и освоен, местность покрыта труднопроходимой тайгой. Река Чона не судоходна. Река Н. Тунгуска судоходна непродолжительное время - 20…30 дней в паводковый период. Река Лена судоходна от п. Качуг до устья.

Пути сообщения весьма ограниченны. Основной объем грузов от г. Усть-Кута до месторождения может перевозиться автотранспортом по зимнику (расстояние 660 км). В летнее время грузы могут доставляться водным транспортом по реке Лене от Усть-Кута до Чечуйска (расстояние 373 км) и от Чечуйска до п. Надеждинск автотранспортом - 27 км. Срочные грузы и доставка вахт могут осуществляться вертолетом.

В качестве источников энергоснабжения при проведении буровых работ на месторождении могут использоваться дизельные станции внутреннего сгорания ЛЭП на территории месторождения отсутствует.

Район работ сейсмически не активен, по карте сейсмического районирования СССР (1983 года) сейсмичность на площади месторождения равна 5 баллам.

Из местных строительных материалов наибольшее значение и применение имеет лес, используемый при строительстве жилья и в качестве топлива.

В 130 км юго-западнее месторождения расположено Непско-Гаженское месторождение калийных солей, запасы которого утверждены в ГКЗ СССР в 1992 году. Кроме этого в районе месторождения имеются многочисленные выходы на дневную поверхность траппов (долеритов), известняков и доломитов литвинцевской свиты, которые могут быть использованы в качестве бутового камня для строительства дорог.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким летом, с годовыми максимально-экстремальными колебаниями температуры от +36 до -58С, среднегодовая температура -5.0…-5.50С.В зимний период господствует мощный антициклон с солнечной безветренной погодой. В это время происходит сильное выхолаживание призменного воздуха, что обуславливает сезонное промерзание грунтов на 1.5……2.0 м. и островное развитие многолетней мерзлоты. Первые заморозки начинаются в конце августа. Толщина снежного покрова колеблется от40 до 70 см, снег держится с октября по апрель.

Среднегодовое количество осадков 300…..500мм. Кратковременный максимум осадков (56мм) приходящейся на осеннеезимний период, средний максимум -26мм. В районе работ преобладают юго-восточное и северо-западное направление ветров со скоростью 1…..3 м/с.

Техническое водоснабжение месторождения может осуществляться из естественных водотоков по трубопроводам или из специальных водозаборных скважин. Для питьевого водоснабжения могут быть использованы воды четвертичных и верхоленских отложений.

На рисунке 1.1 представлена карта района

Рис.1. Обзорная карта Верхнечонского месторождения



2. Геологическая часть

Стратиграфия и литология

Верхнечонское месторождение приурочено к крупной флексуре, осложняющей северо-западный склон Пеледуйского поднятия, расположенного на юго-восточном склоне Непско-Ботуобинскойантеклизы.

В строении осадочного чехла рассматриваемого района принимают участие породы протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится по данным бурения скважин Верхнечонской площади, результатам сейсморазведочных работ, материалам структурно-геологической съемки 1:50000.

Общая толщина осадочных отложений (без траппов) на площади изменяется от 1176.0 до 1729.5 м, при преобладающих средних величинах до 1550.0 м. В пределах грабена, прослеживающегося в северо-восточной части площади, толщина осадочных отложений увеличивается до 1810…1881 м. Глубина вскрытия пород фундамента колеблется от 1595.0 до 1761.8 м, в пределах грабена при глубинах 1810…1881 м породы фундамента не вскрыты. Архей Протерозой (Ar-PR)

Породы фундамента представлены гранитами, гранито-гнейсами, грано-диоритами, пегматитами серыми, розовато-серыми, красными. В верхней части цоколя гранитоиды часто выветрелые, разуплотненные, темно-серые, почти черные. Толщина коры выветривания изменяется от 0 до 34 м. Повышенные толщины (10…34 м) отмечаются в изолированных участках шириной 2…6 км, редко 8 км, в виде волнистых цепочек, вытянутых в северо-восточном направлении.

Сохранились отложения в пределах узкого грабена. В разрезе это сравнительно монотонная толща гравелитов песчаных, галечников полимиктовых серого, зеленовато-серого, реже темно-коричневого цвета, рыхлых. Гравий и галька окатанные, редко полуокатанные размером до 0.05 м, представлены кварцем, микроклином, гранитоидами, кварцитами. Промежутки между крупными обломками заполнены песчаным, алевролито-глинистым, линзами карбонатно-сульфатным материалом. Вскрытая толщина отложений рифея на Верхнечонской площади составляет 0…63.0…132.8 м.

Подразделяется на нижний, нижний-средний, и средний-верхний отделы.

Нижний отдел кембрия - Є₁

К этому возрасту относятся отложения мотской, усольской, бельской, булайской и ангарской свит.

Мотская свита - Є₁mt

Отложения свиты залегают с перерывом, угловым и стратиграфическим несогласием на породах кристаллического фундамента, а в пределах грабена - рифея. По литологическим признакам подразделяется на 3 подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю.

Нижнемотскаяподсвита(Є₁mt₁) залегает на большей части площади непосредственно на породах фундамента, в пределах грабена на разуплотненных гравелитовых отложениях рифея. Литологически разрез ее неоднороден. Нижняя, базальная часть представлена песчаниками кварцевыми, реже полевошпатово-кварцевыми серыми, коричневато-серыми, в объеме которых на площади выделяется верхнечонский продуктивный горизонт (ВЧ). В юго-восточной половине территории месторождения он разделен глинисто-алевритовыми породами на два пласта. За этими пластами закреплены индексы Вч₂ для нижнего и Вч₁ для верхнего. Выше песчаниковых пластов залегает регионально выдержанная пачка аргиллитов темно-, реже зеленовато-серых толщиной 6.0…14.2 м, которые перекрываются породами терригенно-сульфатно-карбонатной пачки.

Толщина подсвиты на площади месторождения 18.0…77.7 м.

Среднемотская подсвита(Є₁mt₂) сложена тонким ритмичным переслаиванием доломитов, доломитов глинистых, доломито-ангидритов, реже ангидритов, аргиллитов серых, коричневатои темно-серых. Нижняя граница подсвиты проводится по подошве массивного пласта доломитов преображенского горизонта. Толщина подсвиты на площади изменяется от 77.3 м до 82.0 м, всеверо-восточной и юго-западной ее частях - до 84 м, редко 89 м.

Верхнемотскаяподсвита (Є₁mt₃) сложена ритмичным переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов, доломитов глинистых серых, коричневато -и темно-серых, участками окремненных. В кровле подсвиты, прослеживаются два пласта массивных доломитов, разделенных глинистыми доломитами и ангидритами. В объеме этих пластов выделяется устькутский горизонт. Существенную роль в строении верхней части разреза занимают водорослевые образования, являющиеся в ряде случаев основными породообразующими элементами. Толщина ее на площади изменяется от 126 до 138 м.

Толщина свиты на площади месторождения 219.7…287.6 м, в Т. 30 - 211 м.

Усольская свита (Є₁us)

Представлена переслаиванием каменных солей розовых, грязно-серых, прозрачных, доломитов, известняков, доломито-ангидритов, ангидритов темнои коричневато-серых, серых. В нижней части свиты в 18…29 м выше ее подошвы залегает осинский продуктивный горизонт, сложенный доломитами, доломитами и известняками. Толщина горизонта на площади 39.5…60.0 м. В 53…140 м выше его кровли прослеживаются два-три сближенных пласта карбонатов толщиной 13…34 м, в которых спорадически отмечаются газо-нефте-водопроявления. Подосинская часть усольской свиты на большей части территории сложена каменными солями с подчиненными прослоями карбонатов. К Верхнечонской площади и далее к северо-востоку каменные соли постепенно выклиниваются и осинский горизонт отделен от нижележащих пород мотской свиты тонкопереслаивающимися сульфатно-карбонатными породами с единичным прослоем каменных солей толщиной 0…6 м, редко 7.0…9.5 м, залегающим непосредственно под осинским горизонтом. Толщина усольской свиты на площади составляет преимущественно 323…335 м.

Бельская свита (Є₁bs )

По литологическим признакам отложения свиты в пределах Иркутского амфитеатра подразделяются на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. В виду однородности состава в пределах Непско-Ботуобинскойантеклизы нижняя и средняя подсвиты не разделяются.

Нижнее-среднебельскаяподсвита (Є₁bs_1-2) представлена мощной карбонатной толщей, сложенной доломитами и известняками с подчиненными прослоями доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых. В верхней части преобладают доломиты, в нижней - известняки. В прикровельной части подсвиты на северо-востоке площади месторождения и далее появляются один-три прослоя каменных солей толщиной 2…7 м, по кровле которых проводится подошва атовского нефтегазоносного горизонта.

Толщина горизонта 53…62 м. Кровля горизонта совпадает с кровлей подсвиты. В подошве подсвиты выделяется христофоровский горизонт толщиной 77…83 м. Толщина подсвиты 249…288 м.

Верхнебельскаяподсвита (Є₁bs₃) представлена переслаиванием каменных солей прозрачных, розовых, грязно-серых с доломитами, известняками, реже доломито-ангидритами, ангидритами, доломитами глинистыми темнои зеленовато-серыми.

Общая толщина свиты 308…416 м, в нарушенных участках до 459 м.

Булайская свита (Є₁bl)

Сложена доломитами светло-коричневато-серыми, в средней части известняками серыми. В нижних 35…40 м свиты отмечаются прослои доломитов глинистых темно-серых, доломито-ангидритов серых, которые характеризуются повышенными значениями гаммаактивности. В объеме свиты выделяется биркинский горизонт. Толщины свиты на площади изменяются от 94.5 до 145 м.

Ангарская свита (Є₁an)

Сложена на площади доломитами, известняками, реже доломито-ангидритами, доломитами глинистыми серыми, коричневато - и темно-серыми, ангидритами, гипсами розовыми, белыми и каменными солями прозрачными, розовато-оранжевыми и грязно-серыми. В нижних 47…78 м разреза отмечается тонкое линзовидное переслаиваниедоломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых. На большей части площади месторождения каменные соли выщелочены вследствие вывода их в сторону активного гипергенеза. В результате в этих участках карбонаты имеют существенно кальцитовый состав и чередуются с глинисто-карбонатными брекчиями голубовато - и темно-серыми, гипсами. Нормальный солевой разрез ангарской свиты сохранился в виде причудливой формы участка в западной части территории. В погруженных участках юго-западной, южной частей Непско-Ботуобинскойантеклизы преобладает преимущественно солевой тип разреза ангарской свиты и соответственно увеличенные до 300…600 м ее толщины.

Толщины свиты с траппами изменяются от 155…196 м до 350…430 м, уменьшаясь к периферии траппового тела, без траппов - от 70…155 до 250… …360 м. Повышенные толщины фиксируются в западной части площади месторождения, на участке солевого разреза свиты.

Нижний-средний отдел - Є_1-2

Включает в себя отложения литвинцевской свиты (Є_1-2lt), которая по литологическим признакам подразделяется на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижнелитвинцевскаяподсвита (Є_1-2lt₁) сложена доломитами, известняками доломитизированными светло-серыми, пятнистыми, кавернозными, в подошве с прослоями доломитов глинистых темно-серых, песчаников, гипсов.

Верхнелитвинцевская подсвита (Є_1-2lt₂). Сложена преимущественно доломитами с подчиненными прослоями известняков, брекчий обрушения, гипсов, доломитов глинистых. Породы светлоокрашенные, участками окремненные.

Толщины свиты без траппов изменяются от 130 до 157 м.

Средний-верхний отдел - Є_2-3

К этому возрасту отнесены верхоленская и илгинская свиты (Є_2-3vl+il), отложения которых сохранились от предюрского размыва на большей части территории месторождения. Представлены они красноцветными и зеленовато-серыми глинисто-алевролитовыми породами, чередующимися в средней и нижней частях разреза с мергелями. В подошве верхоленской свиты отмечаются доломиты глинистые, зеленовато-серые с включениями и прослоями гипсов розовых, белых. Толщины отложений на площади месторождения изменяются от 0 до 284 м.

Включает в себя образования тушамской свиты (С₁ts), залегающей с угловым и стратиграфическим несогласием на породах верхоленской и илгинской свит. Сохранились отложения спородически на водораздельных участках преимущественно в западной части площади. Представлены они алевролитами, песчаниками и аргиллитами с прослоями известняков. Цвет пород голубовато - и темно-серый. В западной части площади в подошве свиты прослеживается пластовая интрузия траппов толщиной 37…180 м. Толщина отложений тушамской свиты без траппов изменяется от 0 до 64 м.

На таблице 2.1 представлены отложения глинами, суглинками, супесями с галечниками, валунами и обломками нижележащих пород. Толщина отложений 5…10 м.

Таблица 2.1 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Тектоника

Согласно карте тектонического районирования Сибирской платформы Верхнечонская площадь располагается в центральной части Ленского свода „ входящую в состав ботубинской антеклнзы. Ботубинская антеклиза под порядковой структурой Сибирской платформы, имеет размеры 850-350км. Северо-восточное простирание, меняющаяся на субмеридиальное и амплитуду порядка 1000м.

В составе этой крупной порядковой структуры непский свод, представляет собой крупную структуру I порядка размером 300-160км с превышением более 700м. Поданным геофизическим исследованиям, геологической съёмки, и глубокого бурения в тектоническом строении выделяется два структурных: дополеозойская и нижеполеозойская. Нижний включает в себя породы: кристолическое основание платформы разбитые на блоки глубинными разломами. Строение дополеозойского этапа определяется в пределах центральной части свода погружение поверхности фундамента от центральной части к бортовой.

Верхний структурный этап включает в себя породы осадочного типа и по морфологическим признакам подразделяется на 3 структурных яруса: под солевой, солевой, над солевой.

Нижний ярус (мотская свита и нижняя часть усольской свиты) имеет наиболее простое строение. Структурный плот его характеризуется углами наклонов слоев, низкой степенью дислоцироваемости расплывчатыми структур, малыми амплитудами. В общих чертах наблюдается соответствие структурных под солевых отложений и поверхности фундамента средней структуры (солевой)включающий отложения от осинскогогоризонта до ангорской свиты включительно.

Породы верхнего структурного яруса (литвицевская и верхоленская свиты.) участками слиты в складки, часто ассиметричные, узкие, высокоамплитудные. Структуры имеют преимущественно Северо-Восточную ориентацию, зачастую осложнены разрывными нарушениями. Наиболее важным объектом нефти поисковых работ в тектоническом отложении являются структуры нижнего структурного яруса. В центральной части Ленского свода сейсморазведочными работами выявлен ряд структурных осложнений, объединённых в Чонскую структурную зону.

Четко фиксируется поверхность кристаллического фундамента и слоев осадочной толщи от скважины №122 на восток, юго-восток к скважине № 128 и погружения их на Северо-восток к скважине №21.

Тем самым подтверждается структурное построение, сделано на основе сейсморазведочных работ. Отличается также хорошая способность гипсометрического положения отражающего горизонта М2 по данным сейсморазведки и бурения.

Поданным бурения кровли нижнемотской подсвиты, встречается несколько выше, чем планировалось, но расхождение не велико (25-30м) и находится в пределах точности сейсморазведки. Однако от скважины №123 и скважины №23 наблюдается воздушный слой, а не на погружении как это следует из построения поданным сейсморазведки, т. Етрудно предполагать наличие погружённое' зоны между скважинами №122,123,128.

Результаты бурения, опробованы и испытание скважин свидетельствуют о наличие в этой части Ленского свода песчаных коллекторов с удовлетворительными ёмкостями и фильтрационными свойствами .Однако с увеличением мощности в части направленной от скважины №122 к скважине №128,21, возрастает количество глинистого материала и увеличивается удельный вес песчаника кроме того происходит ухудшение коллекторных свойств песчаников,в основном, за счёт засоления разреза ,что значительно усложняет строение газоконденсатного и нефтяного месторождения, открыты скважины №122,123,23. Изменчивость ёмкостных свойств на площади продуктивного горизонта в сочетании со структурными факторами обусловлено формирование Литолого-струтурныхзалежей, получения притока нефти (скважнн№23,с более высоких гипсометрических отметках, чем газа (скв№122) позволяет предположить, что выявленные залежи не только рационально разобщены, но и имеющие разные области питания углеводородами, что возможно, если иметь ввиду замещения продуктивных на разных склонах древнего.

Нефтегазоносность

Площадь проектируемых работ расположена в Ботуобинскойнефтегазоностной области, входящей в состав ЛеноПутуской нефти газоносной провинции. В настоящее время Ленско Ботубинская область является одним из основных объектов нефтяных работ в Восточной Сибири. Её промышленная нефтегазоносность доказана открытием ряда месторождений нефти и газа, Связанных с терригенными и карбонатными породами. В осадочной площади разреза на проектируемой площади выделятся целый ряд продуктивных горизонтов имеющие региональное распространение. Промышленная продуктивность Верхничонского месторождения связывается с корой выветривания кристаллического фундамента, песчаниками шилюитской подсвиты Преображенского горизонта (скв№123 , 23,122) к высоко перспективным следует отнести Усть-Кутский и Осинский горизонты. (Скв№23,122)

А) Кора выветривания кристаллического фундамента представляет собой трещиноватуюсильно выветренную часть кристаллического основания платформы. Среднее значениепористости соответствует 11,2 % (скв№ 23). Приток нефти из этой части разреза получен Т № 123, дебет составил более 5м сут. В проектируемойскважине отдаётся нефтяное насыщение коры выветривание пористость более 10% мин,пластовое давление 15,3-15,5 Мпа.

Б) Нижнемотская подсвита.

Ионский горизонт залегает в нижней части Нижнемотской подсвиты, представлена переслаиванием песчаников алевролитов и аргиллитов.

Горизонт сложен слабосцементированными песчаниками с прослоями алевролитов иаргиллитов и является основным продуктивным объектом на площади. Промышленная значимость нижнемотских коллекторов доказана получением в скважинах №122. Притокгаза дебитам 380тыс м в сут. Среднее значение пористости здесь соответственно 12% Промышленныйприток нефти дебитом 69,5 м сут на 5,39м получен в скважине № 123. Верхнечонскойплощади среднее значение пористости по не представленному керну 6,6%.

В) Преображенский горизонт

Залегает в подошве среднемотской подсвиты, сложен доломитами, песчанниковиднымипористовато-серыми, тёмно-серыми, мелкозернистыми. Породы представляют собой коллектор - порового типа. Открытая пористость составляет 0,27-10% (скв№ 23) .На Верхленской площади из этого горизонта после СКО (скв№123) Получен приток газа дебитом 10 тыс. м³/сут, нефти 1,5 м³/сут. На проектируемой площади возможное насыщение газонефтяное, мощность 20м эффективная мощность -5м, пористость до 10% пластовое давление 14,8-15,0 Мпа

Г) Усть-Кутский горизонт

Приурочен к верхней части мотской свиты, представлен доломитами пористыми, трещиноватыми и пористыми, участками глинистыми, ангидритезироваными .Коллектор карового и трещено-порового типа. Политологическим особенностямгоризонт делится на два пласта, разделены между собой глинисто-карбонатнойперемычкой мощностью 6-7м.Пласт 1 является коллектором трещино-порового типа. Средняя открытая пористостьсоответствует 4,93% (Т №122.) на проектируемой площадимощностью пласта 30м, эффективная мощность 10м. пористость до 7%.

Пласт 2 является коллектором Норового типа. Средняя пористость Т №122 составляет4,93%. На проектируемой площади, ожидаемая мощность пласта 18м, пористость до 12%, Насыщение Усть-Кутско горизонта, нефтяное.

Д) Осинский горизонт

Осинский горизонт является коллектором трещино-порового типа в Т №122после СКО приток из Осинского горизонта составил 1,2м³ в сут. Газа27,9м³сут. Открытая пористость 10%, проницаемость порядка 20мвд. Общая мощность горизонта 4,5м эффективная мощность 15м, плотность давления 15,5-16,0 Мпа.

Г) Христофорский горизонт

Залегает в нижней части Среднижебельской подсвиты, сложен доломитами и известняками с прослоями глинистых доломитов и ангидритов. Открытая пористость 5,36-1,34% (скв№122). При испытании горизонта в скв№122 получен приток пластовой воды дебитом 3,6м сут, нефти 30л в сут, газа100-150м³сут. А верхняя часть горизонта является коллектором порового типа. На проектируемой площади ожидаемое насыщение горизонта - водяное, открытая пористость до 20%.Мощность горизонта 60м, эффективная мощность 10-11 Мпа.

Ж) Атовский горизонт

Залегает в верхней части Средне-нижнебельской подсвиты, сложен известняками с прослоями доломитов-ангидритов. Открытая пористость составляет 0,48-10,28%. При испытании Т №122 получен приток газоконденсатной смеси дебитом 5,1тыс. м³/сут. На диафрагме 4мйЦ. Исходя из этого Атовский горизонт можно отнести к перспективным. Ожидаемое насыщение водяное, мощность горизонта 50м, эффективная мощность 15м, пластовое давление 7,5-8,5Мпа. На верхней площади из всех перечисленных горизонтов к продуктивным следует отнести кору выветривания, песчаники нижнемотской подсвиты, Преображенский горизонт, усть-кутский, и осинский горизонты.

2.1 Гидрогеология

Характеристика водоносных горизонтов

В разрезе месторождения водоносные горизонты и комплексы объединяются в три гидрогеологические формации: надсолевую, соленосную и подсолевую.

Надсолевая гидрогеологическая формация составляет верхнюю часть разреза до глубин 200…300 м - от четвертичных отложений до верхоленской свиты включительно. Эти отложения в значительной степени дренируются речной сетью и являются зоной активного водообмена.

Водоносный комплекс четвертичных отложений связан с аллювиальными отложениями, представленными песчано-галечными образованиями.

Водонасыщенность комплекса зависит от атмосферных осадков и от подтока вод из других горизонтов. Выходы родников приурочены к долинам рек. По химическому составу воды гидрокарбонатные кальциевые слабоминерализованные 0.098…0.121 г/дм³, рН = 6.2…7.4.

Водоносный комплекс юрских отложений. Водоносные горизонты связаны с чайкинской свитой. Бурением водозаборных скважин в

свите установлено три водоносных горизонта, которые варьируются от подошвы свиты и выше 15-33м и 55-65 м. вмещающими породами являются песчаники.дебит воды при откачки составил в среднем около 8 м³/час. Статический уровень горизонтов 5-21, 10-22 и 3,5-60 метров.

Воды юрских отложений, в основном, гидрокарбонатные кальциевые. Минерализация невысокая - от 0.06 до 0.6 г/дм³, рН = 6.0…7.2.

Наличие водоносных горизонтов в комплексе подтверждается также и поглощением бурового раствора при проходке юрских отложений. Интенсивность поглощений менялась от 3…4 м³/час до «полного» (Т. 11, 30, 42, 47, 48, 107).

\



3. Производственно-техническая часть

3.1 Выбор и расчет профиля скважины

В практике бурения скважин существуют понятия «вертикальная скважина» и «наклонно направленная (горизонтальная) скважина».

Вертикальными называются скважины, при бурении которых предпринимаются меры по ограничению естественного искривления и не используются методы искусственного искривления её оси. Обычно, в подавляющем большинстве случаев, все скважины искривлены. Поэтому, если максимальный зенитный угол скважины не превышает 5°, её принято считать условно вертикальной. Скважины с большим зенитным углом считаются естественно искривленными. В процессе бурения, скважины подверженные естественному искривлению, могут не попасть в заданную на кровле продуктивного пласта точку и, следовательно, не выполнить своего проектного назначения. Однако использование накопленных знаний о закономерностях искривления, результатов исследований влияния комплекса горно-геологических и технико-технологических факторов на характер искривления позволяют проводить скважины в заданном направлении. Такие скважины получили название наклонно направленных. В последние десятилетия получили широкое распространение наклонно направленные скважины с горизонтальным окончанием - горизонтальные скважин, разветвлено-наклонные, разветвлено-горизонтальные многозабойные скважины.

Одной из главных задач большинства скважин является попадание в назначенную точку проектного пласта, при этом, иногда, необходимо обеспечить и требуемый угол входа в пласт и заданную траекторию в пласте. Для решения этой задачи нужно уметь управлять трассой скважины, избегать или сводить к минимуму осложнения, которые могут проявляться в процессе проводки скважины в силу влияния различных геологических и технических причин. Практикой бурения освоено большое количество технических и технологических средств качественного строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин, важнейшие из которых описываются в настоящем методическом пособии. В процессе подготовки пособия, кроме научно-технической и учебной литературы, использовались и обязательные к исполнению при строительстве скважин на нефть и газ инструкции и правила безопасности.

В нашем случае скважина имеет вертикальное направление, глубиной 3400 м.

3.2 Проектирование конструкции скважины

Конструкция скважины проектируется на основании назначения скважины, особенностей геологического строения месторождения, положения устья скважины, метода вхождения в продуктивную толщу.

Число обсадных колонн и глубина их спуска определены на основании совмещенного графика изменений пластового (порового) давления, давления гидроразрыва и гидростатического столба бурового раствора (совместимость отдельных зон с учетом горно-геологических условий. Как видно из графика совмещенных давлений, выделяются четыре зоны совместимых условий бурения, т.е. конструкция скважины должна включать четыре обсадные колонны (не учитывая направление).

Глубина спуска обсадных колонн принимается на 10-20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий.

Под совместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда созданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины не вызовут осложнений в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной.

Расчет диаметров обсадных труб

Диаметр эксплуатационной колонны = 168 мм.

Dэкспл. К.=168 мм, следовательноD муфты=188 мм

Определяем диаметр долота под эксплуатационную колонну по формуле:

D_д.д = d_м + 2д (3.1)[7]

D д.д=166+25=191 мм,

Принимаем стандарт=190,5 мм.

D долота под промежуточную=190,5 мм

Определяем внутренний диаметр техническойколонныпо формуле:

d_вн = D_д.д + 2Д (3.2)[7]

dвн =190,5+10=200,5 мм

Определяем диаметр технической колонны по формуле:

d_н = d_вн + 2д_тр, (3.3)[7]

d_н = 200,5+24=224,5 мм

Принимаем стандарт 245 мм

Определяем диаметр долота под техническую колонну по формуле:

D_д.д = d_м + 2д (3.4)[7]

D д.д= 270+35=305 мм

Принимаем стандарт 304,8 мм

D долота под техническую =304,8 мм

Определяем внутренний диаметр кондуктора по формуле:



d_вн = D_д.д + 2Д (3.5)[7]

d_вн =304.8+10=314.8мм

Определяем диаметр кондуктора по формуле:

d_н = d_вн + 2д_тр (3.6)[7]

d_н =314.8+24=338.8 мм

Принимаем стандарт 340мм

Определяем диаметр долота под кондуктор по формуле:

D_д.д = d_м + 2д (3.7)[7]

Dд.д =365+35=400 мм

Принимаем стандарт 393.7 мм

D долота под кондуктор =393.7 мм

Определяем внутренний диаметр направления по формуле:

d_вн = D_д.д + 2Д (3.8)[7]

d_вн = 393.7+10=404 мм

Определяем диаметр направления по формуле:

= d_вн + 2д_тр (3.9)[7]

d_н =404+24=428 мм

Принимаем стандарт 426 мм

Определяем диаметр долота под направление по формуле:



D_д.д = d_м + 2д (3.10)[7]

D д.д =451+45=496мм

Принимаем стандарт 490 мм

Dдолота под направление = 490 мм

Таблица 3.1. - Характеристика конструкции скважины

Наименование колонны	Диаметр долота, мм	Диаметр обсадных труб, мм	Глубина спуска ( по вертикали), м
Направление Кондуктор Техническая Эксплуатационная	490 393,7 304,8 190,5	428 340 245 168	20 680 2100 3400

В разделе прилагается поинтервальное описание геологического разреза по скважине, при этом называются породы: кратко представляется их состав, приводятся основные физико-механические свойства (твердость, абразивность, сплошность, трещиноватость) и указывается категория пород по буримости. Интервалы осложнений характеризуются их видами (обвалы стенок скважин, сужение стволов или образование каверн, поглощение промывочной жидкости), интервалы проявлений охарактеризованы

пластовыми давлениями и давлениями гидроразрыва. Все сведения по физико-механическим свойствам горных пород и характеристики интервалам осложнений представленный в таблице 3.1.



Таблица 3.2. - Геолого-технические условия строительства скважины

№ п/п	Интервал, м	Мощ-ность, м	Литологическая характеристика пород	Свойства пород (категория)	Характеристика давлений, Мпа	Виды геологических осложнений
	от	до			Твер-дость	Абразив-ность	Плас-тового	Гидро-разрыва
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	0	20	20	Супеси, суглинки, галечники	2	3	0.2	0.3	Поглощения
	20	220	200	Мергели	3	4	1,9	2,8
	220	450	230	Песчаники	5	4	3.8	5,7
	450	680	230	Аргиллиты	4	4	5.8	8,7
	680	900	220	Мергели, гипсы, ангидриты трещиноватые	5	7	9,5	14,2	Водопроявления
	900	1110	210	Доломиты трещиноватые	6	5	11,6	17,5
	1110	1680	570	Известняки трещиноватые	5	5	17,6	26,5
	1680	2100	420	Доломиты трещиноватые	4	4	22,1	33,1
	2100	2450	350	Доломиты	4	6	24,5	36,7	Сужение ствола, вытекание пород
	2450	2600	150	Каменные соли	2	2	26,0	39,0
	2600	2700	100	Доломиты	6	5	27,0	40,5
	2700	2900	200	Каменные соли	4	7	29,0	43,5
	2900	3150	250	Ангидриты	5	7	31,5	47.2
	3150	3300	150	Доломиты	8	8	33,0	49,5
	3300	3400	100	Песчаники пористые слабоустойчивые	7	7	44,0	66.0	газопроявления

Коэффициент аномальности пластового давления - это отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пресной воды (р_ж⁼ р_в⁼ 1000 кг/ м³) высотою от рассматриваемого сечения до устья скважины, и рассчитывается по формуле:

Ка= 100*Рпл/Н (3.11)

Где: Рпл - пластовое давление;

Н - глубина скважины.

Ка=100*0,2/20=1

Ка=100*1,9/220=0,86

Ка=100*3,8/450=0,84

Ка=100*5,8/680=0,85

Ка=100*9,5/900=1,05

Ка=100*11,6/1110=1,04

Ка=100*17,6/1680=1,04

Ка=100*22,1/2100=1,05

Ка=100*24,5/2450=1

Ка=100*26,0/2600=1

Ка=100*27,0/2700=1

Ка=100*29,0/2900=1

Ка=100*31,5/3150=1

Ка=100*33,0/3300=1

Ка = 100*44,0/3400=1,2

Коэфицент гидроразрыва рассчитывается по формуле:

Кгр = 100*Ргр/Н (3.12)

Где: Ргр - давление гидроразрыва;

Н - глубина скважины.

Кгр = 100*0,3/20 = 1,5

Кгр = 100*2,8/220 = 1,27

Кгр = 100*5,7/450 = 1,26

Кгр = 100*8,7/680 = 1,27

Кгр = 100*14,2/900 = 1,57

Кгр = 100*17,5/1110 = 1,57

Кгр = 100*26,5/1680 = 1,57

Кгр = 100*33,1/2100 = 1,57

Кгр = 100*36,7/2450 = 1,49

Кгр = 100*39,0/2600 = 1,5

Кгр = 100*40,5/2700 = 1,5

Кгр = 100*43,5/2900 = 1,5

Кгр = 100*47,2/3150 = 1,5

Кгр = 100*49,5/3300 = 1,5

Кгр = 100*66,0/3400 = 1,94

Относительная плотность промывочной жидкостиэто отношение плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды:

р_о=р_ж/р_в.

Где: р_в - плотность пресной воды, кг/м³.

Рекомендуется во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессе бурения соблюдать следующее неравенство:

kA<p0<kn,

с жидкости определять по формуле:

с_о = k_з *k_а (3.13)

Где: к_зкоэффициент запаса, определяющий величину репрессии на пласт.

В соответствии с значения коэффициента запаса к₃задаются в следующих пределах

с _{отн =}1,0*1=1

с _{отн =}1,0*0,86=0,86

с _{отн =}1,0*0,84=0,84

с _{отн =}1,0*0,85=0,85

с _{отн =}1,1*1,05=1,1

с _{отн =}1,1*1,04=1,1

с _{отн =}1,05*1,04=1,1

с _{отн =}1,05*1,05=1,1

с _{отн =}1,05*1=1,05

с _{отн =}1,05*1=1,05

с _{отн =}1,05*1=1,05

с _{отн =}1,05*1=1,05

с _{отн =}1,05*1=1,05

с _{отн =}1,05*1,2=1,26

3.3 Технология процесса бурения скважины

Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа бурения это необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с достаточно высокими технико-экономическими показателями. Выбор способа бурения выберается с учетом геолого-технических условий бурения, глубины, профиля и конструкции скважины. Роторный способ может быть использован в подавляющем большинстве случаев бурения. Роторный способ рекомендуется применять при использовании энергоемких лопастных долот и шарошечных долот типа М оснащенных гидромониторными насадками, при продувке скважины воздухом и ГЖС, и т.д. Турбинный способ эффективен при бурении скважин глубиной 3500 м диаметром 190 мм и более с промывкой буровыми растворами нормальной вязкости и плотности. Бурение винтовыми забойными двигателями имеет больший диапазон по глубине скважин до 4500 м. Винтовые забойные двигатели широко используются при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Комбинированный турбинно-роторный применятся при бурении долотами большого диаметра, при использование буровых растворов повышенной плотности, при бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин с применением специальных компоновок низа бурильной колонны (КНБК) и т.д.

Исходя из выше перечисленных способах бурения , к вертикальной скважине глубиной 3400 м , мною был выбран роторный и турбинный способ бурения.

Выбор породоразрушающего инструмента

Для выбора породоразрушающего инструменты , необходимо определить средневзвешенное значение абразивности и твердости горных пород.

Геологические и некоторые физико-механические (Т и А) сведения по проектной скважине. В соответствии с геологическими данными и данными по категориям твердости и абразивности, разделим весь геологический разрез на пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подберем необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота.

В нашем случае геологический разрез разделим на три пачки пород.

Таблици 3.4. - Пачки геологического разреза пород

Номер пачки	I	II	III
Интервал, м	0-20	720-1680	1680-2350



1. Средневзвешенное значение твердости Тср Тсчитывается по формуле исходя из длины L и твердости горных пород Т:

Тср = (3.14) [7]

Где: Ln - толщина n - го промежутка данной породы,

Тn твердость породы

Кондуктор

Тср К == 4,6

Промежуточная

Тср П = 4,3

Эксплуатационная

Тср Э = =4,8

2. Средневзвешенное значение абразивности Аср рассчитывается по формуле исходя из длины L и абразивности горных пород Аср :

Аср = (3.15) [7]

Где: Ln - толщина n - го промежутка данной породы,

- абразивность породы

Кондуктор

Аср К = = 5

Промежуточная

Аср П = = 5

Эксплуатационная

Аср Э = = 6,1



Таблица 3.5. - Результаты расчетов средневзвешенных значений

Номер пачки	Интервал, м	Средневзвешенная категория
	от	До	Твердости Т	Абразивности А
I	20	680	4,6	5
II	680	2100	4,3	5
III	2100	3400	4,8	6,1

По результатам расчетов значений Т и А , мы можем определить тип долота используя классификационную таблицу парных соответствий категорий твердости и абразивности пород.

Долото под под направление типа МС , под кондуктор типа МСЗ, долото под промежуточную типа С, долото под эксплуатационную типа СЗ.

Расчет параметров режима бурения

Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих на качество бурения, к числу которых относятся: осевая нагрузка (давление) на долото Р_л, частота вращения долота я; количество прокачиваемого бурового раствора Q_p; показатели бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига). Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения.

1. Осевая нагрузка Рос Тсчитывается исходя из рекомендуемой удельной осевой нагрузки Руд на единицу диаметра долота по формуле :

Рос = Руд*Dдол, кН (3.16)

Где: Рос - осевая нагрузка на буровое долото , кН;

Руд - удельная осевая нагрузка на 1 мм диаметра долота , ;

Dдол - диаметр долота, мм.

Направление

Рос Н = 0,1*490 = 49 кН

Кондуктор

Рос К = 0,2*393,7 = 78,4 кН

Промежуточная

Рос П = 0,2*304,8 = 61 кН

Эксплуатационная

Р ос Э = 0,3*190,5 = 57 кН

Рекомендуемые значения удельных осевых нагрузок приведены в таблице 3.6. [7]

Таблица 3.6. Рекомендуемые значения удельной осевой нагрузки в зависимости от твердости горных пород

Характеристика горных пород по твердости и абразивности	Рекомендуемое значение удельной осевой нагруки, кН/мм
	Шарошечное долото	долото с алмазно-твердосплавными вставками (типа PDC)
М; МЗ	Менее 0,2	Менее 0,1
МС; МСЗ	0,2-0,3	0,1-0,2
С; СЗ	0,3-0,5	0,2-0,3
СТ; Т	0,5-1,0	0,3-0,5
ТЗ; ТК	1,0 - 1,3	0,5 - 0,6
ТКЗ; К	1,3 - 1,5	0,6 - 0,8
ОК	>1,5	>0,8

2. Частота вращения долота n определится по формуле (3.17) исходя из окружной скорости инструмента, значения которой находятся в пределах 0,5 - 3,0 м/сек.

N = , (3.17)

Где : V_окр - окружная скорость долота, м/сек;

р = 3,14;

D_дол - диаметр долота, м

Направление

n Н = = 40 об/мин

Кондуктор

n К = = 60 об/мин

Промежуточная

n П = = 75 об/мин

Эксплуатационная

n Э = = 138 об/мин

Рекомендуемые значения окружной скорости долота V_окр в зависимости от твердости и абразивности горных пород для различного породоразрушающего инструмента приведены в таблице 3.7. [7]

Таблица 3.7. Рекомендуемые значения окружной скорости долота V_окр в зависимости от твердости и абразивности горных пород

Характеристика горных пород по твердости и абразивности	Линейная скорость, м/с
	Шарошечное долото	долото с алмазно-твердосплавными вставками (типа PDC)
М; МЗ	2,5 - 3,0	1,2 - 1,5
МС; МСЗ	2,0 - 2,5	1,0 - 1,2
С; СЗ	1,5 - 2,0	0,8 - 1,0
СТ; Т	1,2 - 1,5	0,7 - 0,8
ТЗ; ТК	1,0 - 1,2	0,6 - 0,7
ТКЗ; К	0,8 - 1,0	0,5 - 0,6
ОК	0,8 и менее	0,5 и менее

3. Расход бурового раствора Q_бр определяется по формуле (3.17) исходя из скорости восходящего потока V_вп

Q_бр = V_вп * S_кс , м³/сек (3.18)



где Q_бр - расход бурового раствора, м³/сек;

V_вп - скорость восходящего потока, м/сек;

S_кс - площадь кольцевого сечения, м²

Площадь кольцевого сечения определится из следующего выражения:

S_кс = 0,785*(, м² (3.19)

где S_кс - площадь кольцевого сечения, м²;

D_дол - диаметр долота, м;

d_бт - диаметр бурильных труб, м

Направление

Q бр Н = 1,3*0,04 = 0,052 м³/сек

Sкс Н = 0,785*(-) = 0,04 м²

Кондуктор

Q бр К = 1,5*0,03 = 0,045 м³/сек

S кс К = 0,785*(-) = 0,03 м²

Промежуточная

Q бр П = 1,5*0,02 = 0,03 м³/сек

S кс П = 0,785*(-) = 0,02 м²

Эксплуатационная

Q бр Э = 1,3*0,006 = 0,008 м³/сек

S кс Э = 0,785*(-) = 0,006 м²

Рекомендуемые значения окружной скорости восходящего потока V_вп бурового раствора в зависимости от твердости и абразивности горных пород пртведены в таблице 3.8. [7]



Таблица 3.8. Рекомендуемые значения окружной скорости восходящего потока V_вп бурового раствора

Характеристика горных пород по твердости и абразивности	Рекомендуемая скорость восходящего потока, м/сек
М; МЗ	1,5 и более
МС; МСЗ	1,3 - 1,5
С; СЗ	1,0 - 1,3
СТ; Т	0,7 - 1,0
ТЗ; ТК	0,5 - 0,7
ТКЗ; К	0,4 - 0,6
ОК	0,3 - 0,5

Рациональная отработка долот

Долота рационально отрабатывают в том случае, если бурят при оптимальном сочетании параметров режима бурения и минимальных значениях (Р_Дmах -- Р_Дmin)/P_Д.ср и (n_тах -- n_min)/n_cp. Продолжительность работы долот выбирают из расчета получения максимальной рейсовой скорости проходки или максимальной стойкости опор долота. Если хотя бы одно из этих условий не соблюдают, то нельзя считать, что долота отрабатывают рационально.

В результате опытов установлено, что если какой-нибудь параметр режима бурения увеличивается, а другие остаются постоянными или изменяются, не обеспечивая оптимального сочетания между параметрами, то при этом чаще всего темп углубления скважины снижается. А если и происходит некоторое увеличение показателей бурения, то сравнительно небольшое. При таких условиях отработка долот не может быть рациональной.Так как параметры режима бурения n, Р_д и Q оказывают различное влияние на механическую скорость проходки и износостойкость долота, то оптимальное соотношение между ними отвечает наиболее высокой рейсовой скорости проходки.

В турбинном бурении рациональное соотношение между Р_д, n и Q часто не соотве...