где :Ккп бт - коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве за бурильными трубами, принимаемый 17, 63 . 10-6 на 1м труб
Ркп бт = 3, 639 кг/см2
Давление на стоянке при фрезеровании колонны - 86, 45кг/см2
При бурении скважины, давление на стояке будет больше, чем при фрезировании колонны, так, как при потери давления циркуляционной системе она будет зависеть от перепада давлений на гидравлическом двигателе и перепада давления на долоте.
При бурении гидравлическим забойным двигателем Д1-127 и при расходе рабочей жидкости 15 л/с перепад давления будет 55-60кг/см2.
Перепад давления на долотах III 139, 7 Т-ЦВ, III 139, 7 Ц-ЦВ, ИСМ-138, 1, руководствуясь промысловым опытом ранее пробуренных скважин, принимаются 15-20кг/см2.
При бурении давление на стояке будет зависеть от глубины бурения , так как с увеличением глубины бурения увеличивается длина секции бурильных труб, что приводит к дополнительным потерям давления в бурильных трубах и кольцевом пространстве бурильных труб .
Рассчитывая гидравлические потери при бурении второго ствола аналогично потерям при фрезировании колонны, получим давление на стояке 100-140кг/см2 , в зависимости от глубины бурения и компоновки низа бурильной колонны.
Качество бурового раствора существенно влияет на скорость и успех проводки скважины .
Буровые растворы осуществляют в скважинах ряд функций :
· гидродинамические функции (вынос выбуренной породы из скважины; перенос энергии от насоса к забойному двигателю; размыв породы на забое скважины; отвод тепла от долота при его работе на забое) обусловленые вязкостью ;
· гидростатические функции (предотвращение проникновения в ствол скважины газа , нефти и воды из пластов, образующих стенки скважины ; утяжеление частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции ;сохранение целостности стенок скважин , сложенных слабосцементированными породами ;уменьшение нагрузки на талевую систему) обусловлены плотностью бурового раствора, статическим напряжением сдвига ;
· функции коркообразования (уменьшение проницаемости стенок скважины , сохранение или усиление связанности слабосцементированных пород, уменьшения трения бурильных и обсадных труб о стенки скважины) обусловлены такими параметрами , как тип бурового раствора , плотность фильтрата бурового раствора.
Руководствуясь промысловым опытом ранее пробуренных скважин при бурении в солях необходимо использовать насыщенный буровой раствор плотностью фильтрата 1, 2 г/см3. При бурении в межсоли плотность бурового раствора выбираем 1, 26-1, 27 г/см3.
Вязкость подбираем 30-40с, статическое напряжение сдвига- 25/40мг/см2.
Водоотдача показывает на сколько раствор может удержать воду при взаимодействии с горной породой. В солях водоотдача-8-10 см3/30мин, в межсоли-7-8см3/30мин.
8.4. Компановка низа бурильной колонны.
При необходимости малоинтенсивного набора зенитного угла используем компоновку:долото 139,7; УБТ 108-0, 5-0,7 м; калибратор 139,7мм; УБТ 108 мм - 180 м; бурильные трубы 89мм.
При необходимости малоинтенсивного уменьшения зенитного угла используем КБНК: долото 139.7; калибратор 139, 7мм; УБТ 108мм - 14-16м; центратор 138мм; УБТ 108 мм - 180 мм; бурильные трубы 89 мм.
При необходимости стабилизации зенитного угла и азимута используем КБНК: долото 139,7; калибратор 139,7 мм; УБТ 108 мм - 14-16 м; центратор 138 мм; УБТ 108 мм - 12 - 14 м; бурильные трубы 89 мм.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.