Р.А.rанджумян
А.r.Калинин
Н.И.Сердюк


РАСЧЕТЫ В БУРЕНИИ


Под общей редакцией
доктора технических наук,
профессора А.r.Калинина.


Допущено УМО по образованию в области прикладной rеолоrии
в качестве учебноrо пособия для студентов ВУЗов, обучающихея
по специ:альносm «Технолоrия и техника разведки
месторождений полезных ископаемых»


Справочное пособие


Москва рару 2007




УДК 622.24(031)
ББК 33.131
К 17


Р.А.rанджумян, А.r.Калинин, Н.И.Сердюк.
К 17 Расчеты в бурении/Справочное пособие/ Под редакцией
А.r.Калинина,
 М: PIТPY, 2007.
 668 стр.
ISBN 5
88595
] 4
0 1


в учебном пособии приведены основные методы расчетов., охватывающие в
необходимой последовательности важнейшие вопросы технолоrии и техники бурения
скважин на твердые, жидкие и rазообразные полезные ископаемые. Большое внимание
уделено оценке инженерно
rеолоrических условий бурения, практическим
рекомендациям по выбору циркулирующеrо areHтa, типоразмеров породоразрушающих
инструментов и бурильных колонн, конструкции скважины, способа и режима бурения и
буровоrо оборудования для различных условий. Подробно освещены вопросы расчета
бурильных и обсадных колонн, предупреждения искривления скважин, осложнений и
аварий, составления профиля направленных скважин.
В каждом разделе изложена методика расчета, даны примеры с необходимыми
пояснениями к расче1)'.
для С1Удентов rеолоrоразведочных и нефтяных вузов, а также факультетов. Книra
будет полезна для широкоrо Kpyra специалистов, занимающихся: бурением разведочных,
инженерно
rеолоrических и эксплуатационных скважин на различные виды полезных
ископаемых.


ISBN 5
88595
14
Ol


<е> Р.А.rанджумян, А.r.Калинин,
НИ. Сердюк, 2007
<е> PIТPY, 2007




я не получаю удовлетворения от
формул, пока не почувствую численных
значений величин.


Лорд Кельвин


Предисловие


Совершенствование техники и технолоrии бурения, существенное
повышение производительности буровых работ и снижение их
себестоимости
 серьезная народнохозяйственная задача. К ее решению
привлечены крупные научно
исследовательские учреждения страны, а
также научные кадры ведущих вузов нашеrо rосударства. В научно

исследовательских лабораториях и на производстве изыскиваются
наиболее совершенные способы проводки скважин в различных условиях.
Однако известно, что на пути становления будущеrо инженера

буровика еще на стадии студента особую роль иrpают расчетные и
курсовые работы. Будущий специалист должен не только хорошо
разбираться в теоретических аспектах бурения скважин различноrо
назначения, но и уверенно проводить расчеты, связанные с технолоrией и
техникой бурения. У студентов, не имеющих опыта в проведении
расчетов, возникает MHoro трудностей на этапе дипломноrо
проектирования и в производственной деятельности.
Задача предпаrаемоrо учебноrо пособия
 изложить учебный
материал в форме, наиболее удобной для использования при расчетах и
проектировании, а цель
 познакомить читателя уже изучившеrо
основные профилирующие дисциплины с методами количественной
оценки практических задач.
Учебное пособие основано на дпительном опыте проведения
практических занятий в Российском rосударственном rеолоrоразведочном
университете, а так же в дрyrих ВУЗах нашей страны.
При подборе и составлении настоящеrо пособия авторы попытались
использовать наиболее современные методы расчета, сосредоточив
внимание читателя на важнейших вопросах технолоrии и техники
бурения скважин.
При решении примеров студент (исследователь, специалист) почти
всеrда сталкивается с необходимостью выбора тех или иных величин
справочноrо характера. В пособии приводятся только самые необходимые


3




справочные данные. Остальные данные читатель подберет caMOCТ

ятельно из имеющейся обширной учебно
 справочной литературы,
приводимой в конце каждоrо раздела, что, несомненно, приучит студента,
маrистра, аспиранта в первую очередь, к умению пользоваться
справочной литературой.
Большинство формул, предпаraемых в качестве расчетных, бьши
заимствованы из учебников, справочниках и моноrpафиях по бурению
скважин на твердые, жидкие и rазообразные полезные ископаемые. В
связи с чем, мы rлубоко блarодарны, авторам этих изданий.
Авторы надеются, что предлаrаемая книra будет интересна также для
научных работников и инженеров, поможет им в проведении
необходимых расчетов.
Так как подобное пособие, охватывающее технолоrию и технику
бурения скважин на все виды полезных ископаемых, включая и
инженерно
rеолоrические изыскания, издается практически впервые, оно,
естественно не является исчерпывающе полным и не лишено недостатков.
По этому все критические замечания будут приняты с признательностью.




1. Определение
бурения


инженерно
rеолоrических


условий


1.1 Оценка механических, абразивных и теплофизических
свойств ropHbIx пород


Сопротивление rорных пород разрушению в процессе бурения наи

более полно характеризуется показателями физик
механических свойств
пород. Эти свойства необходимо также знать при расчетах и проектиро

ваниИ, связанных с решением различных технико
технолоrических задач
бурения (выбор рациональноrо способа бурения и породоразрушающих
инструментов, оптимальных параметров технолоrическоrо режима буре

ния и др.)
Физическое состояние rорной породы характеризуют: плотность,
объемная масса, пористость, проницаемость, трещиноватость, расслоение.
К механическим свойствам пород относятся: прочность на одноосное
сжатие, твердость, абразивность, упрyrость и пластичность.
ПЛотность rорной породы рТ<кr/м З ) это масса единицы объема TBep

дой фазы минерала или породы. ПЛотность определяет условия транспор

тировки частиц разрушенной породы на поверхность в процессе бурения
и напряженное состояние пород в приствольной зоне скважины.
ПЛотность rорной породы вычисляют по формуле


r.п (1.1)
Р =
т (l
 i )V2
2
rдe V 1
 объем пор и пустот в rорной породе,м З ; V2
 общий объем породы
(объем твердоrо минеральноrо скелета в данном объеме)м З ; r.п
 масса об

разца породы в чистом и сухом виде, кr.


Объемная масса rоРНЫХ пород о п (кr/м З )
 масса единицы объема cy

хой породы при данной пористости в ее естественном состоянии.
Связь между РТ и Рп выражается через пористость
Рп = рJl
кп); Рт = рп(l+к а ). (1.2)


С учетом плотности жидкости в порах породы
Рп = РJ1
кп)+ РжКп.


(1.3)


5




Параметры РТ И Рп используют в тех случаях, коrда требуется оценить
количество вещества.
Значения РТ и Рп некоторых rорных пород можно найти в [2, 3, 5, 9,
10, 11, 13, 15].
ПОDИСТОСТЪ rорной породы. К п . Является существенным текстурным
признаком пород: чем больше пористость, тем меньше ее прочность. Раз

личают абсолютную и эффективную пористость. Абсолютная пористость

 это отношение полноrо объема пор (пустот) к объему всей породы.
Оценивается коэффициентом пористости
к = V. .100%- (1.4)
п V 2 '


v. = m,
m
1 .
Р В


(1.5)


Здесь т}
 масса породы при насыщении ее пресной водой, кr; PB

ШIотность воды, кr/м З . Остальные обозначения те же, что и к формуле
(1.1). Наибольшим К п обладают обломочные rорные породы, а наименъ

шей маrматические и метаморфические. В табл. 1.1 справочноrо пособия
[4] приведены значения К п пород, наиболее часто встречающихея при бу

рении скважин на жидкие и rазообразные полезные ископаемые.
Различают еще и эффективную пористость, которая учитывает толь

ко сообщающиеся между собой поры, по которым возможно течение
жидкостей и rазов. Величина эффективной пористости представляет ин

терес при разработке мероприятий по борьбе с поrлошением буровых
растворов и для наиболее проницаемых пород (песчаников и известняков)
доходит до 20
25%.
Проницаемость rорной породы Кпр
 это способность пород пропус

кать под действием rpадиента давлений ШIастовые фmoиды (жидкость,
raзы и rазожидкостные смеси). Большинство осадочных пород (кроме
rлин, арrИJШИТОВ, каменной соли) проницаемы. Коэффициент Кпр xapaктe

ризует фильтрационные свойства пород, определяюшие поrлощающую
способность вскрытоrо скважиной интервала (пласта), и оценивается из
выражения ( в м 2 )


J11Q
Кпр = ( ) '
р,
 Р2 S


(1.6)


6




rде fJ
 динамическая вязкость жидкости, Па'с;l
 дпина образца пористой
породы, м; Q объемный расход жидкости, м 3 /с; Рl, P2
 соответственно дaB

ления на входе в образец и на выходе из Hero, Па; s
 площадь фильтра

ции,м 2 .
На практике обычно пользуются единицей измерения (Д), именуемой
Дарси (1 M2
 1 О 12 Д).
Проницаемость коллекторов нефтяных и rазовых месторождений
изменяется от нескольких мд до 2
3 Д.
В rидроrеолоrической литературе единицей измерения проницаемо

сти считается коэффициент фильтрации k ф (м/сут), характеризующий pac

ход воды через единицу площади поперечноrо сечения пласта при напор

ном rpадиенте равном 1.
для воды kпр (в Д) и krp (в м/сут) численно близки друr к дрyry, а при
т = 26 + 270 С
 равны.
Связь между kпр и krp выражается соотношением


Средние значения k ф (в м/сут), по Н.А.nЛотникову, приведены ниже:
raлечники очень хорошо проницаемые с крупным песком;
сильнозакарстованные известняки и силънотрещиноватые
породы... ... .,. ... ... ... ...... ... ...... ... ...... '" ...... ... ...... ......
raлечники хорошо проницаемые; rpавий с частично мелким
песком; песок крупный; песок чистый среднезернистый; по

роды закарстованные трещиноватые............................ ..............
raлечники и rpавий проницаемые, засореЮlые мелким пес

ком и частично шиной; пески cpeднe
 и мелкозернистые;
породы слабозакарстованные малотрещиноватые. .. ... ... ... ...
пески слабопроницаемые, тонкозернистые; супеси; породы
слаботрещиноватые. .. '" ... ... ... ... ... ... ...... ......... ... ...... ....
сyrлинки весьма слабопроницаемые... ... '" ... ... ... ...... .........
шины почm непроницаемые; мерrели плотные и друrие Mac

сивные породы с ничтожной водопроницаемостью... ... ... .....


J1
k =k

пр Фу ж


(1.7)



100
1000


100
10


10
1


1
o, 1
0,1
0,001


0,001


к хорошо проницаемым породам относятся пески, рыхлые песчани

ки, кавернозные и трещиноватые известняки. Представителями плохо
проницаемых пород являются rлины, rипсы, анrидриты, сланцы, rлини

стые известняки, песчаники конrломераты с rлинистым цементом.


7




Пори стые и трещиноватые породы, проницаемые для жидкостей и
rаза и способные быть их вместилищем, называются коллеКТоРами.
rранулометрический состав породы продуктивноrо rоризонта [4]

количественное содержание в rорной породе разных по размеру зерен (в
% для каждой фракции), в известной мере характеризующий ее порис

тость, проницаемость, капиллярные свойства и количество остающейся в
ШIасте нефm в виде ШIенок, покрывающих поверхность зерен. им также
руководствуются при подборе фильтров, предотвращающих поступление
песка и Т.д.
Сплошностъ сорной породы характеризует ее структурное состояние
исходя из степени приrодности внyrpиструктурных нарушений (трещин,
пор, поверхностей рыхлоrо контакта зерен и т.д.) для передачи внутрь
породы давления внешней жидкостной или rазовой среды. СIUIошность
оценивается в пределах шкалы из четырех катеrорий:
4
я
 внешнее rидравлическое давление не передается;
З
я
 передается давление только маловязкой жидкости (mпа воды);
2
я
 проникает не только жидкость, но и твердые (rлинистые) час

mцы;
1
я
 может проникать исходный rлинистый раствор.
Расслоение rоРНЫх пород
 нарушение связи между слоями породы.
На основании визуальноrо изучения породы подразделенные на четыре
катеrории расслоенности [4]
I.
 массивная текстура, обусловливающая ровный или раковистый
излом породы и осколки неправильной формы;
II.
 визуально массивная, в действительности скрытослоистая TeK

стура, выражающаяся в делимосm породы при ударе на OT

дельные IUIастинчатые формы;
III.
 четкая слоистая текстура, обусловливающая давление пород на
листоватые IUIоскопараллельные IUIастинки по IUIоскостям
слоистости при слабом механическом воздействии;
IV.
 сильная трещиноватость, развиmе систем трещин как тектони

ческоrо, так и нетектоническоrо происхождения с ryстотой не
менее 1 трещина на 1 м.
Расслоенность пород обусловливает возможное влияние их текстуры
на ход деформационноrо процесса, особенно на контакте с различными
жидкостями.
Прочность rорной породы на одноосное сжаmе деж (МПа). Механи

ческая прочность при статической наrpузке
напряжение при котором rop

ная порода начинает разрушаться, существенно зависит от минералоrиче

cKoro и петроrpафическоrо состава породы. В процессе бурения энерrия,


8




расходуемая на разрушение породы, зависит от механической прочности
последней. Чем выше предел прочности породы, тем больше расходуется
энерrии. Таким образом деж породы характеризует уровень необходимоrо
силовоrо воздействия на забой скважины, при котором будет происходить
эффективное разрушение rорной породы и уrлубление скважины.
Прочность на одноосное сжаmе обычно определяют на rидравличе

ском прессе и вычисляют по формуле (в Па)


(1.8)


s:
 Рсж
u сж
s'
rдe Реж
 разрушающее усилие, Н; S
 ruющадъ поперечноrо сечения об

2
разца породыI, м .
Прочностъ некоторых rорных пород на одноосное сжаmе деж (Bpe

менное сопротивление сжатию) в МПа:
весьма крепкие и вязкие кварциты....................................
весьма крепкие и IШотные базальты и мелкозерн. rpаниты......
очень крепкие rpаниты, диабазы, диоритыI... ... ... ... ... ... ... ... ...
6азальтыI, порфиры, амфиболиты, rpаниты...........................
rнейсы, сиениты, порфиритыI... . . . . .. ... . . . . . . . . . . . . ... ., .. . . . . . .. . .. ...
песчаники, известняки, крепкие маrнетитыI, сланцы... ...... ... ...
мраморы, доломиты, известняки, сидериты. .........................
известняки, песчаники....................................................
rипсы... ... ... ... ... ... ...... ... ...... ... ...... ... ...... ... ...... ...... ... ....
песчаные сланцыI... ... ... ... ... ... ... ...... ... ...... ... ...... ......... .....
каменная соль............ ... ... ... ...... ... ...... ... ...... ... ...... ... ... ....
каменные yrли............................................................ ...


294
490
235
216
196
177
118
137
98
78,5
49
39
20АО
20


Механическая прочностъ породы при динамической наrpvзке. Это
свойство породы существенно влияет на механизм разрушения rорных
пород и установление рациональных областей применения различных
способов бурения и породоразрушающеrо инструмента.
В основу методики определения коэффициента динамической проч

ности породы положен метод толчения (измельчение породы путем сбра

сывания rpуза). Коэффициент динамической прочности F д вычисляется
по формуле


F д = 20п е / Zп' (1.8а)
rде п е
 число сбрасываний rpуза; ZП
 высота столбика раздробленной пу

тем: толчения породы. Значения F д можно найти во мноrих литературных
источниках, см. например таБЛ.5.14. стр. 329 [15]


9




Твеодость ПОDОДЫ. Рш (МIla). Это одно из наиболее важных свойств
rорных пород, которое влияет на величину внедрения в них режущих
элементов породоразрушающих инструментов. для ее определения шир

ко распространен метод, предложенный Л.А.Шрейнером.
Твердость РШ (в Па) по методу Л.А. Шрейнера определяется на спе

циальном приборе Умrп
з или на rидpавлическом прессе как отношение
разрушающей наrpузки Р к площади штампа S, Т.е.


РШ = р / S .


(1.9)


Классификация rорных пород по твердости, предложенная Л.А.
Шрейнером, дана в табл. 1.5 [4]. В ней породы 12 классов соответствуют
двенадцатибальной шкале буримости, принятой при разведочном буре

нии.
Экспериментально установлено, что с увеличением РШ растет

текvчести породы ит, Зависимость ит от Рш аппроксимируется
формулой [1]


С1 т =0,194p
15 .


(1.10)


АБDазивность. Под абразивностью понимают способность rорной
породы изнашивать контактирующий с ней породоразрушающий инстру

мент. Абразивность зависит в основном от минералоrическоrо состава и
строения rорных пород и существует общая тенденция увеличения абра

зивности с ростом микротвердости (определяется с помощью микротвер

домера при взаимодействии алмазноrо индентора на полированную п

верхностъ исследуемой породы) породообразующих минералов. or абра

зивности пород зависят расход и правильный выбор породоразрушающих
инструментов, а также характер их вооружения.
Известно несколько методов количественной оценки абразивных
свойств rорных пород, однако универсальноrо и общепринятоrо метода,
который Mor бы быть использован для практических расчетов, пока не
существует. В основе большинства методов лежит измерение объема или
массы метЭJUIа, изношенноrо в процессе трения о rорную породу.
Показатель абразивности А по методу Л.И.Барона и А.В.Кузнецова
вычисляется по формуле


А =
 q; /2п ,
;=1


(1.11)


10




rде qi
 потеря массы эталонноrо стержня за каждый парный опыт (испы

тания проводят С двумя КOIщами стержня), Mr; п
 число парных опытов,
выбираемых в зависимости от коэффициента Kv:
Kv 2 0,98 0,69 0,57
п 1 2 4 6


Кv=КдIV,
те К д ==0,15..;.-0,25
 допускаемое отклонение точности определения пока

зателя; V
 коэффициент вариации, зависящий от структуры rорной пор

ды; для крупнозернистых пород (с размером зерен 5 мм) V==ЗО%; для
среднезернистых (2
5 мм) V==22%; для мелкозернистых (0,2
2 мм) V==19%;
для тонкозернистых с вюnoчениями (0,2 мм) V==34%.
rорные породы в зависимости от показателя абразивности Л.И. Ба

роном и А.В. Кузнецовым разделены на восемь классов [2,3,5,10]
весьма малоабразивные породы выше cpeд

породы... ... ... ... он ... ... А==5 ней абразивности...
малоабразивные породы A==5
 1 О породы повышенной
абразивности... .....
высокоабразивные
A==10
18 породы... ...... ......
A=18
30 в высшей степени
абразивные.. . . .. ... ...


0,49
8


породы ниже средней
абразивности... ... ... ... ...
среднеабразивные
породы


0,43
10


A==30
45


A==45
65


A==65
90


А>90


в ЦниrPИ разработан метод определения абразивности rорных по

род [9], основанный на потере массы свинцовых шариков при взаимодей

ствии с раздробленной породой, размер фракции которой составляет 0,5
мм и менее.
Коэффициент абразивности
К =.lL (1.12)
абр 100
те Q
 потеря массы истираемоrо материала свинцовых шариков, Mr.


В зависимости от К абр rорные породы разделены на шесть классов:
малоабразивные. . . .. . .. . '" ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. . К абр :::; 0,5
умеренно абразивные......... ...... ... ............... К абр == 0,5+1,0
среднеабразивные... ... ... ...... ... ...... ......... ... ... К абр == 1,0..;.-1,5
абразивные... ... ... ......... ......... ...... '" ...... ... ... К абр == 1,5..;.-2,0
весьма абразивные....................................... К абр == 2,0..;.-2,5
очень абразивныI.... ...... ...... ......... ......... ...... К абр == 2,5..;.-3,0 и более


Jl




Обобщенная классификаuионная шкала абразивности rорных пород
ВНИИБТ приведена в [4,6,12,14].
у прvrость и IUIастичность. Основными характеристиками rорных
пород являются модуль продольной упруrости (модуль Юнra) Е, коэффи

циент Пуассона J1 и коэффициент IUIастичности k. Упрyrие и IUIастические
свойства rорных пород существенно влияют на проuесс их разрушения.
Модуль продольной упрyrости характеризует упрyrие свойства пород.
Чем выше значение модуля продольной упрyrости породы, тем больше
сопротивление разрушению она оказывает в процессе бурения и тем луч

ше она разрушается ударными наrpузками; породы с повышенной ШIа

стичностью разбуриваются труднее хрупких.
для практических целей модуль упрyrости и коэффициент IUIастич

ности можно определять приближенно, пользуясь rpафиком деформации
при вдавливании жесткоrо штампа в породу (по методу Л.А. Шрейнера).
Модуль продольной упруrости (в Па) вычисляется по формуле


rдe Р
 наrpузка ДJIЯ какой
либо точки экспериментальной кривой, COOT

ветствующая упруrой деформации, Н; J1
 коэффициент Пуассона; dm
 диа

метр опорной поверхности штампа, м; e
 упрyrая деформаuия rорной П

роды при данной наrpузке, м.
Коэффициент IUIастичности k принимают равным отношению общей
работы, затраченной ДJIЯ разрушения породы под штампом, к работе уп

рyrиx деформаций. Коэффиuиент k ДJIЯ некоторых rорных пород приведен
ниже.
rлины... ". ... ... ...... ... ...
Анrидриты... ... ... ... ... ...
Песчаники и алевролиты


Е = Р(1
 11 2 )/ d ш . е ,


0,5
0,9
2,9А,3
1,3A,3


Известняки... ....... ... ...
Доломиты... ... ... ... ... ...
Кремни.................... .


Модуль продольной упрyrости (в 10
IO Па)
rлина... ... ... ............... ... 0,03 Доломиты... ... ...... ......
rлинистые сланцы......... 1,5
2,5 rраниты..................
Песчаники... ... ... ... ... ... ... 3,3
7,8 Базальты... ...... ... ......
Известняки... ... ... ... ... ... 1 ,3
8,5 Кварциты... ... ...... '" ...
Мрамор... ...... ... ...... ... .... 3,9
9,2


(1.13)


1,5
 7,0
1 ,5
6,0
1,0
2,0


2,1
16,5
<6,0
<9,7
7,5
10,0


Коэффициент Пуассона J1 характеризует отношение относительной
поперечной деформации el, к относительной продольной деформаuии е
при растяжении или сжатии
12




Е!
J1



 .
G


(1.14)


Знание величины J1 необходимо при определении модуля продольной
упрyrости по формуле (1.10) и вычисления rоризонтальноrо сжимающеrо
ropHoro давления.
Значения Jl для некоторых пород приводятся ниже:


песчаник кварцевый... ...
песчаник аркозовый... ...
rлинистые сланцы...... ...
уrоль... ... ... ... ...... ... ....
порфирит... ." ... .,. ... .....
rлины плотные... ...... ...


0,09
0,13
О, 1 0
0,20
0,14
0,16
0,20
0,22
0,25
0,35


rpавий... ... ... ... ... ...
известняк... ... ... ... ...
песчаник... ... ... ... ....
rлины пластичные...
мрамор... ... ...... ... ...
каменная соль.........


0,26
0,29
0,28
0,33
0,30
0,35
0,38
0,45
0,34
0,40
0,44


Теплофизические свойства пород ( теплопроводность, теплоемкость
и температуропроводность).
Ниже приведены средние теплопроводности, Вт/(мО'С), некоторых
породообразующих минералов (л м ) и rорных пород(л)


Минерал rалит Кварц Кальцит Вода Лед
л м , Вт/(мО'С) 25,5 8,1 3,7 0,6 2,3
rорная порода Каменная соль Кварц Мрамор
л, Вт/(мО'С) 7,2 3,6 2,0


Резкое отличие л от Л М обусловлено как наличием пор в породах, так
и повышенным сопротивлением на rpаницах зерен. Увлажнение пор истых
пород приводит К повышению их теплопроводности, в то время как за

мерзание воды в порах сопровождается резким ростом л rорных пород.
Удельная теплоемкость с пород изменяется от 380 до 2100 Дж/(кr'ОС)
(низкие значения имеют рудные минералы).
Теплоемкость пористых, насыщенных водой пород Bcerдa больше
теплоемкости плотных пород. Показатели теплофизических свойств, свя

заны между собой соотношением


л ==аср,


rде а
 температуропроводность (скорость изменения температуры).


(1.15)


13




Классификация rоРНЫХ ПОРОД rеолоrическоrо разреза.
для классификации пород rеолоrическоrо разреза и ero разделения
на характерные пачки, а также выбора рациональных типов и KOHC1pYK

ций шарошечных долот разработана КОМIUIексная методика, которая оп

ределяет общий порядок и методические основы работ [6].
На первом этапе в соответствии с этой методикой необходимо про

вести классификацию пород rеолоrическоrо разреза и вьщелить xapaктep

ные пачки. Классификация пород осуществляется на основе их классифи

кационных характеристик. К классификационным характеристикам rop

HbIX пород, от KOTOpbIX наиболее явно зависят показатели работы долот в
каждых заданных rеолоrических условиях, относятся твердость, абразив

ность и СIUIошность. Классификационные характеристики пород опреде

ляются на основе реrионалъных исследований их свойств, а в случае oт

сутствия таких данных
 на основе литолоrическоrо соответствия пород.


Пример 1.1 Масса образца песчанистоrо слаlЩа т==65'1 О
Зкr; общий
объем ero v==26-10..(;м З . Определить ШIотностъ и удельный вес образца пес

чанистоrо слаlЩа.
Решение. ПЛотность образца


== m == 65 .10
З
 2500 кr/мЗ.
РП v 26.10



Сила тяжести породы


G == mg == 65 .10
З .9,81 == 637 .10
З Н.


Тоща удельный вес породы


r == G /V == 637 .10
З /26 .10
6 == 24,5 .10ЗН/м З .


Пример 1.2 Цилиндрический керн диаметром d==4, 1.1 0
2M и длиной
1==12'10
2M, поднятый из скважины в чистом и сухом виде, имеет массу
ml==0,32 кr. Масса керна при насыщении ero на 100% пресной водой co

ставляет т2==0,32 кr. Требуется определить пористость керна и ШIотность
твердой фазы породы.
Решение. Объем пор и пустот в керне, соrласно выражению (1.5)


14




0)4
 0,32
 2 .1 0
5 м з .


 1000


ОБЩИЙ объем керна


V 2 = nR 2 [ = 3,14(2,05 .10
2)2 .10
2 = 158,4 .10
б м з


(R
 радиус керна).
Подставляя полученные значения в уравнение (1.4), получаем


2 .10
5
К (k) = б 100% = 12,6%
п 158,4 . 1 O



ПЛотность твердой фазы породы можно определить по формуле (1.1)



 т
 0,32
 2300 кr/M3.
Р. (1

 )v, (1
 0,126)58,4 -10--6


Пример 1.3. Пористый керн диаметром d==4, 1.1 0о2 м , длиной [= 15.1 0.2м
бьm подверrнут испытанию на линейную фильтрацmo воды. Бьmи полу

чены следующие данные: давление на входе в керн Pl=0,35 МПа; давле

ние на выходе из керна Р2=0,1 МПа; объемная скорость фильтрации
Q==6.10--6 м З/ с .
Решение. Приняв ,u= 1 ,05'1 о.з, из уравнения (1.6)


Кпр


1,05 .10
3 .15 .10
2 . 0,6 .10
б = 0,028 .10
11 м 2 , или 0,28 д.
(35
 10'03 : (4,] '10
2)


Пример 1.4. Какова прочность образца rpанита площадью попереч

Horo сечения S=4,5'10-4 м 2 на сжатие, если при испытании на rидравличе

ском прессе разрушающее усилие сжатия составило рсж=78'10 3 н.
Решение. Прочность на сжатие по формуле (1.8)


(jсж


78 . 103
4,5 .10
4


17,3 . 1 07 Па.


15




1.2. Буримость ('орных пород


Если нет подробных данных о механических и абразивных свойствах
rорных пород, слаrающих месторождение, то для характеристики тpYДH

сти их разбуривания можно пользоваться обобщенным показателем эф

фективности бурения
 буримостью. Этот показатель широко использует

ся также при IUIанировании и нормировании работ разведочноrо бурения
и при дрyrих практических расчетах.
Под буримостью понимают способность rорной породы разрушаться
под действием различных породоразрушающих инструментов. Буримость
определяется величиной уrлубки в данной породе за единицу механиче

cKoro бурения и измеряется в м/ ч , СМ/МИН или ММ/МИН.
Буримость зависит не только от физико
механических свойств по

род, но и от состояния технолоrии бурения, орrанизации работ, квалифи

кации работников и др. По мере совершенствования породоразрушающих
инструментов, режимов бурения и буровой техники этот показатель pac

тет.
Классификация rорных пород по буримости, В которой все породы
разделены на 12 катеrорий, применяемая при вращательном бурении re

лоrоразведочных скважин [2,3,11,13,15] не учитывает механические свой

ства пород и поэтому не позволяет вести инженерные расчеты разруше

ния rорных пород при бурении и разработке оптимальных режимов буре

ния.
В литературе приводятся [11,15] классификации rорных пород по
буримости для шнековоrо, ударн
канаmоrо и ударно
вибрационноrо
бурения. В них также отсутствуют конкретные объективные признаки для
отнесения породы к той или иной катеrории.
для контрольноrо определения катеrорий пород и характеристики
буримости на основе их физико
механических свойств в условиях rеол

rоразведочных партий и экспедиций применяется методика ЦНИrPИ.
Соrласно этой методике, для мяrких пород (1
 111 катеrорий) peKOMeндy

ется использовать метод вдавливания ппампа на rлубину 1 О мм, а для
остальных пород (IV
 ХII катеrорий) предложен объединенный показа

тель о.. , учитывающий влияние динамической прочности F д и абразивн

сти К абр пород.
Значения & для различных катеrорий пород по бурим ости приведе

ны ниже:
Ш... 2,00
3,OO УН... 10,1O
5,20 х...
IV... 3,004,50 VIH... 15,20
22,80 XI... ... ...
У... ... ... 4,50--6,75 IX... ... 22,80
34,15 XII... .....
VI... 4,50--6,75


34,15
51,20
51,20
76,85
76,85
15,00 более


16




Объединенный показатель Рм рассчитывается по формулам: для Bpa

щательноrо бурения
3 Fo,8K . (1.16)
Рм = Д абр'
для ударно
вращательrо бурения
2F кО,41 (1.17)
Рм = Д абр'


Объединенный показатель можно определить по HOMorpaMMe
(рис 1.1).
Полученное значение коэффициента динамической прочности OT

кладывают на правой шкалеF д, а значение коэффициента абразивности

на левой шкале (k абр ). Далее обе точки соединяют прямой линией и на пе

ресечении этой прямой со шкалой Рм находят величину объединенноrо
показателя буримости Рм. По величине Рм определяют катеrорию породы
по буримости.
Буримость можно также определять по данным хронометражных Ha

блюдений за скоростью бурения. При этом необходимо иметь результаты
не менее чем по пяти рейсам по ОДНОЙ rорной породе с определенными
режимными параметрами. Если в течение наблюдаемоrо рейса объем бу

рения по одной породе составляет не менее 75%, то принято относить все
показатели бурения к этой rорной породе.
Существует дрyrой метод более объективноrо определения KaTero

рин пород, разработанный в ВИТРе и заюnoчающийся в том, что с помо

щью специально устройства
 определителя твердости пород
 в керне
делается рез алмазным диском при cтporo определенных условиях (Ha

rpузка, частота вращения) за время 1 мин. Катеrория пород определяется
по rлубине реза (табл.l.l).


Таблица!.!


Класси
Катеrория ПОРОД ПО бу

рИМОСТИ (ЕНВ)
IV
V
УI
УII
УIII
IX
Х
ХI
ХII


4,01
5,30
3,114,00
2,41
3,10
1,76
2,40
1,16
1,75
SI,15


17




I<aБp


Р..


F д


150 !
! 120
90 r-----
5,0 r 70
50 ;........
4,0 I 30
3,0 20
2,5
2,0 10
1,5 8
6,0
1,0 4
0,8 2,5 ;.........
0,6 1,3 i 1,5


0,9
 0,5
0,4 0,5 io,7
r
Щ3 0,4
0,2
0,15
0,10


30


20


15


10
8,0
6,0
5,0
4,0
3,0


2,0


1,0
0,8
0,6
0,5
0,4
0,3


0,2


0,1


Рис.l.l.
HOMorpaMMa для определения объединенноrо показателя Р.. при установлении
катеrории по буримоС1И


18




ЭТОТ метод основан на реальном процессе разрушения породы при
вращении алмазноrо диска, что в значительно большей степени COOТBeт

ствует условиям работы алмазноrо инструмента.
Orсутствие данных о характеристике физико
механических свойств
ropHbIX пород не позволяет вести инженерные расчеты процессов бурения
скважиН. В ВИТРе разработан способ определения rорных пород по xa

рактеру электрических и упрyrиx сиrналов, возникающих при их разбу

ривании, Т.е. синхронно с yrлубкой породоразрушающеrо инструмента.
Практическое применение этоrо способа откроет перспективы бурения с
помощью оперативноrо изменения параметров режима бурения в зависи

мости от rеолоrическоrо строения разбуриваемоrо разреза.
для проrнозирования механических свойств rорных пород можно
воспользоваться данными rеофизических методов исследований [3]: элек

трических, радиоактивных, акустических и др. Эти методы позволяют
делить разрезы скважин по IUIотности пород, оценивать коэффициент по

ристости пород И их упрyrие свойства.
При бурении на нефть и raз в качестве показателей буримости пород
используют как результаты KOMIUIeKcHoro изучения свойств и строения
rорных пород, так и промысловые данные о работе долот. Широко при

меняется классификация пород, в которой основным классификационным
признаком является твердость rорных: пород по штампу или катеrории
твердости. Вьщеляются мяrкие, средние, твердые, крепкие и очень креп

кие породы, которые соответствуют rpуппам катеrорий, приведенным в
табл. 1.3.
НаКОIUIение и обобщение информации ведется по пачкам одинаковой
буримости пород. Объективное выделения пачек в разрезе
 одна из oc

HOBHbIX задач определения бурим ости пород. В основе вьщеления пачек
должна лежать rеолоrическая информация и в первую очередь информа

ция о наличии и распространении признаков, определяющих сопротивле

ние ropНbIX пород разрушению и их абразивность.


Пример 1.5. С помощью номоrpаммы (рис 1.1) определить объеди

ненный показатель РМ для rорной породыI, динамическая прочность KOТO

рой Fz==7,5, а К абр ==l.
Решение . На соответствующих осях HoMorpaMMы (см.рис 1.1) отло

жим значения F д и К абр , соединив их линией. Точка пересечения линий с
осью РМ дает значение рм==15, что соответствует VIII катеrории бурим ости
пород.


19




Пример 1.6. В результате проведенных исследований установлены
корреляционные связи между rеофизическими данными
 кажущимся
сопротивлением rорных пород РК, двойным разностным параметром bl 1rY и
твердостью Рш
Рш ==0,9Ркдlnr +3,91рк + 1650дlnr +2610,
rдe рк==1450м'м и bl 1rY ==0,796 для крупнозернистых rpанодиоритов. Ycтa

новить твердость и катеrорию буримости.
Решение Используя приведенную зависимость находим:


Рш == 0,9 .145.0,796 + 3,91.145 + 1650.0,796 + 2610 == 4594 МПа:


По табл. 1.5[4] находим, что крупнозернистые rpанодиориты OTH

сятся к IX катеrории по буримости.


1.3. rеостатическое, боковое и пластовое давления


Естественные напряжения в земной коре принято называть reостати

ческим или roрным давлением.
rеостатическое (ropHoe) давление Pr
 давление, обусловленное Be

сом толщи вышележащих пород.
При бурении скважин на суше.


Pr == рпg Н ,
rдe Рп
 объемная плотность вышележащих rорных пород,


(1.18)


Рп == :t[(1
пJРтi +пiрж}hJ Н,


(1.19)


i
l


rдe П j
 пористостъ слоя rорной породы, доля единицы; РП
 плотность
твердой фазы данной rорной породы, кr/M 3 ; h. толщина слоя той же по



п
роды; Рж
 плотность жидкости в порах породы, кr/M 3 ; Н == L

 rлуби

i
l


на рассматриваемой точки rорной породы от дневной поверхности.


с увеличение Н растет pr, а вместе с ним возрастает и напряжение в
породе. для большинства пород при этом увеличиваются пределы текуч

сти, прочности и пластичности.


20




При бурении скважин в море ropHoe давление рассчитывается по
формуле
PrM = [(pJH
 Н М )+ Рм_в . HJ)g, (1.20)


rде НМ
 rлубина моря; Рмв
 средняя плотность морской воды.


H="f.h;+HM'
;=1


(1.21)


rрадиент reостатическоrо давления
 отношение
давления в рассматриваемой точке к rлубине этой точки
Pr
ДPr=
'
Н;


rеостатическоrо


(1.22)


для расчета радиальноrо упрyrоro напряжения (Jr В rорных породах
можно ВОСПQJ1ъзоваться формулой А.А.Динника
Рб = O'r = l;pr;


J.l
):




 .
1
p


(1.23)


Величина 1; приближается к 1 в толщах rлинистых и друrих BЫCOKO

пластичных пород на сравнительно небольшой rлубине.
Пористые rорные породы всеrда насыщены флюидом (жидкостью
или raзом). Давление жидкости в поровом пространстве пород принято
называть поровым давлением пород Рпор (МПа). Поровое давление исполь

зуют для характеристики давления жидкости в порах rлинистых и друrих,
практически непроницаемых пород.
ПЛастовое давление . РWI (МПа)
 давление жидкости в проницаемой
породе, Т.е Рпор В том частном случае, коrда поры сообщаются друr с дpy

rOM. В нормальных условиях на rлубине Н давление флюидов приблизи

тельно равно rидростатическому давлению столба воды РВ (в МПа) плот

ностью PB==1000кr/M 3 от кровли пласта до поверхности


Современные исследования опроверrают закон, по которому пластовое давление с
rлубиной изменяется по закону rидростатики. Установлено, что пластовое давление только
до rлубины IOOO
2000M. следует закону rидростатики. С rлубиной пластовое давление при

ближается к rеостатическому. Блаrодаря этому породы на большой rлубине сохраняют по

ристостъ, проницаемостъ и находится в разуплотненном состоянии, что было убедительно
доказано и бурением сверxrлубинной скважины cr
3 на Кольском полуострове.


21




Рrш
 Рв = PBg H .


(1.24)


Формулой (1.24) можно пользоваться при разведочном бурении на
малоизученных площадях, коrда нет возможности установить действи

тельную величину Рпл по динамическому уровню жидкости в скважине,
поскольку последние еще не пробурены.


При вскрытии водоносных rоризонтов


Рrш = Нcrgрж,


( 1.25)


rде Нет
 величина столба жидкости, который устанавливается в покоя

щейся скважине.
для характеристики rеолоrических условий бурения широко исполь

зуются относительные давления (индексы давления): reостатическое, бо-
ковое и пластовое (поровое). Они характеризуют отношение перечислен

HbIX давлений на шубине Н к давлению столба пресной воды.


,
 Pr ,
 Рб ,
 Рrш(пор) .
Pr

'Рб

,Рrш(пор)

,
Рв Р в Рв


(1.26)


р:Ш = ka и Р'.ю р = kа(пор)'


(1.27)


называют также коэффициентами аномальности пластовоrо и поро

Boro давления соответственно.
В нормалъных условиях ka:=:::1. Если kа(k пор » 1,2, то имеется АВIЩ
(или АВПоД). При увеличении Н вероятность ВС1речи с ЛВIЩ возраста

ет. Значения ka <0,8 характеризуют АlП1Д.
Давление относительной устойчивости пород Ру
 минимальное дaB

ление на участок ствола скважины, сложенный потенциально неустойчи

вой породой, при котором в течение продолжительноrо времени (дocтa

точноrо для разбуривания всей толщи таких пород и перекрытия их об

садной колонной), при данном составе буровоrо раствора не возникают
серьезные проявления неустойчивости (сужения ствола и связанные с
этим осложнения
 прихваты, затяжки и посадки колонны труб при спус

коподъемных операциях; интенсивные осыпания пород и т.n.).
rрадиенты давления (rеостатическоrо, пластовоrо, поровоrо, rидро

разрыва и поrлощения соответственно) используются также при решении


22




различных задач технолоrии бурения, равны отношению давления к rлу

бине залеrания пород:


gradPr ==
 ;gradPrт ==
rт ;
rт


иrad rp == Рrюр . gr ad rp == Рп> .
Ь' ' пор н' f1> н'
А.
 Рпоrл
grаиРпоrл
 Н .


(1.28)


Пример 1.7 Вычислить значение pr для условий, приведенных в
табл. 1.2.


Таблица 1.2


Интервал Мощ
 Порис
 Средняя плотность, кr/M J
бурения, м НОСТЬ,м тость,% твердой фазы породы IUIастовой жидко

сти
0
390 390 35 2680 1013
390
545 155 31 2630 1010
545--670 125 28 2700 1030
670
920 250 27 2655 1005
920
1150 230 25 2600 1005
1150
1450 300 20 2500 1000
1450
1700 250 18 2450 1000
17oo
2050 350 19 2490 1010
2050
2400 350 19 2500 1010
2400
3000 600 17 2700 710


Решение . Соrласно (1.19)


РП == {[(1
0,35)2680+0,35 .1013]390 + [(1
0,31)2630 +0,31.1010)55 +
+[(1
0,28)2700+0,28.1030)25+ [(1
0,27)2655 +0,27.1005)250+
+ [(1
 0,25)2600 + 0,25 -1005)230 + [(1
 0,20)2500 + 0,20 .1000]300 +
+ [(1
 0,18 )2450 + 0,18.1000)250 + [(1
 0,19)2490 + 0,19.1050]350 +
+ [(1
 0,19)2500 + 0,19 .1010}з50 +[(1
0,17)2700+0,17. 710f;00} 13000==
==2220,37 кr/M 3 .


По формуле (1.18)


23




pr==2220,37'9,8.3000==65,3 МПа.


Пример 1.8 ПЛастовое давление на rлубине 1900 м составляет 23
МПа. Требуется оценить коэффициент аномальности nластовоrо давле

пия.
Решение . Приняв рв==1000 кr/M 3 , по формуле (1.27) находим


k
 23.106
 123.
а 103 .9,81.1900 '


1.4 rидростатическое и дифференциальное давление на забой.
Давление rндроразрыва I'орной породы


rидростатическое давление буровоrо раствора на забой Рб.р(МПа)

давление столба буровоro раствора на забой на rлубине Н


Рб.р == Рб.рgН .


(1.29)


Диd)(Ьеренциальное давление ДР
 разность давления буровоrо pac

твора на забой скважины и nластовоrо


др == Рб.р + Рr.д.
 Рпл ,


(1.30)


rде Рr.д.
 rидродинамическое давление, рассматриваемое в зависимости
от выполняемой технолоrической операции: при циркуляции раствора в
затрубном пространстве или при пуске насоса.
Величина ДР оказывает существенное влияние на увеличение сопро

тивления разрушению пород. С увеличением Н влияние ДР на показатели
работы долот возрастает. В случае если Рб.р'::::Рпм то рост Рr.д. (репрессия на
пласт) может стать причиной поrлощения буровоrо раствора.


Давление rидроразрыва rорной породы Рr.д.(МПа}
 давление столба
жидкости в скважине на rлубине Н, при котором происходит разрьm связ

ной породы И образование в ней трещин. Определяется опытным пyrем.
При полном отсyrствии данных
Prp == 0,87 Pr;
Prp == О,83Н + 6,6рпл.
24


(1.31)




Давление поrлощения Рпоrл
 давление в скважине, при котором Ha

чинается утечка буровоrо раствора по искусственным трещинам, обра

зующимся в результате rидроразрыва связной породы, либо по eCTeCТBeH

ным каналам в трещиноватых и закарстованных породах. Принимается по
фактическим данным или по опытным наrнетаниям (подача 1
2 л/с).
При отсутствии данных


Рпоrл = (0,75 +0,95)prp.


(1.32)


Orносительное давление по воде в закрытой скважине k orn
 отноше

ние давления Рн на rлубине Н в скважине с закрытым устьем, частично
или полностью заполненной пластовой жидкостью, к давлению пресной
воды


Ротн = Рн / PBg H .


(1.33)


Индекс давления поrлощения Р
оrл представляет собой отношение
Р
оrл К давлению столба пресной воды:


Р
оrл = Рпоrл / Рв ,


(1.34)


или


k поrл = РР.Т / Рв,


(1.35)


rдe РР.Т
 давление раскрытия микротрещин или давление rидроразрыва
монолитных пород.
для проrнозирования ориентировочных значений k поrл можно BOC

пользоваться формулой


k поrn
 (1

)ka +
 (1,8 + 2,5).


(1.36)


Величину 1,8 принимают близ дневной поверхности; 2.3
2.5
 на
большой rлубине. Значения ,; желательно определять по данным о давле

ниях разрыва rорной породы (раскрытия микротрещин), полученных в
ранее пробуренных скважинах на данной или дрyrих площадях со cxoд

ными rорно-rеолоrическими условиями.


25




Пример 1.9 Определить давление, оказываемое буровым раствором
плотностью Рб_р==1260 кr/м З на стенки скважины на rлубине 2000 м.
Решение По уравнению (1.29) на rлубине 2000 м.


Рб_р==9,81'1260'2000==24,72 МПа.


1.5 Температура ropHbIx пород и циркулирующеrо буровоrо
раствора. Мерзлые породы


Поведение rорных пород на стенках скважины зависит от температу

ры пород и буровоrо раствора. Поэтому для решения различных технико

технолоrических задач бурения rлубоких скважин необходимо знать TeM

пературу rорных пород данноrо района и температуру циркулирующеrо
буровоrо раствора на различных участках ствола скважины. Это объясня

ется тем, что высокая температура в процессе бурения может оказьmать
существенное влияние: на свойства буровоrо раствора и химических pea

rентов; на условия разрушения rорных пород; на работу забойных двиrа

телей, долот, буровых насосов и друrиx элементов циркуляционной сис

темы буровой установки.


rеостатическая температура пород Tr(OC)
 это температура в eCTecт

венных условиях залеrания пород в земной коре, Т.е. до начала бурения
или после весьма длительноrо простоя скважины без промывки.
С увеличением rлубины залеrания пород ниже нейтральноrо слоя
(ближайший к дневной поверхности слой породы, температура Koтoporo
не изменяется при суточных и сезонных колебаниях температуры aTMO

сферноrо воздуха) она возрастает, причем интенсивность роста, как пра

вило, изменяется чаще в сторону уменьшения.
В районах, rде rеотермический rpадиент с rлубиной изменяется
весьма незначительно, распределение reостатических температур при

ближенно можно рассчитать по формуле


Tr r:::J Т rш
 r(н rш
 н),


(1.3 7)


rдe т пл
 известная температура на rлубине н пл , ос; r
 rеотермический
rpадиент
 прирост Tr на каждый метр rлубины залеrания породы, ОС/м ( С
rлубиной несколько изменяется).
Поток буровоrо раствора (в бурильной колонне) на протяжении сво-
ero движения получает тепло от восходящеrо потока буровоrо раствора
26




(через стенки бурильной колонны) и поэтому постепенно наrpевается: на
устье скважины он имеет минимальную температуру, а на выходе из дo

лота максимальную; при прочих равных условиях эта температура повы

шается по мере увеличения rлубины скважины.
На ПРО1Яжении cBoero движения восходящий поток раствора (в
кольцевом прocrpанстве) отдает тепло нисходящему потоку, а начиная с
некоторой rлубины
 и стенкам скважины; до этой rлубины (на которой
температура буровоrо раствора равна температуре стенок скважины) BOC

ходящий поток получает тепло от стенок скважины. Таким образом, цир

кулирующий раствор при движении от забоя до указанной rлубины Ha

rpевается, а при движении от указанной rлубины до устья скважины ox

лаждается. Таким образом, температуру буровоrо раствора следует pac

сматривать как важнейший параметр, определяющий режим бурения и
который частично можно реryлировать.
Расчет распределения температур буровоro раствора и стенок cквa

жины во время бурения достаточно сложен. Этот вопрос послужил пред

метом мноrочисленных работ с использованием числовых расчетов[7].
Однако их практ:ическое применение чаще проблематично.
для ориентировочной оценки распределения температур в скважине
при промывке можно воспользоваться экспресс
методикой ВIШИКРнеф

ти (1976).
Температура на забое скважины после нескольких циклов циркуля



ции


Тз
 0,33Т о + 0,67Т nл
(ТО
 температура нейтральноrо слоя Земли, ос);
температура выходящеrо из скважины потока


(1.38)


Т ВЫХ
 0,67Т о + О,ЗЗТ nл; (1.39)
температура буровоrо раствора, закачиваемоrо в бурильную колонну
(температура нисходящеro потока на входе в бурильную колонну)


Т ВХ = Т ВЫХ
 ДТ ВЫХ (1.40)
(1:1 Т вых
уменьшение температуры раствора в наземной циркуляцион

ной системе, зависящее от температуры атмосферы и конструкции этой
системы и равное 7 0 С);
средняя температура восходящеrо и нисходящеrо потоков при про

мывке соответственно


27




4 5
Т еР . В
gTo +gТ nл ,


(1.41)


Т ер . н
 0,5(Т nл
 То + IJ.Т ВЫХ );
средняя температура в скважине


(1.42)


Т ер . е
 0,53Т nл + 0,45Т о .


(1.43)


Темперюуру циркулирующеrо буровоrо раствора на любой rлубине
h в скважине можно вычислить и по формуле


Th = т'о + 0,14Ih+ О,4зrн .


(1.44)


По данным выполненных расчетов строятся кривые распределения
температур в нисходящем и восходящих потоках буровоrо раствора.


Мерзлые rОРные породы в зависимости от Toro, как долrо они Haxo

дятся в мерзлом состоянии, делятся на сезонно
мерзлые (месяцы) и MHO

rолетнемерзлые породы (rоды, сотни и тысячи лет). Мощность последних
в северных и северо
восточных районах России измеряется сотнями Meт

ров, а температура достиrает
 7+
 12 0 с.
Обломочные водонасыщенные рыхлые и слабосцементированные
rорные породы при замерзании и отrаивании резко изменяют свои свой

ства: при замерзании цементируются льдом и отличаются высокой проч

ностъю (асж
,5 МПа) и непроницаемостью; при oтrаивании они перехо

дят в переувлажненное состояние. Прочность мерзлых песчаных пород
значительно выше, чем прочность мерзлых rлинистых пород.


Пример 1.11 Оценить значение rеостатической температуры, изме

ренной на rлубине Н==1800 м, если величина Tr, измеренная на rлубине
1500 м, составляет 64 0 С, а средний rеотермический rpадиент равен
0,037 0 С/м.
Решение . По формуле (1.37)


Tr==64
0,037(1500
1800)==75, 1 0 с.


Пример 1.12 Построить rpафик распределения температур в потоке
буровоrо раствора при окончании бурения скважины для следующих yc

ловий: rлубина скважины Н==3200 м; reостатическая температура
28




Tr== 1 02°С; температура нейтральноrо слоя Земли Т о ==8 0 С; уменьшение
температуры буровоro раствора в наземной циркуляционной системе
/:1т вых ;:,по с .
Решение. Температура на забое скважины по формуле (1.38)


Тз
0,33.8+0,67.102==71 ос.


Температура выходящеrо из скважины потока по формуле (1.39)


TBЫX
0,67.8+0,33.102==39°C.


Температура буровоro раствора, закачиваемоrо в бурильную колон

ну, по формуле (1.40)


TBx
39
 7==32 0 с.


Средняя температура восходящеrо и нисходящеrо потоков из Bыpa

жений (1.41) и (1.42) соответственно


450
Т

.8+
.102=60 с;
ер.В 9 9


Т ер . н
0,5(102
8+7)=50,50C.


Средняя температура в скважине по формуле (1.43)


Т ер . е
0,53.102+0,45.8=580c.


Пример 1.13. Вычислить температуру на забое скважины для усло

вий предыдущеrо примера, если rеотермический rpадиент Т==О,37 0 С.
Решение. По формуле (1.44)
Th = 8 + 0,14.0,037.3200 + 0,43.0,037.3200 = 75,5 Ос.


Кривые распределения температур в нисходящем и восходящем по-
токах приводятся на рис. 1.2


29




500


1000



1500



2000
2134


2500


3000


3200


П,М


о


Т, ОС


40


60


20


71


Рис. 1.2.
Кривые распределения темпера1)'р в нисходящем (1) и восходящем (2) потоках при
промывке скважины для условий примера 1.12.


30




1.6 Оценка напряженноrо состояния пород в приствольной
зоне и устойчивости стенок скважины


НапРяженное состояние пород в приствольной зоне . В скважине,
пробуренной через толщу пород буровым раствором с плотностью Р6.р <Рп,
напряженные состояния в окрестности и вдали от нее отличаются дpyr от
дpyra.
Распределение напряжений в упруrиx изотропных беспористых по--
родах (без учета температуры), по c.r. Лехницкому, описывается систе

мой следующих уравнений (в МПа):


а н =
qpnH;
( r2 ) r2
а е =

 1 + ;2 Qpn H +QРб.рН r C2 ;
и,


(!
 ; }Р.Н +qРб,Н ;: .


(1.45)


rде ан
 вертикальное нормальное напряжение, вызванное действием сил
веса (ropHoro давления); ае
 танrенциальное (кольцевое) нормальное Ha

пряжение, направленное перпендикулярно к радиусу вертикальной cквa

жины rc; r
 радиус рассматриваемой точки породы в окрестностях cквa

жины.
Деформации и разрушение стенок скважины обусловлены rлавным
образом касательными напряжениями:


т
 ae
ar .T
aH
ar .T
ae
aH
1
 2 '2 2' 3 2


(1.46)


Радиус несущей зоны, подверженной пластическим деформациям,
вычисляется по формуле


r:= rc
 .J3(Pn
 РБJн / а т .


(1.4 7)


Значения а т приведены в табл. 1.3.
Приведенные зависимости позволяют с достаточной для практики
бурения точностью проrнозироватъ устойчивость стенок скважины.


31




Классификации пород по степени устойчивости приведены в табли

цах: IV стр. 220 [3]; 2.3 стр.44 [4];1.32 стр.47 [11] итабл.3.16 стр 53 [13].
В rлубоких скважинах, разрезы которых представлены мощными
толщами rлинистых формаций (rлины, арrиллиты, алевролиты, мерrели и
rлинистые сланцы), проблема устойчивости ствола имеет очень большое
значение. Бурение таких пород сопровождается образованием каверн, cy

жением ствола скважины, прихватами и сложностью сохранения керна.
При вскрытии отложений каменной соли, сужение ствола и пласти

ческая деформация Moryr произойти при т>ат-
Термические напРяжения в rорных породах . Выше отмечалось, что
температура циркулируюшеrо раствора не равна температуре rорных по

род. Охлаждение или наrpевание стенок при промывке скважины приво

дит к возникновению термических напряжений в rорных породах. При
перепаде температур более 10 ос термические напряжения имеют [10] тот
же порядок, что и напряжения, обусловленные разностью между боковым
давлением породы и давлением в скважине.


Пример 1.13. Оценить rлавные касательные напряжения, действую

щие в приствольной зоне скважины (на ее внyrpенней стенке) в соленос

HbIX отложениях для следующих условий: rлубина залеrания данной точ

ки соленосных отложений Н== 1600м, средняя плотность вышележащих
ropHbIX пород Рп==2500 кr/M 3 , плотность буровоrо раствора в скважине
А.р==1300 кr/M 3 .
Решение. Нормальное, танrенциальное и радиальное напряжения
(при q=1) будyr соответственно вычислены по формулам:


ан =
9,81.2500.1600=
39,2МПа;
а е =
2 .9,81.2500.1600+9,8] -1500.1600 =
58МПа;
a r =
9,81.1300.1600 =
20,4МПа.


(1.48)


rлавные касательные напряжения определяются по формулам:


т

58
(
20,4)

188МПа.
1 2 "
т =
39,2
(
20,4) =
94МПа.
2 2 "


 58
(
зо,2)

 94МП
т 3

,a.
2


(1.49)


32




Таким образом, максимальные касательные напряжения на стенке
скважинЫ достиraют т ==
 18,8 МПа.
Вывод. ПОСКОЛЬКУЙ- т даже наиболее прочноrо из raлоrенных минера

лов raлита составляет 20 МПа, можно считать, что на стенках данной
скважинЫ соленосные породы находятся в упруr
пластическом состоя

нии.


Пример. l.14. Определить радиус несущей зоны, в rpаницах которой
высокопластичные rлинистые породы с й- т ==60 МПа подвержены пласти

ческим деформациям, если известно, что Рп==2300кr/м 3 ; A.p==1250кr/M 3 ;
rc==6'10
2M; Н==1200м.
Решение. Подставляя данные в выражение (1.47) получаем


r = 6 .1 0
2


200
 36 .10
3M .


1.7 Анизотропность свойств rорных пород


Анизотропностъ свойств пород зависит от упрyrих свойств, плотн

сти, структурных И ее текстурных особенностей. Этот показатель, как и
степень наклона чередующихея по твердости и мощности пластов, оказы

вает наибольшее влияние (из rеолоrических причин) на искривление
скважин. Поэтому при изучении закономерностей естественноrо искрив

ления скважин очень важно располаrать данными об этом показателе.
Анизотропностью называется способность твердых тел в разной CTe

пени проявлять одни и те же свойства в зависимости от направления, в
котором они определяются. Анизотропность свойств пород может прояв

лятъся не только у явно слоистых пород, но и у пород, разбитых cтporo
ориентированной системой трещин или имеющих рассланцовку тектони

ческоrо происхождения. В таких случаях сопротивление пород разруше-
нию вдоль плоскости трещиноватости выше, чем в перпендикулярном
направлении.
Существуют различные методы оценки анизотропности механиче

ских свойств пород.
А.Лубинским введен буровой индекс анизотропии, определяемый


как


1
 А = v n / V
 ,


(1.50)
33




rде А
 показатель анизотропии (А==О соответствует изотропной породе);
vп и v

 буримость rорных пород соответственно параллельно напласто

ванию и перпендикулярно к нему.
Поскольку v
 имеет максимальное значение, то индекс анизотропии
всеrда меньше едИНИЦЫ и для осадочных пород оценивается значением от
близкоrо к нулю до 0,75.
Анизотропию пород можно оценить и по акустическим данным пу

тем сравнения скорости распространения ультразвуковых волн в двух
Диаметрально противоположных направлениях

l по высоте (вдоль) об

разца породы (керна) и
 по диаметру


КА =
l /
2 .


(1.51)


Анизотропия механических свойств некоторых пород показана в
табл. 1.3


Таблица!.3


rорная порода E.I0----4,МПа v Gсж,МПа
II 1. 11 1. 11 1.
Сланцы песчанистые 3,03 2,42 0,25 0,16 52 70
Известняки 6,36 7,25 0,28 0,30 151 152
Песчаники крупнозернистые 1,93 1,73 0,45 0,36 118 142
Песчаники мелкозернистые 3,83 2,64 0,20 0,19 160 157
Алевролиты 2,67 1,72 0,25 0,29 51 68
Примечание. Условные обозначения: II
 параллельно слоистости; 1.
 перпенди

кулярно слоистости.


Коэффициент анизотропии теплопроводности слоистых пород в
среднем составляет 1,10
1,50. В слоистых средах наблюдается большая
теплопроводность вдоль слоистости ( Л-П), чем перпендикулярно слоисто

сти (л.
).
для практических расчетов принимается среднее значение:


л. =!(Л-П +л.
).
2


(1.52)


34




Список литературы


1. Булатов л-и, Аветисов A.r. Справочник инженера по буренmo:
В 4кн.l М.: Недра, 1993
 1996.
 Кн.l
4.
2. Воздвиженский Б.И., Мелъничук И.П., Пешалов Ю.Л- Физико

механические свойства rорных пород и влияние их на эффективность бу

рения. М., Недра, 1973.
3. rаlЩЖУМЯН Р.Л- Практические расчеты в разведочном бурении. 2

е изд. перераб. и доп. М., Недра, 1986.
4. rаlЩЖУМЯН Р.А., Калинин л-r., Никитин Б.Л- Инженерные расче

ты при бурении rлубоких скважин.
 М., Недра, 2000.
5. Калинин Л-К, Ошкордин О.В. Питерский В.М., Соловьев НВ.
Разведочное бурение. Учебник для вузов. М., 000 "Недра.Бизнес.", 2000.
6. Комплексная методика классификации ropHbIx пород rеолоrиче

CKOro разреза, разделения ero на пачки пород и выбора рациональных ти

пов и конструкций шарошечных долот для эффективнorо разбуривания
нефтяных и raзовыхместорождений. РД 39
2
772
82. М., Недра, 1982.
7. Кудряшов Б.Б., Яковлев Л-М. Бурение скважин в осложненных
условиях. Учебное пособие для вузов. М., Недра, 1987.
8. Любимов Н.И. Классификация rорных пород и рациональное
применение буровой техники. М., Недра, 1977.
9. Любимов Н.И., Носенко Л.И Справочник по физико

механическим параметрам rорных пород рудных районов. М., Недра,
1978.
10. Механические и абразивные свойства rорных пород. М., rостоп

техиздат, 1958. Авт.: Л.Л-Шрейнер, О.П.Петрова, В.П.Якушова и др.
11. Ребрик Б.М. Бурение инженерно
rеолоrических скважин. Спра

вочник. М., Недра, 1990.
12. Середа H.r., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и raзовых cквa

жин. М., Недра, 1988.
13. Сердюк Н.И, Куликов В.В., TyнryCOB А.Л-, Минаков с.и, KpaB

ченко Л-Е., Шибанов Б.В. и др. Бурение скважин различноrо назначения.
Учебное пособие. М., РаРУ.2006.
14. Спивак Л-И, Попов Л-Н Разрушение rорных пород при бурении
скважин. М., Недра, 1994.
15. Справочник по бурению rеолоrоразведочных скважин. Афанась

ев и.с., Блинов r.Л-, Пономарев п.п. и др.
Пб.: 000 "Недра", 2000.
16. Справочник по механическим и абразивным свойствам ropHbIx
пород нефтяных и raзовых месторождений /M.r. Абрамеон, В.В. Байдюк,
В.с. Зарецкий и др.
 М: Недра, 1984.


35




2. Выбор породоразрушающих инструментов


Разнообразие rеолоrо
технических условий бурения требует при

менения различных породоразрушающих инструментов, разработанных
с учетом особенностей процесса разрушения тех или иных rорных по

род. Поэтому тип породоразрушающеrо инструмента выбирается в за

висимости от литолоrической характеристики пород их твердости, пла

стичности, абразивности, а также трещиноватости, устойчивости и Kep

нообразующей способности, способа бурения и поставленных задач.
Поскольку выбор породоразрушающеrо инструмента, наиболее
полно отвечающеrо rеолоrо
техническим условиям,
 сложная задача, в
каждом конкретном случае Moryт понадобиться уточнения. С этой цe

лью на основе приводимых ниже рекомендаций для различных спосо

бов бурения следует выбирать несколько типов коронок или долот,
провести их сравнительные испытания, а затем выбрать наиболее эф

фективный из них.


2.1. Бурение пеrлубоких скважин без очистноrо areHTa.[2,6,II]


При ручном медленновращательном бурении скважин rлубиной до
50м в качестве породоразрушающих инструментов используют спи

ральные и ложковые бvvы.
Спиральный бур (змеевик диаметром 47,74,108,147 и 190 мм) при

меняется для бурения мяrких пластичных пород (rлины, сyrлинки, мел
и т.п.). Ложковый бур диаметром 47,79,108,145,190 и 250 мм выбирает

ся для бурения мяrкиx сыпучих пород (пески, супеси и т.п).
При ударном бурении неrлубоких скважин кольцевым забоем BЫ

бирают «клюющий способ» с отрывом и без отрыва (забивной способ).
В качестве породоразрушающих инструментов для бурения мяrких
пластичных пород выбирают бvvовые стаканы. Стаканы диаметром
73,89,108,127,146,168 и 219 мм отличаются от желонки отсутствием
клапана и наличием в корпусе продольных окон.
Наибольшее распространение при вращательном шнековом буре

нии, получили

и трехлопастные долота Двухлопастное долото ти

па дрш служит для бурения мяrких пород (пески, супеси, rлины, cyr

линки) с прослоями пород средней твердости. Режущие части долота
армируются резцами сплава ВК6, ВК8В и выпускаются диаметром
90,11 О и 215 мм. Долото трехлопастное типа ДБШ диаметром
151,165,198,215и 320 мм с зубчатыми лопастями. Боковая поверхность


36




их армируется восьмиrpанниками, а зубья
 пластинами сплава BK
8.
Эти долота целесообразно использовать для бурения пород средней
твердости с прослоями твердых пород. для отбора в супесЯХ: и суrлин

ках ненарушенных образцов пород (керна) применяют колонковый
шнек.

 В качестве породоразрушающих инструментов при вибрационном
бурении приментот:
зонды диаметром 89,108,127,146 и 168 мм (при этом приментот
зонды всех указанных размеров в крупнообломочных породах);

 в очень плотных rлинистых породах зонды с двумя или тремя
ррорезями


 при бурении в несвязных породах с повышенной влажностью
зонды с клапаном


 для бурения сухих песков и связных rлинистых пород

uельнотянvтОЙ трvбой с продольным вырезом на боковой поверхности
для осмотра поднятой из скважины породы и очистки от нее диаметром
89,108,127,146,168 и219 мм;
для отбора проб с не нарушенной структурой в рыхлых породах

забивные rovнтоносы

для бурения в сыпучих и плывучих породах
 виброжелонки.


2.2. У дapHO
KaHaTHoe бурение


При yдapHO
KaHaTHOM бурении используются плоские, двyтaBpO

вые, крестовые и окрyrляющие долота (см.табл.7.54 [13]). Области их
применения самые разнообразные. Так, например:
плоские долота предназначены для бурения нетрещиноватых по

род;
двyrаВРовые долота
 в вязких породах средней твердости;
крестовые долота , в твердых, трещиноватых и неоднородных по
твердости (при наличии твердых включений), а также валунно

raлечниковых отложений;
окрyrляющие долота используют для бурения твердых, трещино

ватых пород и валунно
rалечниковых отложений.
для бурения мяrких, рыхлых, сыпучих и плывучих пород (BOДO

носные пески, плывуны, rалечники) приментот желонки. для бурения в
песках и для удаления с забоя песка приментот желонки с плоским
клапаном. а в сильно обводненных песках и ШIывунах
 поршневые
желонки.


37




ДЛЯ подработки стенок скважины и посадки обсадных труб на
большую rлубину выбирают эксцеНтРичные долота. а для дробления
валунов
 пирамидальные долота.


2.3. Колонковое бурение [4,7,13]


При бурении колонковых разведочных скважин породоразрушаю

щий инструмент подразделяется по назначению, конструкции и разме

рам.
По назначению различают следующие виды породоразрушающеrо
инструмента:

 для бурения с отбором керна (буровые коронки);

 для бескерновоrо бурения;

 специальноrо назначения (расширители, долота, предназначен

ные для разбуривания цементноrо стакана в обсадных трубах).
По конструкции различают:

 буровые коронки твердосплавные, алмазные;

 шарошечные долота: (трехшарошечные, имеющие наибольшее
распространение), штыревые и двухшарошечные;

 алмазные долота;

 лопастные долота режущеrо и истирающе
режущеro типа (ДИР);

 пикобуры и пикообразные долота.
Твердосплавные коронки. армированные твердыми сплавами Map

ки ВК, используются при вращательном бурении в породах I
 VIII час

тично IX катеrории по бурим ости и при ударно
вращательном бурении
(rидро-- и пневмоударном) Y
XII катеrорий по буримости.
Твердосплавные коронки для вращательноrо бурения объединены
в три rpуппы: коронки для бурения мяrких пород (ребристые); коронки
для бурения малоабразивных пород средней твердости (rладкостенные,
резцовые); коронки для бурения абразивных пород средней твердости
(rладкостенные, микрорезцовые или самозатачивающиеся).
Выбор типа твердосплавный коронки для вращательноrо бурения в
конкретных условиях можно произвести, руководствуясь табл. 2.1.
Учитывая мноrообразие rеолоrо
технических условий в которых
возможно применение твердосплавных коронок в СКБ «rеотехника»
разработаны коронки CM
8 и СТ 3 специальноrо назначения и Moдep

низированные коронки СМ 9 (для замены коронок СМ4, СМ5 и СМ6).
Конструктивные особенности коронок позволяют вести бурение с ис

пользованием промывочных растворов, с продувкой воздухом или при



38




забойной циркуляцией, а также с применением rидроударных машин
(табл.2.38 [13]).
Базовая модель этих коронок предназначена для бурения преиму

щественно однородных монолитных пород V
 УН катеrорий, а усилен

ная (с большим числом резцов) для более твердых перемежающихся
пород. Коронки MOryт поставляться с расположением резцов под отри

цательным yrлом к забою
 для бурения трещиноватых разновидностей
указаннЫХ rpупп roрных пород.


Таблица2.1


ласть применения твердосплавных коронок

 Размер, мм :s: Число резцов
:о:
А :s: :Ж:
$' :о: о
:Ж: А
О О О :о:
t:: А :о: о


 о
 са O

:о:
А >:s: 1:1 fS
А и с!) >:s: :s: '--"' и
 5..а
о о ::ii Аса



 '" '" :Ж: .о
м :Ж: :Ж:

 :Ж: ..а t:::
«1 !Е с!) с:а


:s: А >.
 g,::E о
А О А :Ж: с!) :s:
о с «1
 О и А:Ж:
(.., :s: :Ж: t::: О 1:1 t:::

 Е--< са и о о
:s: t:: с
:::.:: ::r
II
IV M5
93 93 54 4 16 4
M5
112 112 73 4 16 4
М5
132 132 91 6 24 6
V CM4
76 76 58
 9 3
VI CM4
93 93 74
 9 3
VI] CM4
112 112 93
 9 3
CM4
132 132 113
 12 4
CM4
151 15] 132
 12 4
V CM5
36 36 21
 9 3
VI СМ546 46 31
 12 2
CM5
59 59 44
 12 4
CM5
76 76 59
 12 4
CM5
93 93 75
 18 3
CM5
 112 112 94
 18 3
CM5
132 132 114
 24 4
VI CM6
76 76 59
 12 4
VII CM6
93 93 75
 18 6
CM6
112 112 94
 18 6
IV CТ2
76 76 59
 6 3
V CТ2
93 93 75
 8 4
VI CT2
112 112 94
 10 5
VI СА446 46 31
 12 3
VII CA4
59 59 44
 12 3
VIII CA4
76 76 59
 16 4
IX CA4
93 93 75
 20 5
CA4
112 112 94
 20 5
CA4
132 132 114
 24 6


об


39




:s: Размер, мм Число резцов
,.......

 v)
u :::Е
о

 :s: :s:
:s:

 I
р.. ::с ::с .,Q
;;... о о r:::
10 р.. р..

о
 о
 :s:
с:
 о ::с
1::[ р.. ':s: ':s:

 ><: r:::
8- u ::s :s: ::s о

 ::с с:,.......
о м ::с ::с "--" u ::с 5

с: '" iE u p..r:Q r:Q
р.. ;;... f=: u о
:s: о
 10 ::с ><: ::с
:s: с:
 u u ::s
р.. :s: ::с р.. о
о 1--< r:Q О ::с
'"' м

 r::: u
u р..
:s: 1::[
::::о:: :::r о
t::
VI СА246 46 3] 4 ]0 6
VII CA5
59 59 42 6 15 9
VIII
 CA5
76 76 58 8 20 ]2
]Х CA6
93 93 73 ]0 28 20
CA6
112 112 92 ]0 28 20
CA6
132 132 112 ]2 32 20


продоткение таблицы 2.1.


для бурения низкочастотными rидроударниками с высокой энер

rией удара можно выбрать специальные конструкции коронок (см.
табл. 2.2), которые характеризуются наличием крупных более прочных
резцов. для бурения высокочастотными rидроударниками с небольшой
энерrией удара выбираются серийные твердосплавные коронки.


для rидроударноrо )урения.
Характеристика rорных поро,а Тип KOpoH
 Диаметр, мм r:1J
ки О
):S: ::r
):S: :s: м

 :з:: 8-
:з::
:Е
 о
;>. t:::

 ()

 :s:
:z: се о'"
УII
Х катеrорий по бурим ости кr3 93 65 4
76 52 4
ПЛастичные и вязкие, V
 VI кaTero
 кr4 93 59 5
рий. 76 42 6
Монолитные, УII
Х катеrорий кr5 59 39 4
Трещиноватые и абразивные поро- rпи-121М 59 39 6
дЫ, УIII
Х катеrорий.


т а б л и ц а 2.2.
Область применения и техническая характеристика коронок
б


40




Для ударно
вращательноrо бурения с применением пневмоударни

ков разработаны две rpуппы коронок (табл.2.з): для бурения скважин
при разведке кореЮIЫХ месторождений полезных ископаемых в поро

дах средней и выше средней катеrории по бурим ости (от УН дО Х) MO

нолитных И трещиноватых с различнрй степенью абразивности (KopOH

ки типа КП диаметром до 151 мм) и для бурения скважин при разведке
россыпей в условиях мноrолетней мерзлоты (коронки типа КПР диа

метром 161, 184 и 216 мм).


Таблица2.з.


Число резцов


6
8
12
12
12
12
12


Твердосплавные коронки типа кr
 84МС, кr
 93МС и rк
 2 (с
внyrpенним диаметром 38 мм) для бурения с rидротранспортом керна
предназначены для бурения скважин в породах H
IV с включениями и
пропластиками пород дО УН катеrории по буримости. Наиболее уни

версальны коронки кr
 84Мс. Коронки кr
 93МС рекомендуется
применять в разрезах особой сложности, представленных мощными
отложениями сыпучих пород и плывунов.


Алмазные коронки применяются при вращательном бурении в по

родах Y
XH катеrорий по буримости.
В соответствии с механическими и абразивными свойствами пород
и условиями бурения разработано большое количество типов алмазных
коронок. для правилъноrо выбора типа алмазной коронки можно BOC

пользоваться рекомендациями, приведенными в табл. 2.12 справочника
[13].


Шарошечные долота наиболее широко применяются для враща

телъноrо бурения rеолоrоразведочных скважин без orбора керна в по

родах с различными физико
механическими свойствами.
Параметры шарошечных долот rеолоrоразведочноrо стандарта
приводятся в таБЛ.2.4.


41




Т а б л и ц а 2.4


Па ам ы ДОЛОТ rеолоrо азведочноrо станда
Диаметр долот, мм Сечение промывочных Допустимая нarpузка
каналов, см 2 на ДОЛОТО, кн
36 1,4 10
46 1,4 15

 1
 W
76 1,7 35
93 2,5 40
112 2,5 60
132 4,0 70
151 6,0 120


По характеру воздействия на породу шарошечные долота относят

ся к долотам yдapHO
 дробящеrо и дробяще
скалывающеrо действия.
Шарошки долот в зависимости от назначения армируют различными
видами фрезерованных зубьев клиновидной формы или вставными
твердосплавными зубьями (штырями) с различной формой рабочей по

верхности.
Область применения шарошечных долот rеолоrоразведочноrо бу

рения различных типов приводится в табл. 2.5.


Т а б л и ц а 2.5


ласть применения ша рошечных ДОЛОТ
ТИП Катеrория Характери
 Тип Катеrория Характеристика
доло
 по стика roрных долота по rорных пород
та бурим ости пород буримос1И
М I
III Мяrкие тз VI
 VH Твердые
абразивные
С IV
V Средней ТК vп
 VIII Твердые с пропла

твердости стками крепких
СТ V
VI Средней ТЮ VII
 VIII Твердые
твердости с абразивные породы
пропластка
 с пропластками
ми твердых крепких
Т VI
VII Твердые К VIIиа Крепкие


об


Лопастные долота для бескерновоrо бурения rеолоrоразведочных
скважин в мяrкиx породах и породах мноrолетней мерзлоты с содержа

нием твердых включений разрушают породу в режиме резания с про

мывкой или шнековым способом. Они применяются при бурении reo

лоrоразведочных, rидроrеолоrических, инженерно
rеолоrических,
сейсморазведочных и технических скважин. Область применения лопа



42




стных долот типа М и МС для бурения с промывкой приводится В
табл.2.6


т аблица2.6


Характеристика ropHblx Катеrория по Тип лопастиых
пород буримости ДОЛОТ
Мяrкие, в т.ч. мерзлые и вязкие I
IV М
Мяrкие с содержанием твердых I
IV МС
вКJПOчений


ОблаСTh применения лопасmых долот.


Номенклатура лопастных долот для шнековоrо бурения приводит

ся в табл. 2.7


Таблица2.7


оменкла1Ура вьшускаемых ДОЛОТ для nшековоrо >урения
Наружный диаметр, мм Типоразмер ДОЛО'I1i
ЗДРШ
151 М 2ДРШ
165 М ЗДРШ
 165 М
151 +
165 + +
198


н


б


Наружный диаметр, мм Типоразмер ДОЛО'I1i
lДРШ
198 М 2ДРШ
151 МС IДРШ
 198 МС
151 +
165
198 + +


продолжение 'I1iблицы 2.7


Алмазные долота применяют для бескерновоrо бурения, а так же
как вспомоraтельный инструмент при направленном и мноrозабойном
бурении.
Однослойные долота 08А3 и 09А3, AДН
08 и AДН
22 предназна

чены для бурения плотных монолитных и слабmpещиноватых пород
малой и средней абразивности VII
IX катеrорий по буримости. Импреr

нированные долота 08И3 диаметром 46 мм целесообразно применять
для бурения трещиноватых средней абразивности пород IX
 ХI кaTe

рий по буримости.


2.4 Бурение нефтяных, rазовых и водозаборных скважин


По характеру разрушения rорной породы породоразрушающий ин

струмент подразделен на следующие классы: режущеrо и режуще

скалывающеrо, скалывающеrо и дробяще
скалывающеrо, а также исти

рающеro действий.


43




Типы и области применения долот с фрезерованными зубьями и
вставными твердосплавными зубками, приведены в табл.1.13 справоч

Horo пособия [7].
Конкретные рекомендации по выбору каждоrо из указанных в
табл. 2.9 типов шарошечных долот для бурения скважин на жидкие и
rазообразные полезные ископаемые широко освещены в справочной
литературе (табл.1.2 [6], а также в [1,3,8,9 и др.].
Области рациональноrо применения долот с фрезерованным B

ружением для бурения с промывкой ОАО «Волrабурмаш» приведены в
табл. 2.8 [1].


Т а б л и ц а 2.8
Области рациональноrо применения долот с фрезерованным вооружением
О О б


А< «Волrа )урмаш»
Тип долота Разбуриваемые Тип долота Разбуриваемые
породы породы
1139,7 C
rAY
R223 Средние 250,8 M
rnY
R135 Мяrкие
158,7 M
rAY
Rl86 Мяrкие 250,8 M
rAY
R137 Мяrкие
161,0 M
rAY
R98 Мяrкие 250,8 M
r AY
Rl43 Мяrкие
190,5 M
rn
R22M Мяrкие 250,8 MC
rНY
RI42 Мяrкие средние
190,5 M
rAY
R65 Мяrкие 269,9 M
r АУ
R63 Мяrкие
190,5 MC
rH
R205 Мяrкие средние 269,9 M
rH
R03 Мяrкие
190,5 MC
rAY
R92 Мяrкие средние 269,9 C
rn
Rl03 Средние
190,5 MC
rH
R64 Мяrкие средние 269,9 CT
rn
R07 Средние rnердые
190,5 C
rHY
R55 Средние 295,3 M
rH
Rl05 Мяrкие
190,5 CT
rH
R21M Средние rnердые 295,3 M
rB
Rl87 Мяrкие
190,5 T
rНY
R25 Твердые 295,3 M
rnY
Rl88 Мяrкие
200,0 M
rAY
R133 Мяrкие 295,3 M
rHY
R85 Мяrкие
215,9 M
rH
Rl65 Мяrкие 295,3 MC
rAY
R116 Мяrкие средние
215,9 M
rHY
Rl99 Мяrкие 295,3 C
rB
Rl66 Средние
215,9 M
rAY
RI76 Мяrкие 295,3 C
rnY
R58 Средние
215,9 M
rAY
R54M Мяrкие 311,1 M
rAY
R136 Мяrкие
215,9 MC
rn
R44 Мяrкие средние 311,1 M
rHY
Rl25 Мяrкие
215,9 MC
rnY
Rl84 Мяrкие средние 311,1 M
rвY
RI93 Мяrкие
215,9 МС
ПIY
R45 Мяrкие средние 311,1 MC
rAY
R117 Мяrкие средние
215,9 MC
rAY
R56 Мяrкие средние 311,1 T
rnY
Rl26 ТвеРдые
215,9 C
rn
Rl63 Средние 349,2 M
rвY
RI81 Мяrкие
215,9 C
rB
Rl92 Средние 393,7 M
rBY
R227 Мяrкие
215,9 C
rHY
Rl06 Средние 393,7 C
rвY
Rl67 Средние
215,9 C
rBY
Rl90A Средние 393,7 T
rвY
R279 Твердые
215,9 CT
rH
R13 Средние rnердые 444,5 M
rBY
RI46 Мяrкие
215,9 CT
rв
Rl4 Средние твердые 444,5 C
rвY
R252 Средние
222,3 M
rAY
R219 Мяrкие 444,5 T
rвY
R284 Твердые


44




ОАО «Волrабурмаш» выпускает типоразмеры также долот:
с твердосплавным вооружением для бурения с промывкой:
120,6 СЗ
ЦАУ; 120,6 мз
rАУ;120,6 сз
rАУ; 124,0 сз
rАУ; 124,0
СЗ
ЦАУ; 139,7 сз...rАУ; 142,9 сз
rАУ; 144,0 сз
rАУ; 155,6 сз
rАУ;
158,7 мз
rАУ; 158,7 мсз
rАУ; 165,1 мз
rАУ; 165,1 сз
rАУ; 165,1
OK
rAY; 171,4 мз
rАУ; ]71,4 мсз
rАУ; 190,5 мз
rв; 190,5 мз
rАУ;
190,5 сз
rНУ; 190,5 сз
rНУ; 190,5 ТЗ
ПIY; 190,5 K
rНY; 190,5 тз

rAY; 190,5 ОК
ПIY; 200,0 мз
rАУ; 200,0 мз
rАУ; 200,0 мз
rАУ;
200,0 мсз
rАУ; 200,0 OK
rAY; 215,9 мз
rАУ; 215,9 мз
rАУ; 215,9
мз
rвУ; 215,9 мз
rАУ; 215,9 мз
rАУ; 215,9 мз
rв; 215,9 мз
цrв;
215,9 МЗ
ПIY; 215,9 мз
rАУ; 215,9 мсз
rн; 215,9 МСЗ
ПIY; 215,9
сз
rв; 215,9 СЗ
ПIY; 215,9 сз
rАУ; 215,9 ТЗ
ПIY; 215,9 тз
rн; 215,9
тз
rАУ; 215,9 тз
rАУ; 215,9 тз
rАУ; 215,9 ТКЗ
ПIY; 215,9 ткз
rв;
215,9 K
rНY; 215,9 ОК
ПIY; 215,9 OK
rAY; 222,3 мз
rАУ; 244,5
МСЗ
ПIY; 250,8 мз
rАУ; 250,8 мсз
rАУ; 250,8 ткз
rАУ; 250,8 K

rAY; 269,9 мз
rАУ; 269,9 МСЗ
ПIY; 269,9 мсз
rАУ; 269,9 СЗ
ПIY;
269,9 сз
rАУ; 269,9 тз
rн; 269,9 тз
rАУ; 269,9 К
ПIY; 279,4 тз
rАУ;
295,3 мсз
rн; 295,3 МСЗ
ПIY; 295,3 мсз
rвУ; 295,3 сз
rн; 295,3
сз
rв; 295,3 сз...ПIY; 295,3 тз
ПIY; 311,1 мз
rн; 311,1 мз
rАУ;
311,] мз
rАУ; 311,1 МСЗ
ПIY; 311,1 мсз
rАУ; 311,1 тз
rАУ; 393,7
сз
rвУ; 444,5 мсз...rвУ; 444,5 сз
rвУ;
с фрезерованным и твердосплавным вооружением:
142,9 сз
пн; ]49,2 тз
пн; 152,4 мз
пrн; 152,4 тз
пrн; 155,6
мз
пrн; 155,6 тз
Ш1I; 158,7 с
пrн; 158,7 тз
пrн; 174,6 мз
пrв;
174,6 тз
пrв; 174,6 тз
пrв; 174,6 ткз
пrв; 174,6 к
пrв; 200,0 мз

пrв; 203,2 мз
пrв; 203,2 тз
пrв; 215,9 м
пrв; 215,9 Т
ПВ; 215,9
ТЗ
ПВ; 215,9 ОК
ПВ; 235,7 мз
пrв; 235,7 тз
пrв; 244,5 т
пrв; 244,5
Т
пrв; 244,5 сз
пrн; 244,5 к
пrв; 244,5 к
пrв; 244,5 ок
пrв; 244,5
ок
пrв; 250,8 ткз
пrв; 253,8 тз
пrв; 254,0 мз
пrв; 255,0 к
пrв;
269,9 сз
пrв; 269,9 ок
пrв; 269,9 ок
пrв; 273,] мз
пrв; 273,1 ТЗ

пrв; 275,6 мз
пrв; 311,1 ткз
пrв; 313,3 тз
пrв; 314,3 мз
пrв;
3 14,3 мз
пrв; 320,0 Т
пrв.
ОАО «УралмаIID) производит трехшарошечные долота для бурения
скважин различноrо назначения в нефтеraзодобывающей и rорнодобы

вающей ПРОМЫIIIЛенности следующих типоразмеров: 111 76K
ЦA; 111
112Т
ЦВ; III 120,6T
ЦA; 111 132K
ЦВ
I; III 151C
ЦВ
1 и др [1].
ОАО «Сарапульский машзавод» производит трехшарошечные бу

ровые долота болъшоrо диаметра следующих типоразмеров:
III 295,3 M
ЦВ; III 295,3 M
rв; 111 349,2 M
ЦВ; ПI 349,2 c
цв; 111349,2
T
ЦВ; 111 393,7M
ЦВ; 111 393,7м
цrв;III 393,7 c
цв; 111 393,7 M
цrв



45




С51; 111 393,7 C
ЦВ; 111 393,7 c
цrв; 111 393,7 T
ЦВ; Ш 393,7 T
цrв; 111
444,5 M
цrв.l; 111 393,7 c
цrв; 111 444,5 сз
цrв; 111 444,5 T3
цrв; 111
444,5 C
ЦВ; 111 444,5 c
цrв; 111 444,5 T
ЦВ 1; 111 490 C
ЦВ 1; 111 490 c

ЦВР; 111 490 T3
ЦВP 9.
В ОАО lП10 «Буровая техника» изrотавливаются трехшарошеч

ные и лопастные долота для бурения скважин на нефть и rаз, а также
долота для roрнорудноrо бурения следующих типоразмеров:
с фрезерованным вооружением
ПI 120,6 M
ЦAY; ПI 120,6 C
ЦAY; ПI 125,0 M
ЦAY; ПI 125,0 C
ЦAY;
ПI 139,7 M
ЦAY; IП 139,7 C
ЦAY; ПI 142,9 M
ЦAY; ПI 142,9 C
ЦAY;
111 146,0 M
ЦAY; ПI 146,0 C
ЦAY; ПI 165,1 M
rAY; ПI 165,1 C
rAY; 111
190,5 M
rв; ПI 190,5 c
rв; ПI 215,9 M
rв; 111 215,9 c
rв;
с твердосплавным вооружением.
111 120,6 M3
ЦAY; III 120,6 C3
ЦAY; IП 125,0 M3
ЦAY; ПI 125,0 C3

ЦАУ; ПI 139,7 М3
ЦAY; IП 139,7 C3
ЦAY; ПI 142,9 M3
ЦAY; 111142,9
C3
ЦAY; IП 146,0 M3
ЦAY; 111 146,0 C3
ЦAY; IП 151,0 C3
ЦAY; 111
165,1 мз
rАУ; ПI 165,1 сз
rАУ; IП 190,5 M3
rв; 111 190,5 сз
rв;
лопастные долота Л 3 120,6r23, Л3215,9r23 и Л 3295,3;
долота для rорнорудноrо бурения ПI 244,5 ОК
ПВ, 1II244,5
ОК
ПR


Двухшарошечные долота выпускаются ОАО «Уралбурмаш» как
фрезерованными зубьями (типоразмеров 11 93C
ЦВ, 11 112M
ЦВ,
П1l2С
ЦВ
I, IIl32М
ЦВ), так и со вставными твердосплавными зубка

ми сферической формы (П93К
ЦВ).
Номенклатура и область применения алмазных буровых долот
ОАО lШО «Буровая техника» приводится в табл. 1.15 (стр.50 [1]).
Алмазные буровые долота режущеrо, микрорежущеrо, истираю

щеrо типа опытноrо завода ИСМ АН Украины, оснащенные вставками
из композиционноrо материала (ИСМ), рекомендуются для бурения
турбинным и роторным способами скважин различноrо назначения в
интервалах залеraния пород от мяrкиx до твердых, в том числе абразив

ных (см.табл.l.21, стр.56[1]).
для расширения диаметра скважины (взамен использования долот
болъшеrо диаметра) при бурении нефтянъlX и raзовых скважин приме

няются расШИDИТели.


Основнъш параметры расширителей шарошечных типа PIlIY,
предназначенных для расширения опережающих (пилотнъlX) стволов


46




скважин при их одновременном или раздельном бурении приведены в
табл.l.22 стр 59[1].
Область применения и некоторые параметры расширителей типа
РШБ, предназначенных для проходки стволов большоrо диаметра при
роторном способе бурения скважин на суше и море приведены в
табл.l.2З, стр.61[1].
Расширители типа РАБ используются для увеличения диаметра
скважины для величины, большей проходноrо диаметра спущенной
обсадной колонны, в мяrких и средней твердости породах (вместо из

вестныХ раздвижных расширителей).
Расширители шарошечные ступенчатые типа РШС предназначены
для бурения скважин диаметрами З94
490 мм в породах различной
твердости, включая крепкие. Они MOryт быть использованы как при
расширении предварительно пробуренной пилот
скважины меньшеrо
диаметра, так и при совмещенном бурении пилот
скважины и ее pac

ширении.
При бурении нефтяных и raзовых скважин в северных районах в
верхних интервалах разреза, представленных отложениями мноrолет

немерзлых пород MOryт быть использованы расширители большоrо диа

метра: 558,8 мм (диаметр пилотноrо долота 311,1 мм; типы вооружения
шарошек расширителя М, МС, МЗ, СЗ, ТЗ); 700мм (444,5мм М, МС,
МЗ, СЗ, СТ, ТЗ); 850мм (490мм
типа С).
для orбора керна в процессе бурения разведочных, поисковых и
параметрических скважин используются керноот60рные ИНстРvменты.
состоящие из керноorборных устройств и бурильных rоловок.
При выборе серии керноотборных устройств можно PYКOBOДCТBO

ваться сведениями, приведенными в таблице 2.9.


т а б л и ц а 2.9
Рекомендации по выбору ке ноотборных устройC'm.
Способ бурения Условия отбора керна


«Силур»


Роторный


Неосложненные словия б ния.
Отложения рыхлых, сла6осцементиро-
ванных и ещиноватых по :д.
Отложения поро:д, осложненных ocы

пями и обвалами.
Отложения пород, осложненных неф

теrазопроявлениями и поrлощениями
буровых pacrвopoB и с высокими кол

лекто скими свойcrвами.


«Тенrиз»


Роторный


47




мм


Способ бурения


Роторный


Турбинный


продолжение таблицы 2.9
Условия отбора керна


Отложения рыхлых, сыпучих,
сильно трещиноватых, в том числе
рифоrенных пород с высокими
коллекторскими свойствами.
Интервалы залеrания твердых KOH

солидированных и абразивных
пород; породы кристаллическоrо
амента.


для комплектации керноотборных устройств ОАО lШО «Буровая
техника» разработаны следующие типоразмеры шарошечных буриль

ных rоловок:
K
132/52ТК3;
K
139,7/52M;
K
 139,7 /52МС3;
K
139,7/52C3;
K
139,7/52Т3;
K
139,7/52ТК3;
K
139,7/67MC3;
K
139,7/67ТК3;
K
158,7/67M;
K
158,7/67C3;
К
l58,7/67ТК3
2;


KC
187,3/40cr;
КС
187,3/40ТК3;
К
l87,3/80М;
K
187,3/80C3;
K
187,3/80CT;
К
I87,3/80ТК3;
K
187,3/l00M;
К
187,3/100ТК3;
KC
212,7/60cr;
КС
212,7/60ТК3;
К
244,5/100М;


KC
212,7/80M;
KC
212,7/80MC3;
KC
212,7/80C3;
KC
212,7/80C3
3;
KC
212,7/80cr
1;
КС
212,7/80ТК3
1;
КС
212,7/l00М;
KC
212,7/l00MC3;
КС
212,7/l00ТК3;
K
215,9/l20M;
К
311,1/lООТК3;


K
269,9/100M;
K
269,9/100CT;
K
269,9/100MC3;
К
269,9/100ТК3;
K
295,3/100M;
K
295,3/100MC3;
K
295,3/l00C3;
K
295,3/100CT;
К
295,3/100ТК3;
K
311,l/lOOM;
K
244,5/100M.


в перечисленных типах бурильных rоловок приняты следующие
обозначения:
К
 для керноприемных устройств без съемноrо керноприемника;
КС
 для керноприемных устройств со съемным керноприемни

ком;
Цифра в числителе
наружный диаметр бурильной rоловки, ММ, в
знаменателе
 диаметр керна, мм;
М, МСЗ, СЗ, СТ и т.
 тип разбуриваемых пород.
для обеспечения высоких значений механической скорости про

ходки и процента выноса керна целесообразно вместо шарошечных бу

рильных rоловок использовать алмазные. Номенклатура, типы и облас

ти применения алмазных бурильных rоловок приведены в табл. 2.7
cтp.85[1 ].
для комплектации керноотборных устройств ОАО lШО «Буровая
техника» разработаны новые типоразмеры бурильных rоловок:


48




алмазные безматричные
 КАБ 119,5/67МСl (МС2); КАБ
138,1/76МСl (МС2); КАБ 163,5/89МСl (МС2); КАБ 214,31l01MCl
(МС2,МС3 и МС4); КАБ 214,3/133 MCl (МС2, МС3 и МС4);
лопастные режущеrо ТШIa (безопорные)
 К 199,5/67М; К 138,5/76;
К 163,5/89М; К 214,31l33M;
шарошечные
 К 214,3/101 Т3.


2.5.Принципы выбора типа долота


Задачу выбора типа долота для разбуривания конкретной rорной
породы или пачки пород ВНИИБТ предлаraет решать с помощью спе

циальной методики [8], основанной на статистической обработке об

ширной промысловой информации.
На основе реrионалъных исследований физико
мехаffilЧеских
свойств rорных пород определяются классификационные характери

стик пород, и строится мелкомасштаб
rеолоrический разрез (табл. 2.10).
для разделения проектноrо rеолоrическоrо разреза на характерные
пачки используется метод реперных долот, который позволяет, обос

нованно rpуппировать смежные разности rорных пород в характерные
пачки или разделять эти разности в отдельные пачки, а также YCTaHaB

ливать четкие rpаницы залеrания этих пачек пород. Применение метода
«реперных» долот для разделения рассматриваемоrо rеолоrическоrо
разреза на характерные пачки пород, как правило, возможно, начиная со
стадии промышленной разведки месторождения, а при наличии дocтa

точноrо объема информации о rеолоrическом строении месторождения
и работе долот использование этоrо метода в ряде случаев возможно и
на стадии cтpyктypHoro и поисковоrо бурения.
Характерными в рассматриваемом rеолоrическом разрезе пачками
пород являются интервалыI, сложенные смежными разностями rорных
пород, в пределах, совокупности которых различие величин проходок
на «реперные» долота статистически незначимо, Т.е. указанные пачки
пород однородны по величине проходки на реперные долота, являю

щихся критериалъным признаком.
В качестве «реперных» долот, являющихея носителями информа

ции в неявном виде о свойствах пород и условиях эксплуатации долот,
следует принимать такие конструкции долот определенных типоразме

ров, для которых в пределах выделенных на основании данных rpаф 2
6
(см. табл. 2.21) разностей rорных пород характерно следующее:
один и тот же типоразмер и одинаковые конструктивные особен':'
ности долот;


49




с>
N


::1
:s:
1=:
\с)


Е--< .1
:s:


:I:


0"1
\с)
О
м
CI)
со


со
':S:

:J:1 м
:I: CI)
со
8 м


:s: со
а r:::

 :s:
:s:
 Е--<
-&
:s:
u 1=:
u



1=: ,.Q



)
 s
:I:

\с)


t-<
i3
u






CI)
::Е


50


CI)
:s:




со
i=:
u




t:J,.,




g о =

g;
 5 g
о:

"

 " :о ;

5

 з
ut:l:l:\CI





10: - о
,,
:I:

g


ES



:1: О
1.. а
:1: "1
.. i:i
 о-
!:!"I!iJ
:i



g.g.:o!
,.
"
:o
g'Q;' 00

g.,;:, Ё
:s:5g\C
s€,g

,= Ё Ё


u:o!!iJ....

Q.gtS


g



 .. ь
:1:
с.",

., о ,.,
"с.


 g -ir;
в
';i



Ei


E t

 5 о ."
'"

 [о g.
:2
5

lolti
t:I .....
gg
g.
::E:l:c.o:

Ёёg '"

OUO&d

 :r м w



 N



ij
U е-!!

.,


а'"
а
:o!


с>
N ItOdOH Юlыш
OHcЬvrndRx

:J:1
ОIJ'Ж1rJlIII!l1 .I.OПО!]' I'ШН.I.
rmчItroJПl1!.L:)!]'
dll
::1


\с) (1.)10 он)
r= Лхыш xнmOl
 'ItOdOH МI1I.W
ОЯ:l ."
CI) '"
:s: !!ИIП<иЛs.J.:u:>II.LOОО ООlrogН1!Н '1uolrotr IIИ





 .....

 '"
х '"
r::: '"
>< ::;::

 ;;;
Ё> ?\
о
..

= о-

> N
1.8
.,


о>
о:
> ....
N
о; 2: ,.,
.. N
..


I
 ."

 N
I


 =

Ig
о: '"


 N
1;
 N

 N

 Х N

 >< с>
t N




..>

t
'
= !::;
0;>
..
..
O


0:>
>

2: :'!:



=


 :::




аналоrичный характер и близкие значения уровней износа элемен



тов;


достаточно близкие (при равных уровнях технолоrических факторов)
значения проходок на долото.
Обязательным требованием метода «реперных> долот является то,
чтобы мощность каждой разности rорных пород бьта или соизмерима с
величиной проходки на «реперное» долото при бурении в этих породах,
или превосходила ее кратно.
На основании данных, занесенных в колонки классификационных
характеристик пород, включенных в одну пачку, на уровне подошвы пач

ки строятся rистоrpаммы содержания в пачке различных по твердости и
абразивности пород, вычисляются и наносятся на поле rистоrpамм и Ha

носятся на поле средневзвешенные для пачки катеrории твердости и абра

зивности слаrающих пачку пород.
Средневзвешенная катеrория твердости rорных пород в пределах
выделенных пачек определяется по формуле


т = t 1;т;
;=1 М
rде 1i
 катеrория твердости пород i
 й разновидности; Щ
 мощность i

ro прослоя rорной породы, м; M
 мощность выделенной пачки, м.
Средневзвешенная катеrория абразивности определяется по формуле


(2.1)




 А.т.
А
 L..J ZI; 1

 ;=1 м'
rде А;
 катеrория абразивности пород i
 й разновидности
Выбор рационалъных типов долот осуществляется по Обобщенной
классификационной таблице соответствия типов шарошечных долот
свойствам ropHbIX пород (ОКТ) (рис 2.1) или по Классификационной таб

лице парных соответствий катеrорий твердости и абразивности пород
типам шарошечных долот (КТС) (рис.2.2).
Структура ОКТ (см. рис 2.1) разработана таким образом, что rисто

rpаммам содержания (в %) в пачках разных по твердости и абразивности
ropHbIX пород классификационно поставлены в соответствие определен

ныIe типы шарошечных долот, наилучшим образом (по минимуму экс

плуатационных затрат на проходку 1 м скважиныI) обеспечивающие это
соответствие. Выбор рациональноrо типа долота осуществляется путем
сравнения rистоrpамм, полученных при построении МКР, с типовыми
rистоrpаммами в ОКТ.


(2.2)


51




о


Катеrория пород Катеroрия пород Типы шарошеч ных долот
по твердости 110 абразивности
1 2 3 4 56 7 8 9 O
1 12 ) 2 3 4 5 6 7 8 9Н 11 12 1 234567 89Н1l1
1- IL
11. 1-

-
...
1-

L..... -. 1.. ;;


-

.....
1..

1--- ....

...
1-


 -


.... L.....


.. 1.. ..


25


о
25


25


о
25


о
25


:;!:.

 о
10<

 25
=
,;;:

 О

 25
:.:
>!

 О
tr
:s:

 25
со.
g, О
g

 25
o<s
iE
& О


u 25


о
25


о
25


о


Рис. 2.1
Обобщенная классификационная таблица соответствия типов шарошечных долот
свойствам ropHblx пород.


52




Например, если при построении МКР получены rистоrpаммы, в наи

большей степени совпадающие по форме и абсолютным значениям co

держания пород с различными катеrориями твердости и абразивности,
соответствующие типовым rистоrpаммам в ОКТ, расположенным во BTO

рой строке сверху, то для такой пачки рациональным будет долото типа
мзr.
В случае, если rистоrpаммы, полученные в МКР, значительно отли

чаются от типовых в ОКТ, то необходимо выбирать рациональный тип
долота по ктс.
Практический способ выбора раЦИОШlЛЪноrо типа долота по величи

не удельной энерrии Е уд описан в работе [10].
Величина Е уд представляет собой меру эффективности работы доло

та в конкретных условиях и характеризует взаимодействие между доло

том и породой:


Е д 2Р д n
Е уд =
=
,
V RV M
породы за 1 мин, м З ,
Е д = P д 2пRп;
V = rcR 2 v M ;
R
 радиус долота, м.


(2.3)


(2.4)
(2.5)


Е уд зависит от типа и конструкции долота и не учитывает основные
механические свойства пород. Однако то обстоятельство, что при бурении
мяrких и твердых roрных пород значения Е уд различны, позволяет ис

пользовать эту величину как метод для выбора соответствующеrо типа
долота.
При заданных способе бурения и сочетаниях параметров режима бу

рения критерием выбора рациональноrо типа долота для конкретной по

роды является стоимость 1м проходки (в руб.)


С д +
 +t спо +tB)C q
См
 h (2.6)
rде С д
 стоимость долота (с учетом соответствующих порайонных надба

вок снабженческих орraнизаций), руб; t б среднее значение времени Me

ханическоrо бурения, руб.; tспо
 продолжительность спускоподъемных
операций, ч; 'B
 продолжительность вспомоraтельных операций за рейс, ч;
Сч
 стоимость 1 ч работы буровой установки по затратам, зависящим от
53




продолжительности ее работы, руб/ч: h
 среднее значение щ;6ходки на
долото, м.
Выбор долот на основе минимальной стоимости 1 м проходки обес

печивает самое низкое значение стоимости в данном интервале скважины.
Однако во всех случаях следует рассмО1Реть возможность примене

ния новых, ранее не использовавшихея на площади высокопроизводи

тельных породоразрушающих инструментов, в Т.ч. и долот С новым типом
опор, вооружения схемой промывки.
При оценке возможности применения лопастных долот следует
учесть большой вращательный момент, необходимой для работы таких
долот, наличие твердых и абразивных пропластков, снижающих способ

ностъ этих долот.
на выбор алмазных и ием долот, а также долот фрезерноrо типа
влияет наличие твердых и абразивных пород, возможность использования
турбобуров. При этом необходимо учесть положительные факторы алмаз

Horo бурения: уменьшение количества спускоподъемных операций и oт

СУТС1Вие вращения бурильной колонны. Уменьшение воздействия на
стенки скважиныI при алмазном бурении имеет большое значение при Ha

личии во вскрытом разрезе неустойчивых пород.
Интервалы mдpомониторной промьmки выбирают с учетом потерь
давления при заданной по технолоrическим условиям подаче насосов.
Вид опоры (низкооборотная или высокооборотная) и окончательный
шифр долота выбирают после определения ero рациональной частоты
вращения и способа бурения. Бурильные rоловки и керноотБорныIe CHa

ряды выбирают с учетом рекомендаций, изложенных выше и действую

щих руководящих документов.


Пример 2.1. Подобрать тип шарошечноrо долота для выделенной
пачки rорных пород в интервале зоо
 1300 м, представленной следующи

ми породами:
rорная поро
 Известняк
да


Интервал, м
КТ
Ка


300400
6
4


400
600
7
5


Известняк
opraHoreH

ныIй
600
900
6
4


Доломит
орraноrеННЬIЙ


Доломит


900
 1300
7
7


Решение. По формулам (2.1) и (2.2)
К т ==(6'1 00+ 7'200+6'300+ 7'400)/(1300
300)==6,6;
Ка==( 4'100+5.200+4- 300+ 7'400)/( 1300
300)==5,4.


54




Полученные данные наносятся на рис 2.2. Из рисунка видно, что pac

четная точка Д наиболее близко расположена к эталонной точке, COOTBeт

ствующей долоту типа ТЗ, (ТКЗ). Таким образом, для бурения пачки по

род с заданными значениями классификационных характеристик рацио

нальным является долот ТЗ (ТКЗ).




со.
Q
=
:=
t
Q
=
=
==
м



 4


0=
:=
со.
е
Q,)
t 2




КОК
.















...Д
сз I тз ткз
f ·
МС18 I
МЗ I ТК
мёсст"
8 8. ..Т
. f
С I
I
I
I
I
I
I
I
I
I


Вероятная область
примепения алмазных
долот


о


4 6 8 10
Катеrория твердости пород


12


2


Рис.2.2.
Классификационная таблица парных соответствий катеrорий твердости и абразивности По

род 1Ипам шарошечных долот.


Пример 2.2. На рис.2.3 представлены данные по 43 скважинам, про

буренным до средней шубины 2650 м. Удельные энерrии четырех типов
буровых долот (кривые, 1, 2, 3 и 4) наиболее часто используемых в дaH

ном районе, бьти определены и нанесены на rpафик в зависимости от
rлубины. Долота типов, пред став ленных кривыми 1 и 2,
 штыревые, а
кривыми 3 и 4
 с фрезерованными зубцами. Необходимо найти лучшие
типы долот для бурения последующих скважин.


55




Решение. При минимальНОМ значении Е уд , используемой как крите

рий для выбора долота, из рис. 2.3 видно, что долота типов 1,2 и 3 можно
использовать для бурения интервалов 762
 1753, 1753
2377 и 2377
2650 М
соответственно.


4500


4000
'"'
 3500


ci
=: 3000
..
с.


=


о:
е 2500
..
.Q
е:




2000


1500


1000
500


,
,
I
I
I
I
I
I
,
I
I
I
,
,
I
I
I
,
,
I


1000


1500


I
2000


I
2500


rлубина, м


Рис. 2.3
Зависимость удельной энерrии от шубины скважины для различных mпов долот


56




При выборе типов долот MOryт быть использованы данные о резуль

татах бурения соседних скважин. Однако показатели свойств различных
пород в том или ином интервале бурения изменяются в широких пределах
и по
разному влияют на износостойкость долот, что приводит К возникно

вению вероятностноrо подхода к проблеме их выбора.


Пример 2.3. На разведочной площади должна быть заложена cквa

жина, бурение которой, начиная с шубины 900 М, предусматривается Bec

ти со СПЛОШНЫМ отБОрОМ керна, наружным диаметром бурильной rоловки
212,7 мм. На основании rеолоrо
rеофизической информации, накоплен

ной в результате долrовременноrо изучения rеолоrическоrо строения co

седних районов, проектируемой скважиной предполаrается вскрыть пор<r
ДbI, литолоrическое описание которых приведено ниже:


Интервал
бурения, м
0
880


880
1100


1100
1550
1550
2000


2000
2500
2500
3200


Литолоrическое описание пород


Переслаивание рыхлых шин и слабосuементированных
песчаников
rлины песчанистые с прослоями слабосцементированных
песчаников
Чередование рыхлых шин и мелкозернистых песков
Песок рыхлый водоносный с редкими прослоями шин из

вестковистых
Чередование шин, алевролитов и песчаников
rлины алевролитистые известковистые с прослоями пес

чаников, доломитов и известняков


Требуется подобрать бурильные rоловки и керноприемные YCT

ройства.
Из приведенных выше данных видно, что вскрываемые породы oт

носятся к различным литолоrическим разностям. С учетом данных приве

денных на стр.48 и данных о работе существующих керноотборных ycт

ройств в различных pemoHax следует рекомендовать нижеследующие
типоразмеры бурильных rоловок и керноотборных устройств (см.
табл.2.11)


т а б л и ц а 2.11
Керноприемное
йство


O
900


Интервал бурения, м


57




продолжение таблицы 2.11


Интервал бурения, м Типоразмер бурильной Керноприемное уcrpoйст

rоловки ВО
900
 11 00 КС 212,7/80 М УКР 172/100 «Кембрий»
1100
1550 КС 212,7/80 МСЗ УКР 172/100 «Кембрий»
КС 212,7/80 М Тоже
КС 212,7/80 СЗ
1550
20oo КС 212,7/80 МСЗ УКР 172/100 «Кембрий»
КС 212,71100 ТК3 Тоже
2000
2500 КС 212,7/80 СЗ УКР 164/80 «Недра»
КС 212,7/80 СТ Тоже
2500
32OO КС 212,7/100 ТК3 Тоже
КС 212,7/80 СЗ


Список литературы


1. Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.r., rноевых АН и др. Буровое
оборудование. Буровой инструмент.
2003.
 Т.2
M.; Недра.
2. Базанов л.Д., Тунтусов АА, Базанов А.Д Бурение неrлубоких
скважин без очистноrо areHтa. Учебное пособие. М., PIТPY, 2006.
3. Близнюков В.Ю., Серебряков И.с. Методика выбора типа долот,
привода и режима работы на базе учета свойств roрных.пород. /Теолоrия,
бурение, разработка и эксrтyатация rазовых и raзоконденсатных Mecтo

рождений М., ИРЦ r АЗПРМ, 2000,
N
I.
4. Буровой инструмент для rеолоroразведочныx скважин. Справоч

ник /НИ.Корнилов, ни.Бухарев, А.Т.Киселев и др. Под
ред.НИ.Корнилова. М., Недра, 1990.
5. Буровой породоразрушающий инструмент. Том 1. Шарошечные
долота. Под научной редакцией В.Я.Кершенбаума, АВ.Торraшова,
A.r.Meccepa. Международный транслятор
справочник. М., PrY нефти и
rаза. 2003.
6. Иоraнсен КБ. Спутник буровика: Справочник.
 М.:Недра, 1990.
7. Калинин A.r., Левицкий А.З., Мессер A.r., Соловьев Н.В. Прак

тическое руководство по технолоrии бурения скважин на жидкие и rазо

образные полезные ископаемые. Справочное пособие.тод ред.
А.r.Калинина.
 М.: 000 «Недра
Бизнесцентр», 2001.
8. Комплексная методика классификации roрных пород rеолоrиче

CKOro разреза, разделения ero на пачки пород и выбора рациональных ти

пов и конструкций шарошечных долот для :)ффективноrо разбуривания
нефтяных и raзовых месторождений. РД 39
2
772
82. М., Недра, 1982.


58




9. Масленников И.К Буровой инструмент. Справочник. М., Недра,
1989.
10. Рабиа Х. Технолоrия бурения нефтяных и rазовых скважин. Пер. с
анrл.
 М.,Недра, 1989.
11. Ребрик Б.М. Бурение инженерно
rеолоrических скважин. Спра

вочник. М., Недра, 1990.
12. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение rорных пород при бурении
скважин. М., Недра, 1994.
13. Справочник по бурению rеолоrоразведочных скважин. Афанась

ев И.С, Блинов r.A. Пономарев П.П и др.Л., ВИТР, 2000.
14. Шарошечные долота и бурильные rоловки. Каталоr. ffi.И.Сопин,
Р.М.Боrомолов, Ю.r.Михайлин и др. 6
oe изд., перераб. и доп.
 М.: цин
ТИхимнефтемаш. Недра, 1977.


59




3 Обоснование выбора типа циркулирующеrо areHTa


3.1. Принципы выбора состава и свойств циркулирующих
areHTOB


При проектировании технолоrическоrо процесса бурения колонко

вых, разведочных и эксrтуатационных скважин на твердые, жидкие и ra

зообразные полезные ископаемые особое внимание уделяется, определе

пию состава и свойств буровых растворов (промьmочных жидкостей) и
rазообразных аrентов, находящихея в непрерьmной и принудительной
циркуляции.


в связи с мноrообразием rорно
rеолоrических условий бурения cквa

жин такие требования предъявляется к промьmочной жидкости как укреп

ление стенок скважины в рыхлых, неустойчивых породах; уравновешива

ние высоких пластовых давлений путем обеспечения соответствующеrо
rидростатическоrо давления; закупоривание трещин и зон с низкими nлa

стовыми давлениями; предотвращение растворимости и набухания разбу

риваемых пород; обеспечение хорошеro выхода керна в рыхлых, слабо

сцементированных породах; удержание шлама во взвешенном состоянии
в стволе скважины при прекращении циркуляции не MOryт быть удовле

творены какой
либо одной универсальной промывочной средой. Поэтому
в практике бурения скважин применяются различные виды циркулирую

щих аrентов.


Тип и параметры циркулирующих аrентов выбираются с учетом:
ожидаемых rеолоrических и rидроrеолоrических условий залеraния по

род, их литолоrическоrо и химическоrо составов; устойчивости пород под
воздействием фильтрата буровоrо раствора; наличия проницаемых nлa

стов, их мощности И rтacтoBЫx давлений; давлений rидравлическоrо раз

рыва; с учетом накопленноrо опыта в аналоrичных условиях, а также Ha

личия сырья для приrотовления буровоrо раствора.
В зависимости от перечисленных условий и rлубины скважины цир

кулирующий аrент иноrда приходится выбирать не только для каждоrо
района, участка или отдельно взятой скважины, но и для бурения различ

ных интервалов в одной скважине.
Тип и свойства циркулирующей среды в комплексе с технолоrиче

скими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать


60




безаварийные условия бурения с высокими технико
экономическими по

казателями, а также качество вскрытия продуктивных roризонтов.
При выборе raзообразноro areнтa необходимо учитьmать не только
экономическую сторону, но и безопасность проведения буровых работ.
Данные о наиболее распространенных циркулирующих areнтax ис

пользуемых при бурении на твердые, жидкие и rазообразные полезные
ископаемые приводятся в таБЛ.3.1 [2,3,5,7,10,12]. Полъзуясь ими, можно
ориентироваться в выборе типа циркулирующеro areнтa,
При разбуривании сцементированных песчаников, доломитов, из

вестняков и дрyrих устойчивых пород не предъявляют специфические
требования к выбору типа циркулирующеrо areнтa. для этих целей наи

больший экономический эффект будут давать такие аrенты как техниче

екая вода, пены, аэрированные жидкости и воздух.
Особую сложность представляет выбор типа циркулирующеrо areнтa
для разбуривания rлинистых и хемоrенных пород. Если в разрезе скважи

ны rлинистые породы представлены в небольшом количестве или OTCYТ

ствуют, то требования к буровым растворам предъявляются в зависимо

сти от их влияния на коллекторские свойства продуктивных rоризонтов.
Если мощность rлинистых пород составляет десятки и сотни метров, то к
буровому раствору выдиrаетсяя еще и требование сохранения устойчиво

сrn стенок скважины.
Наибольшую сложность представляют интервалы сложенные чере

дующимися хемоrеlпlым,, терриrенными и rипсоанrидритовыми порода

ми. Здесь необходим научно обосноваlПlЫЙ выбор типа буровоrо paCТBO

ра, сохраняющеrо устойчивость стенок скважины.
При выборе типа циркулирующеrо areHTa для бурения скважин с ro

ризонтальными стволами следует учитывать наличие в разрезе скважины
осыпающихея rлинистых сланцев, стоимостные показатели, забойные
температуру и давления, требования защиты окружающей среды. Наибо

лее подходящими считаются растворы на yrлеводородной основе, CTa

бильные по составу и обладающие хорошими смазывающими свойствами.
При выборе параметров буровоrо раствора следует PYКOBOДCТBOBaTЬ

ся следующими правилами.
ПЛотность буровоrо раствора Рб.р выбирается исходя из условий пре

дотвращения потери устойчивости ropHbIX пород, слаraющих стенки
скважины и их rидроразрьmа. Очень важно также создание нормальноrо
противодавления на rтacты, насыщенные rтастовыми флюидами, препят

ствующеrо притоку их в скважину. Таким образом, изменение Рб.р
 oc

новное средство реryлирования давления в скважине.


61




.....
'"
:r
:s:
1:: ::s
\о о..
:.



t::




01)
)1
g
с:


:s:
=

 t>::
5 :s:
"" ::z:
'" cl)



т а

 ::z:
;- :s:




 ::z:
:s: cl)
:r


 ;:g
1:1: :s:
:r о..
:s: t::
1:: t>::
И ;
gj о
1:1: 5

»
01)
)1


с:


u
'"
1::
\о
О


62


5




+u
o..
g
:t: iЗ

oe.


11 8:S:

"'
 1=:



о..


.


 Е-<
iЗ

о ::z:
o..:s:
t:: 8 :s:


):S: t)






..Q

 t.:f
cl) :о:
:s: о
Ef


 t::



t:::


'gt)


,:S: о
::S
C")

;>., :s:
o..;:gg.
о cl) ""
t:: Ef



 Ef


 !2
:s: ::s t>::
,g; ;:g t:::
О а

t) о..

;>"!20..
Q)'..Qs

g

&




e


о
""
cl)
Ef

ro
g.


C!)
0..8
:s:
::r
t::




g.
;:g
:s:
@

......, о






cl) :о:
:r с,)
:s:
::z:
>:
cl)




Oc)


+
О()

t







+
О()
.
 11

::I::
+

о .

C'I О()
11 ......
8+



Ib,





. r::r
о'
\O
O
t::
 :S:0
g.
cl) t>:: :r:S: cl) t::
::S:s: )5
 8-

::z:::z: t)
,:S: ..Q


 ;>.,oo

roo or::r::z:Cl)

p ::z:r::r::Z:

QO ..Qo
\O
ОС!)
:8..::s
t::::S !S:::s cl)

:s: 5 с,)
 5 cl)

cl) о

 :s:
 :о:


 E-<gr::r5


t::: 8 °t:::
oa
ro
 t:: t) ro ;:g
:о: cd':S:Cl)::z:;:g


 t g
 8.


g.



:
,g;
 :; о.. !;;а ro t)
o
 ",,

o..o
t)
 0:s: t::: >: :о:
;>.,g, a;:g
::St)
roCl) .;:g':s:;:g


;:g;:g iЗ cl) g.\D 0..'"


g

C'I$)



::Z:Cl)o:S:
Ef
Q)'ag
:s:t)::z:\O
::s ""..,.\0 0..9 cl) о
о "'" cl) t:: .... :r :s:
gj ::z: ,:s: о
 t) ;>., о..
:r ;:g о ::z: ro cl) t::: t::
'5:i
a

g

t) r::r t::: ;:g o..)
 t>::
» 8-

 g Ef Ei







t) cl)






..Q О

U
:s:
t)
::s:


о
t::
::s
о..
о


 о
t) о..
!.

:s:

 t:::
::z:
r::r
о
c:r:1


.
о


g

0..8-
cl) cl)
::s ;:g

 :s:

 а
8 t::
· ::s

 о..


c:r:1


ос) r-::
о;}; 0+
-.::t 11 -.::t '1(


0\

"1
+ ое. + + .
r--- I
с:> .
 О() С:> r--- о.

0()1I
......r---

+::I::
.:b

11 \D t:<. 11 ...... t:<.
.ci"i .ci"1


8
'"

 Е-;.


ё
'



 g

5!
:S:;::!
..Q\O::Z::>'
a:S:



 g--=-



5::!
gg.
g
:s: t:: Ef g;
cl)

 ::z:
::S ..Q t:: О
::Ii s..::s

а е g


!2';'::S


 g s
..Q cl) :s: С")
gj;::!Ef

:r:>'
..Q
'5a


t)0..:S:Cl)
;>"Е-<а&
ro

 t::


'g

С,) t) cl) :S:

cl) \О ::s
:8gj


g,g;""

U о

:s: . t)

,g;
б'

oo'g::z:
t)o..t::: ro
»gu5






cl)
::S


о
::z:
:s:




"" о
I

О t)
::z: ro

 о..
:о:
:s:
t:::
:s:
U


::s
о..
о


g
о..
cl)
::s
::z:
r::r
о
c:r:1


.
ro :s: ·

Cl)

'g ::а ):S:
::z:
 о
:о:
 :о:
cl)



 Е-<

::z:Q)'>:
о ::а

!2


С,)
 о
:iiЗ


 о

0..:S:
о '9 '@'
t:: !s:


 о.. Е-<
..QOCl)bO
gj
::s

:r
::z: +
):S:Cl)


о ::s o..U
t)
Cl)t
б'f;;a:S:


 g.


tJt:::
o
:s:

o
Cl);:g

r::r
::а ro
 ..

 а ::z: ё
:s:
ro::r
,g;'85

о :s: cl) :s:

!2
a
Cl):s:o..&
::I:::z:r::r::z:


о..ь

!.
:s: cl)
t:::

О ..Q
t:: ::z:

cl)
 ..Q

-&o..
g ..Q g
:s:
E-<
::z: С,)
:s: о

8:
С") cl)

-&




м
:JS
::r
:s:

 ::Q
!з о..

 t
5




ot::
g
t::


'
.
 .



O 0+
O''+O()


00'1+....""0'1
C'l1IV\6.......+
+
r--

0'1
gO'

1

:::
 .
 110.


11 о() \о IL
о. ....
 8





(1)
:s:
::z:
(1)


::z:
а
::z:
:s:
tI::
:s:
::z:
(1)
::z:
(1)
::<:
:s:
о..
t::
(1)
:s:
r:Q
О
а
:>.


I
О
t::
tI::


:::с:



 ::<:
1'=: tI::
В

r:Q О
><,t::
gJ


 ::z:

 (1)
O

15\0
О :s:

g.
g

:s:o..
::z:

:s: ro
1'=: 1::{

 О




 ::Q
() r:Q
fE gJ
(1) ::z:

 S
::Q
c:r:1r:Q


* ::- I :s:
а
 6 Ь::<:
r;".



(1) :r' r:Q

t:: :о:::;: g tI::
tI:: ""::;: :0:::<:
()
::r В ()


 ro
 ro
s::z:

p.



 s.

t:: ()
 t:::s:

5t1:: :s:;
О :s::s: r:Q


:r'
 g:g
1::{ ::<: 0
 )::;: ro
О 1-
 О::<:::;:
g.r:Q0..
Si

t::

 ro



 Е (1)
 r:Q r:Q
,.Q:s:o..

::;:
gj 1'=: t::

 ::<:
:r' О tI:: r:Q:S:::Q
) О ::;: g.
 :S::S:::z:
(1) 1::{ II)::Z:::Z:
t)@:i
::Q


>.
tl::l-gj\О

О
 :s: ::Z::r' ::;:
:E!;;:

)::;:::<:@

1'=:
S

g
!;;:
 1'=: е >'::<: ::z:
gs..s
::QI'=:

::z:rot::,.Q
roo
1-
::<:::z: о..:{\О
О
 ::Q g О О ro
c:r:1:o:::z:::z:t::::z:a


О


(1)
s

ro




(I)
0..8
:s:
::r
t::
:s:
Е---<


>::;: )::;: g.


 r:Q
::Z:,.Q", t)


!2>:s[


;E g>s
@:o:
sg:

>:s
 :s: g
::z:
 О
 (1)
::;: Б r:Q М S

st)


:о: :s:
 ::<:




,.Q м О
c:r:1
 t::





::Q О :s: :..:
::<: r:Q () е



 О (1)
Uo..::<:
-.:
:S:(I)(")


() ::Q З i:5 :Е
:S r:Q ,.Q (1) @
::z: О ::z:
 ::<:
S?

go..

\OQ:S:O
t:: Q ro ::z: ::z:
() ,.Q ::<: ::;:
I


 r:






 .
 О ....
о' .


 о' '+ о' '+

 о' о' :5 м "0.6 ".;

 'f
 О SI
....

 .... C'I \о C'I C'I ....
 >:I::: ....
 >:I:::
6
6'+J.,!=3."
6.t tS. 6 ё!c

r-- C'I C'I \о .... v\
..... C'I.... .
 C'I.... .

О " 11 О 11 .... Е-:.. " О " C'I О IL

........ 0.....-4 -1. О ........ 8.......
11
 м"
 C'I о' м ii
 + i v\ +
,d'E-:.. ое. ,d'E-:.. i
 ое. ,d'E-:..
 ,d'E-:.. 'fb



....
 }
 м
ое. + ое. ое.


6
о..
О
t::
(1)
::Q


r:Q
О
::z:
:s:
s.....
(l)U
I3"ro
(l)Z

 О

 t::
g:

>::;: ....
О О
t) 1::{
>.::;:
::;: :s:
(1) а
::Q g
gj @



О ::z:
t) :s:
>.::<:
О)::;:
::z: (1)




 О
:s: :s:
gg.
::z:
1- ::Q
01::{





ro

а

....:'::;:

ё
8.

О :s:
t:: @
:S

gj si
>g; ::<:
О >::;:

a
0\0
::z: О
,.Q :s:
1'=: о..
(1) t::
!;;: ::Q
g

::z: о..
Ь g
:s: tI::
(1) ()
::Q (1)
r:Q :s:
:s: S
)g;

О о..
t)E.....




'g8Z
CJ
 g


(1)
::Q
::z:
::z:
(1)
S
:r'
>.






:r'
)::;:
О
t)
>.
О
::z:
,.Q
1'=:
(1)
1-
:s:
()
fE

ь

r:Q g.
ro t::
r:-

(1) ,.Q



:s: r:Q
I::{O
е si
О s



11) :s:
=

... ,.Q
(1) ::z:

!;;:
(1) а
fE s
а ::<:
::<:






gJ О
::z:

I (1) О

13"

'V'gJ



 ;
fE
 cd

0..:s:::Z:::z:
(1) = :s: (1)
:о: ()
 !-<
()
o..U


 I::{:S:
:s:
 Е t)
:s:::rgJ0

 () ::z: gj

O
)g;
1'=: :s: О
8
 5


 :s: ....:' gJ
:4

 ::z:
1::{ U :s: (1)

U
 S





,;;,
()g
:S:

d'

 5
 s

(I)t)b
\O:S:ot::
(1) т tI::
О r:Q ::Q :s:
::z: О ::z: ::z:
а м ::z: (1)
::<: ,.Q О 1'=:

 1'=: 1'=: r:Q
О 9 ro
t:: ... 1::{


11)
g
:s:
::z:
:s:
1'=:


О
@
::<:




1'=:
О
t:: (1)
::;: ::Q
(1) r:Q
::Q

t) :s:
:s: ::z:
::z: О
:s:

1'=: 11)

\O
0..0..
11) 11)
::<: ::<:
:s:
1'=:
О
t::


63




.....
:JS
::r
:s:
J:;


\о




u i!

 t



о


C::
t:


64


.
 0\ о oii: о oii: о

 +





oj;'
1 о .
J-.o j;o!; о j;J- о о
О 11 q:t: О н O
 JI О О н о' ..\L О.
 о' J,!.. О.
 .,.., н


 'f.
 о
 g 'f. :t: ;!

 IL.
 о

 IL.
 о
 g \о :::
 \о
-1- '& N .
.,.., -1- +

 + -1- + U .

 -1- + U .

 -1- + + -1- 6 +
<::::> '
....:c:[.'N<::::>O"":OO<::::>
::t:O\
<::::>
::t:O\
<::::>\O'r<::::> 1
8g


8i
7

lIu


iu


i
2i


 + UN

 8u
 11
 8 .
....:

 8 .
....:

 8,&
 8,&
1Ic.
...... 11 11c.
...... 11 U 11c.
 <:? 11 11c.
 <:? 11 1Ic.
 11c.

16)1 U З 16 U З
 16 I
 16 I
 16 16






 'b

 t




 u u
u
u


cl)
:s:
=
cl)
r-;
=
а
=
:s:


=
cl)
=
cl)
)1
:s:
о..
t::


r:Q
О
5
:>.


):s:
cl) о
:iS · t)
=
 :s:

 r:Q =
= :s: :s:




о.. \о :s:

 a):s:
0..0


 а

 а cl)
Б r:Q iЗ
$ 8.

:s: :s: а
t::: 5. !о<

 cl) '"
Cl)t::o..
:iS () cl)
Ei
8
:S: cl) tI:: cl)
О :s: :s: о..



 g
g
 s

gg.:iSo..

E
)1
= El t:: О
cl) cl) :s:


g.


:s:
 0..\0
)g;
gr:Q
О О
 :iS
t)o..:i!a
:>. g )1-&


о


cl)
S'

t';S
g.

t::: cl)
ga
о..
:s:
::1"
t::
:s:




. )1
0..()С!)

...... :s:
t:: ..а =

 g.
 :iS
l:tr:Qo..a
Cl)t)Cl)..<:>..,
=t';St::{......
20..8)5

 cl) )1 t::{
g-g:s:g-
)1 Q S r:Q
:s:
..al--<
t::: о.. а
O:S:\O
t::
Cl)
=




'g
=
:s:
:s:
r:Q
t) t::{

8.
1--< о
о t::
:s:

g.:iS
..... t)
..а :s:
м =
8,:s:
а

o..

cl) :s:
:iS S'



)g; g.
о

t) о..
;;...С!}
t::
о ()
= :s:
..а t::{

 :s:
1--<

:s: :s:
= S'
8.

u



i!
о
r:Q


о..
cl)
:iS
=




r.....


:s:
r:Q
О
1--<
:s:




а
r:i
8
t::
:s:


):i'
:s:
=
cl)


о
t:::
Ь




$

:s: о..
Е g



а





S
\о \о
а о..

 g!


cl)
:iS
=


= :iS
о о-
1'g

t)
g

=


:s:
r::::




:.:
8
:iS
r:Q
:s:
о..
t::
:iS


о..
о
t::
cl)
:iS
=
\о
О
t::{
О
S




:s: о..
5.С!)
t';S t::
:s:

cl) 1--<
:iS

t) :iS
:s: )g:j
= о
:S:\O
t::: t';S
r.....M


cl)
:iS
=


=
о
-&:Е
..а о..

g
() t)
о t';S
Со..
:s:
t:::
)1
О







r:Q

:s: !;;!

 ()
\Ot';S
О t::::
2 g

 t)
:s: cl)
)g; :s:
о =
t) cl)
;;...

cl) ()
= :i



= о..
cl) о
t::: t::
т 5
:; cl)
:iS :s:
r:Q S'
о

t) t::
t';S :iS
t:::: ()
t:: О
cl) :s:

 g
:iS :s:
сса


=
о
I :.:
о :s:
t) =
:s: ..а
g:j




:s: :s:

 а



=g.

 о

 :.:



::а :а

 $

 о
о r2
t) ()
;;...

cl)

=0..
:s: о
S' t::
t:::




cl) 1--<
:iS

g

о о..

 g!


cl)
:iS
=
=
cl)
t:::
cl)


tI::
>-


cl)
:iS
=
=
о
:s:
()
..а


)1
(f)
cl)
g
:s:
=
:s:
t::::






м
:J!
::r
:s:
r:::


\о


!з

g d
5 t



о о..
r::( ro

t::
t:


. . о н О
с5 . .,.; .,.., .,.., .
"<:t N
06
 r--: о....: .
....: .
O'\
 c--i +'
.
 +.
 "
 +.

""" I '
 \(;)...... I .
 0'\:1...... + .
o
О .,.., О .. О О о\{;).. О 11" О 11 ч, 11 \о \о О
.,.., .

 О .
 "l.,.., .

 О .
 11 .,.., О .
 ,"";","'" О О ,"";", 06 :5 а
......


i=
i

i
gGa
g
a
0
J
"711
6
:t:66:t:6
:t:6
::.t::i6
ai6
a
oG6

О......

 N
N......
O
 U ::I::: О
 .
:t: О r-- .
 .
 o::.t:: 11 .

......"NO".
O"o
"


".,.., 1

 II
 I ""'
uo"'"
......:5 ......:5 ч,...... :5
...... :5 ч. ......:5 .. ...... ........ ,



"o.

 "o.
 +' 110.
 + "o.

 0\ 110.
 i 0\ "о.

 110, 6




\6......\6.,..,\6
\6 11110,\6
IЬ\6Е-::.
G
+"""+

 "
 "
 II

G
 oC'IG
 oC'I"",,,01 u =
о
 о OC'I ""'" .
 ""'" .
 ............ о I1
м '& м .
...... ...... u" м .......
'& '& U U ,i'&



cl)
:s:
::t:
cl)




::t:
:s:


::t:
cl)
::t:
cl)
::2
:s:
о..
t:
t>:
:s:
r:Q
о
5
»




 ..Q
:S:::t:

@ 8.

о.. t: ::t:

 З cl)





r:Q :s: м
':S: :s: :s: 8

 t:
 :..:
8

t>:
::S
 ::2 5
r:Q0..,.Qt:
()==
a8.r:Q
::S
 :..: а 8-

::t:
()

g.

'
 Б
t:gs::::

cl) Е-< ,.Q ,.Q х

0
'8::s
:s: cl) ::2 1:{ t)
:r ::S >',:s: :s:
':S:
 t>: О ::t:
О 5
!;:;


::2""""'r:Q 1-.
o......:-
a

:EU




za


:s: g cl) 6 r:Q
() ::S,:S:t)

':S:::2roCl)
E-<

P.

О ::f ::f се :..:


о
t ::S
а Р.

ro

o..E--<ro

 :I: о..
g


g.ro

::f g
&1

f--<


::S
о..
о


о..
cl)
::S
r:Q
cl)


cl)
t:
О
о..
t:
ro
U


()


::t:
cl)






8-
cl) о
::S

::2 ro



::t:




:..: ::t:
g,


 1-.



о ,.Q
о..:;::
О ,.Q
t: @



ао

 ,;
a

g !9
1-. ,.Q
g в

g.


cl) 1:{
r:Q О
00..
::t: О
() t:
О х

 ::S
::S !2
0..С!)
g

t)

&:



r:Q &:s
::S !;!
1:{ ()
8.

g

':s: t)
о :s:
!2 t)
cl) о

r:Q
'8 g:

 '6
ro t)

>.
х cl)
8.$
cl) cl)
; а
t)


 g

 i:l.
() о
::t: r:Q



:s: Р.



::t: t)

 $ ::S
S :s:

uE:



I
О
r:Q
t)







:s:
\.о
:s:
1-.
::t:
::s::




8
::S
r:Q
cl)
::t:
Х


r:Q
О


r:Q
':s:
:s:
::t:

Cl)u

o
00
ро
О......
х о
g5
:s:

::t:

:S:o..

 cl)
1-. t:
cl) ::2
:s: cl)
::t: Е-<



:s: ,.Q

,

\00
а\О
р.. g!


cl)
::S
::t:


::t:
:s:
::2
!2




::S
Е-<
:s:


:s:
1-.


:s:
t>:
:s:
::t:
cl)


о


Ь
cl)
::S
t)
:s:
::t:
:s:


t.....


cl)
::S
r:Q
cl)
:s:
::f
,.Q
@
:::.:::


:s:


о..
о
t:
х
::S
t)
:s:
::t:
:s:
Е
х
::S
::t:
1:{
:s:
о


а
:..:
о
:..:
8
::S
r:Q
cl)
:s:
т r:Q
r:Q

:s: :s:



\о :s:
gj 1-.
p..







8
::S
r:Q
()
Cl):I:
::so..
r:Q


t)
cl)
r:Q
М
::s::


65




м
:;s
::r
:s:
r:::
\о
tз
u ::Q
Е2 !:"
u





g.

t::
t::


66


.
V) ё":,
 '
o\
\.C)


 \.С).

'
.
 -1- -I-.
 -1- QI .
 -1- о .
 -1- .
 н -1-

о
 V) о N JI о N s: 0"<:1" н "l о
 11
о .
..... 00 о .

::t: о.

 11 о 11 "l
 '"<:1"'
..... ""'"
N О 11 11 о
 i
 . о
 i t ,о 0"<:1"..... "l N О 11 ";:::

 '1 С:!::
 -1- С .
 8
 -1- С

 .е:' J; rt.
 +' 7 с ::'
о V)::.t::
O V) ::.t:: N ..... О V) ::.t:: o.


 V) о V) ::.t:: 0\

1


1ui
S1u

1

i




11c.
f + 11

i

 1I

'f ф II


 SJ
 1Ic.
f

<6 "<:1" о \D "<:1" 11 \D 1 JI \D 11 u...... <6 V)


 Ib С
 11 8
 I::t:
:5 U
 Ib

"'::.t:: oU о

 "'......

U .е:'а.е:'
U




::t:


::t:


::>1
::S:
о..
t::


t)
ro
t::::
ю
О


I


о..
t::
)::S:
::Q
::t:


о..


t::
::>1


"'-""


::S:
::t:




О
t::::
Ь
Х
g
::S:
::t:
::S:
t::::
(...


::S:
::t: ,.......



::S:o

\.C)
ю.....
g 5
p..1::{


о
(...


S'

ro

5:



(l.8
::S:
::r
t::
::S:
f--<


::>1


м
::S:
::t:
()

::r:

 о..
о


t


r:Q
М
::s::


I
Q)


О
r:::
Ь
х
::Q
::с
\о
о


О
t::
О
!s:
r:::
r:::
::s:
(...


х
::Е


::S:
:r
)::S:
о
t




::с


т


::S:


\о >:S:
g ::S:
р.. ::t:


)::S:
::Е




::s:
::r


@
:.::
8-










о..


t::
::>1


::S:
g.
)::S:
:s:
::t:




О
r:::
Ь
х
::Q
::t:
::t:


::t:


t::::


(1)
:s:
::t:
ro
r:Q
::S:

U
go
p..



)::S:
::Q
r:Q


:s:
@


о
::>1
!2




Jj
r:Q
::S: ::S:

r:Q
Ю 8
g t::
(l.::s:
::S: (...
g.)


 ::t:
:@ (1)
::S:


 g

 ь
() х
ro ::Q
r::: ::t:
о S'
r:Q О
t) ::>1
::s:'---'
t)

о о..
r:Q О

 t::
)::S: 5
о х
t) ::s:
>.а
(l)Q""""
::s: ro r:Q
::t: t:: О
(1)
 !s:
Srs(l.
::Q о 1::{
r:Q ::s: ::s:
о ::s: (...
t::::t:8




::Q
::t:




::s:
t::::
::s:
U


Jj Jj

 t)
о..
i:

о..р..
(1) О
t:: r:Q
g

I::{(l.
:S: r:Q :S:
t>: t) ::t:
:S: )::S: (1)
8 о ::>1


8.
'gt>:

::t: S 5
ti
:E
s
 5
Q) Х !s:




t::::I::{(I)

8.::s:

 о ::t:
::s: t::





S'
 r:Q
ro ::s:

S::>1
Е-- ::s: ::Q
g Е :Е

 t>: t::::

@





::s:
S'


о..
::s:
м
::s:
ю
о
-&
о
о..
1::{
::s:
L-...


о
ё +'
о .
 0'\
NO 11
....."<:1"0.;:...
-1- - 1 . ......
6 V)

ос) N .

ollN
i
+
.6" Е-:. 1








 I ro

 8

::S:::>1 u
(...о'Ь
g.::t:V)
::t:......

 s g





g


::s: ::s:
 !s:
S'g.fl'e

...:' t::

(l.U ::>1 (...
::s: ro (1) ::t:
s.z
 ro
g g ::Q ::s:
() ::t:

::s: ';f!? )::S: ()



5a

 о
 (...

I::{::S:I:Q

 :S: :S: OJ) ::s:

 "<::"::S:
::Q a
:;::
r:Q М ::s: .
(I)
::s: ::s: ro
)g; @UЮ
о о.. ....
t)

 ё
>.g:j::t:t::
о ::>1 ro (1)
'g ::s:
 ;Ej
r:::o..
a
Ut::I::{E--


)::S:
::Q
r:Q
8
t::
::s:
L-...




м
:J!
::r
::s::
"'=
\о
tз

 ::а
5


 С!)
о

1:::[0...
s< ro
Et::::




 Ot5g

+
 o!ё+.



>. r-:

"lн
11 g. \Q 11 11 + r-- О

I--M::t:
;;

 .
Е-:.. = + IS.E-:.. 11 s:S.....

'


N'
GH6+
g
ir-:g::t:
o1f'


Hj

 U::<


6 o...::t: N 6 .;)..1t 11 е:>- '&


 U '

 16ib

"!::,
"'&c
с.. м
 с.. ;:I:::

'& U
 U


о'
.,.., .
O
+0....

'fd:-
Iз



Il...

O'
O'

U

.... .
o
6'ff

1

.... oU
11.,. .е:' а
\D




о'
.,..,
+ .
.,..,.,..,
NO\
I з ё!\

II
н::!::
O

О .

NO

J;
о() 11
О

"'&
е:>-
ю




.,..,
с5 .

.
 .
 + О

g
N

S .... О -\- N
6 6 Il... "<t
 +



lb

11 11 UGII
e:>-8.
::t:0


lru

о
.е:'


,ci', 6

)s
 >. о... e:Q


 B
C!)

)


 s
 ro @
 Е g
:s::s: :s: а::: С!) \О ,.Q ()
=\0
t::ш оо...::>:
s
 e:Q
0...

:::;;
::а8.

fЗ




 о
::>: 8 = )::>: &
t::t::
b8. s@o


 ii
t:: !2
!;;
f::i :ij о
 .
 ro () о

() 1-- о... С!) t ....
 а::: а:::

o O =t::
ro ",1--0
0...= Me:Q()a::: :s:o

о С!) :s::s: З t:: S"
 :s:
t::a::: 8 0..... Q::a....
о :::;; :s: е а ""

.... I-.gj
o
5


:ij

t; \O


С!)::>: =a:::o
 ::>: roC!)=
!S:; gJgj




o...
 t;1::{1-.

o
@'()
():s:8







t:: .....''"
go 0...
!""f:S: gga
= e:Q ro t:: ro
::>: =

 t




 ro


:s: :s: а:::
 () s

 gJ











@

a:s:
()C!)o...a a:s:
:s:
P-.::r
c:r:1 S t::
)SP-. В I::{:::;;


8 6
о e:Q


б:'
e:Qt







'

= '::>: =




g
 !s;
t
\O
&:



5
 о , 6

1-- 1::{ t:::S:;:S:

 о :х: :s: 1--
I::{
 ':S:rot;U
='" o






 а::: 1::{

00 01-.8.::t'

 t
 e:Q t:: :s:


 :s:
gjS
::at:: =S"I--o...
::t'
 :s: С!) ::а t::

,.Q !'=: о...о...)::>:
а::: i2
 ь


U ro

e:Q



 @:s:ee:Q
1-- М e:Q:::;; О t
u:S:ro'8gj=C!)
@@@:s:::t'
t
:s:o...:::;; roe:QC!)
а::: С!)
 '::>: 1-- t :::;;
1-. = ro С!) c<:s С!) С!)
::а




 @
= о :s: () а:::
 С!)
:s:
 :s: о о С!) =
в 8 = С!)
 :s: ro
....ro:s:
=o... ....
С!)
 e:Q = = С!)


::ae:Q


t8 о

 ,.Q ,.Q
 С!) t:: () e:Q
::rl--a8.
gro t
'S
t::E='8t;:R

t


:i .


 ,...
>':S::S:C!)I::{
t::O?g

 g.g8'8.
e
)

о
t


 :::::

Ba
С!) )::>: ::а
:ij
 g
g

'a
Е ь 8 :ij
,.Q\O


'



= '8 t
С!) :s:
u:I:=








С!) 8
:s: :Е
= e:Q
ro


 )S1
\О =
м С!)
:s:

о о
e:Q а:::
)::>: Ь
@

C!):ij""""

=

а:::С!)0
I--!S:\O
о 0.......

 &8
= 1--.........
g
 ro
= \О

С!) Y.:S: c<:s
a::::s:o...
8 = С!)
С!) ro t::
:s:
 :::;;

 а

gJ



8 )

\O=

а
 ro
P-.e:QМ




:s:
=
С!)
=
С!)
:::;;
:s:
о...
t::
,.Q
t
ro
а:::
\О
О


о
1-.
С!)
S" '::>:

 :Е
ro

g.s::S:

e@

ro

:s: о
::t'

t::
:s:
Е---<



2
':5


 @
g

@ ,;s:

 о
0...=
С!)о...
:::;; О



00...
t:::: :::;;




а:::
С!)
1-.
О
о...

gj
1-. =
С!)


 :::;;
5
о
ro
::r:


:s:"?i
t $-,
o


u

 N

O
С!) ro
::au
а:::

С!) ....

u

 ro
Е---<ь


67




...,
:J:i
::r
:s:
t::
\о ::Q

 о..
u 1-"
:s:







gl:::


t:


68


ё.
 М'or)
:::!:O,j.)oO
..... S
 + +
6+?


0000
Si Ib IL..'

110.
.e:'
 u


 uO




::z:


::z:


::iJ
:s:
о..
t::
,.Q




о


u
о
О
t--
V


:s:






1=: ro
t::e-
х t::
::Q ::iJ
::z:

r:Q 1-"
:s: :s:



I::{

О )::>:
g.




::z: Q
8

g

:s: gj
(J) Q
Е







r:x:It.Q


е б:' J. Б:'


8.)=(1')






о.. ro )::>:
 fi'):s:
:s:

::r
::Q

(!)::z:6:S:!2
1:1 8o :o:):s:0
:s: 5

 5
::r EJ 8 ::z: ,.Q
t:: :>.....(01=:
:s: '"
 r:Q

f--< (1')..... (f)


u
о
О
О
N
О
1::{
)::>:
О


fi'
t::
::iJ
(!)
1-"
)::>:
О
::z:
)::>:


м
Q
::z:
:s:


r:Q
:о:
Q
t>:
:s:
::z:
(!)


\о
t>:




.,.., .....
()() ,
 +'
.. "<:t
()()


N
i 'Ь
gg
Uu


I
r:Q 6
,.Q (!) 6
 i;' '@'
fi',.Q:>'!; og
ь
 g):s: 1::{ 1-.
t::0..0(!)
=

 (!) r:Q S ""..,
:s:



;
r:Q ::z: :s: 1=:
 Х
О
 Ef g ''':>.
[8
EJ
Eg
r:Q О (!)
::z:
 :
::Q

 Q 8 :S: :s:
gH):s::>,
:S:a
o..:S:ogo
r:Q
gggr:QO(!)

(!) :о: r:Q ro
 ::z: ,.Q
::Q
Q;:;:s::ia
!2:E:
:s:rog5

):S:Ef

r:Q:S:

fE
gjg


QG;r:QQo..:S::>.

r:Qt(!)0
5

 ::Q ):>:

 r:Q r:Q
м::iJ
(!)I-.
"""'"
Q)8.s
fEr:Q

,.Q t:: "" \о r:Q (!) ::iJ

 :s: :5 .
 :s: :s: (!)
:::::::s:,,,,.Qt:::z:oQ
"'::r&1t
(!)\O
fEt>:....ol::{so
:s:
,.Qr:Qo:>.x
Ef:o:
g:o..l--<::Q
(!) о.. о..)::>: t:: U ::iJ

sgg

i5


(!)
b.

::Q
(!).... о.. ::z:
!i:
 t:: g
:s:::z:
 1=:
)::>:
б:'g.
s
!2Q(1')Mr:Q..........
):s:EJ:::s::°M....
О >-f--< r:Q ro ,.Q
t ::iJ .........)::>: 1-. g
О с;>
)!S 1-.
::iJ О ro,.Q
о.. ::z: :E:::Z:

 1-" U g
о..


I
.

88-

)::>:
,.Q О
а r:Q
м О ....
0
,........,.Q
0..t:::::Q::Z:
а м 1::{

........::>: 1:::
а




f--<O
t


I ;.::..,

 ..е: )!S ro
g."'::iJ!:@ ..е: Е
::s
 "'::iJ:s:

ob!s: .,..,

О g t::


o..,.Qro 1-".....
gt:O: о-&

 О::>: fE

=S

 gj:i

 :s:::z: Q 1::{
e-
8
g



 !i:(!)
::z: :s: О :s: $

 Q r:Q Q (!)
1=:.........0 .........1=:
О .... t )::>:

1-. ,.Q ro $ 1::{
fE!i: a (!)(!)
::!:
x 8"gp
i6.::Q 1=:0....
1-" 0::Z: 1-. t

:s: 1-. r:Q О ro Q
'1

 ; а


g






а
1Е;(!)О"I-"
., Ef ..... ro $

 8.

!2 О t:: gj
 О :>'1::{
gjE



E
b

g::Q6

(!)tO
g;

 '1 8.,.,..е:
 fE g
:::s:: ЕЗ
 &1::: '1 ::z: Ь t.I
1=:1:::
t:: r:Q

 ,
::Z:U

::r:
rou
M I


(!) r:Q



ro
::r (!)
:s:
::iJ ::z:
:s: (!)
I::::E:


J.: .
g.

g! r:Q

 J

U
Qf--<
(!) ,.Q
g; t

 О
t :Е
.


О\О
r:Q ro
I t



,.Q ::z:
t

 ro
м
t>:
r:Q




::z:
r:Q
О


)::>:
О
r:Q
О,........

p..



::Q'Q:
::z: О
::z: I:Q

 t
О ro
0..0..
:s:
о..
<




При вскрытии rазонефтенасыщенных rтaCТOB значение Рб.р должно
определяться для rоризонта с минимальным rpадиентом rтaCТOBoro дaB

ления в интервале совместимых условий. Минимальное превышение rид

ростатическоrо давления столба буровоrо раствора относительно кровли
вскрываемоro rтacтa приведено в табл. 3.2 с учетом rлубины скважины и
коэффициента аномальности rтacтoBoro давления Ка (npoeKTHoro или
фактическоrо ).


т а б л и ц а 3.2


rлубина CKBa
 Минимальное превышение rидростатическоrо давления раствора над
жины (интер
 пластовым (репрессия) ДР nп'" МПа
вал), м для нефтенасыщенных для rазоносных, raзоконденсатных пла-
пластов став, а также пластов внеизученных
интервалах разведочных скважин
:::;1000 1 1,5
1001
2500 1,5 2,0
2501-4500 2,0 2,25

4501 2,5 2,7


к указанному в табл. 3.2 значению репрессии добавляется величина


др' = Кспо . Ка (3.1)
rде К спо
 коэффициент учитывающий колебания rидростатическоrо
давления при СПО, К спо ==0,5 при диаметре скважины D c ::;215,9 мм и
К спо ==0,3 при Д;>215,9 мм.
Суммарная репрессия на rтacт
!J.P'L = !J.Pmin + др' ;
!J.P'L =Др min +др' .


(3.2)
(3.2)


Величину Рб.р необходимую для создания противодавления на rтacт,
можно вычислить из выражения


Рб.р = (pl1Jl + !J.P'L)I gH .


(3.3)


Давление циркулирующеrо буровоrо раствора не должно приводить
к раскрытию трещин наиболее слабых пород и возникновению поrлоще

ния.
Максимально допустимая репрессия (с учетом rидродинамических
потерь) должна исключать возможность rидроразрыва или интенсивноrо


69




поrлощения буровоrо раствора на любой rлубине интервала совместимых
условий бурения.
Условие предупреждения rидроразрыва


< IPrpl
1L1рожl
Рб.р(mах)
 gH '


(3.4)


rдe Pr.p
 даШIение rидроразрыва (критическое давление буровоrо
раствора в скважине, при котором возможен разрыв rорной породы, или
раскрытие трещин); /).Рож
 ожидаемое повышение даШIения в скважине.
Рациональная плотность аэрированноrо буровоro раствора вычисля

ется из уравнения


н
hCT
Рабр = Рб.р Н '


(3.5)


rдe Рб.р
 плотность исходноrо буровоrо раствора; hcT
 статический
уровень в скважине.
В интервалах, сложенных rлинами, арrиллитами, rлинистыми слан

цами и СОЛЯМИ, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и
текучести, плотность, фильтрация и химический состав буровоrо раствора
устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости
стенок скважины. До
скается депрессия на стенки скважины в пределах
1 o
 15% эффективных скелетных напряжений (разница между roрным и
поровым давлением), если это не вызывает yrpозу течения, осыпей, обва

лов и не приводит к rазонефтеводопроявлением.
Вязкость бvpовоrо раствора Т 500 должна быть достаточной для обес

печения выноса частиц выбуренной породы из скважины, предоmраще

ния, снижения или прекращения поrлощений раствора в скважине. OДHa

ко чрезмерная вязкость повышает rидравлические СОПРОТИШIения в цир

куляционной системе скважины и ухудшает условия очистки буровоrо
раствора.
Величина условной вязкости должна составлять 25
30 с. Отечествен

ный и зарубежный опыт показывает, что верхний предел Т5()(), определен

ный прибором ПВ
5 должен составлять T500
30c для раствора с Рб.р
1400
кт/м 3 , и T500
5c для раствора с Рб.р
1400 кт/
, а пластическая вязкость "
соответственно ,,
O,006 Па.с и "s0,01 Па.с. для неyrяжеленных буровых
растворов на базе бентOlШТОВЫХ порошков ,,
O,002 Па.с.
для удовлетворительноro rидротранспорта IШIама на дневную по--
верхность ламинарным потоком и предоmращения выпадения утяжелите



70




ля в поверхностной циркуляционной системе достаточно иметь величину
динамическоrо напряжения сдвиrа 7"0== 1 ,5--=--2,0 Па.
Статическое напряжение сдвиrа (СНС) должно быть достаточным
для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя и частиц выбурен

ной породы при прекращении циркуляции промывочной жидкости. BM

сте С тем статическое напряжение сдвиrа должно быть минимально дo

пустимым, так как повышенное значение прочности структуры промы

вочной жидкости вызывает затруднение при запуске насосов, создает зна

чительное давление на стенки скважины, что в слабосвязанных породах
может вызвать rидравлический разрьm rmаста при восстановлении цирку

ляции и ухудшает условия очистки от частиц выбуренной породы и деrа

зации очистноrо areнтa.
Хорошая удерживающая способность промывочной жидкости дости

rается при CHCl
I,25 па и CHClO
60 па при коэффициенте тиксотропно

сти К'[==(ЛО/(}1
3.
Минимально допустимое значение СНС (в Па) можно вычислить из
выражения


() . = dJуп
rБР)
тю 6 ' (3.6)
rде d ч
 диаметр частиц, м; Уп и Уб.р
 удельный вес соответственно
породы и буровоrо раствора, Н/м З .
Обычно достаточно, чтобы (}1О
5Па. Лишь при операциях по ликви

дации поrлощений в некоторых случаях целесообразно использовать pac

твор с высоким снс.
Величина ФИЛЬтРации буровоrо раствора Ф зо определяется устойчи

ВOCThю, а также их насыщенностью rmастовыми водами и флюидами.
Снижение показателей рекомендуется для бурения в неустойчивых, xo

рошо проницаемых породах и при вскрытии продуктивных залежей. Oд

нако чрезмерное снижение Ф зо может вызвать ухудшение технико

экономических показателей бурения скважин из
за нарушения баланса
rидростатическоrо и rmacтoBoro (призабойноrо) давления в скважине.
Проникающий в забой фильтрат способствует компенсации давления во--
кpyr сколотой частицы, что приводит к улучшению условий очистки за

боя от выбуренных частиц шлама и повышает буримость rорной породы.
Во всех случаях необходимо стремиться к уменьшению rлинистой
корки.
Показатель фильтрации буровоrо раствора Ф зо cтporo реrламентиру

ется при проходке проницаемых песчаников, rлин с низким поровым дaB



7l




лением и продуктивных rоризонтов. ДrnI этих условий поддерживают
ФЗО==3 7 6см З за 30 мин.
При бурении в нормальных условиях Ф зо 'S20 7 25см З .
Содержание песка в буровом растворе не должно превышать 1
2%.
При рН> 7 существенно интенсифицируется коррозия стальных труб,
а при рН> 1 О
 труб из дюраля.
При турбинном бурении к качеству буровоrо раствора предъявляют

ся ДОПОЛlштельные требования: максимальное снижение вязкости, что
улучшает работу забойных двиrателей, уменьшает rидродинамическое
давление на IШасты при спускоподъемных операциях (выполняя при этом
основную функцию
 сохранение устойчивости ствола); очистка от выбу

ренной породы и деrазация выходящеrо из скважины буровоrо раствора
должны быть совершенными; максимально возможное равенство давле

ния на забой столба раствора и nластовоrо давления.
Таким образом, при выборе основных параметров раствора (Рб.р, Т5()(),
СНС и фзо) стремятся приблизить их к минимально допустимому пред

лу, при котором еще можно вести процесс бурения без заметных ослож

нений.
Значение ВОДОРодноrо показателя рН определяется типом промы

вочной жидкости, видом химическоrо peareнтa, используемоrо для pery

лирования параметров буровоrо раствора, характером и интенсивностью
взаимодействия фильтрата промывочной жидкости с породами и флюи

дами продуктивных пластов и неустойчивыми породами в стенках cквa

жины. При выборе значения рН необходимо учитывать возможность из

менения интенсивности коррозии буровоrо оборудования и инструмента.
При этом требования к щелочности промывочной жидкости противопо

ложны для работыI бурильных труб, изrотовленных из стали и леrко

СIШавных материалов.
Лучшие тиксотропные свойства раствора наблюдаются при рН==8 7 1 о,
минимальная стабильность
 при рН==2,7 7 4,0, наиболее высокая стабиль

ность
 рН== 10,5711,5, минимальная вязкость
 при рН==8,5, минимальная
коррозия стальных бурильных труб
 при рН>7,0 а минимальная коррозия
бурильных труб из ашоминиевых сплавов
 при рН<lО. Исходя из этоrо,
оптимальным значением следует считать рН==8,078,5.


Пример 3.1 Скважиной диаметром D c ==165 мм на шубине 4480 м
вскрывается raзонасыщенный rоризоm с коэффициеmом аномальности
К а ==I,6. Определить требуемую IШотность буровоrо раствора.
Решение. Приняв
Рmin==2,25МПа (см.табл.3.2) и К спо ==0,5 по форму

лам (3.1) и (3.2) находим.
72




8.pr.==2,25+ 1,6.0,3==3,05 МПа
ПЛастовое давление на указанной rлубине
р rт==KaPB== 1,6-9,8.1 000-4480==70,2 МПа
Необходимая IШотность буровоrо раствора по формуле (3.3)
= (70,2 +3,05)106 = 1667кr/M 3 .
Рб.р 9,81.4480


Пример 3.2 При бурении скважины на rлубине Н==400 м возникло по--
rлощение буровоrо раствора IШотностью Рб.р==] 100 кr/МЗ. Статический
уровень в скважине установился на rлубине h cт ==40M. для ликвидации по

rлощения решено бьто уменьшить rидростатическое давление буровоrо
раствора на поrлощающий rоризонт снижением ero IШотности путем
аэрации. Определить рациональную IШотностъ АБР.
Решение По формуле (3.5)
= 1100 400
40 = 990кr/M 3
Р а.б.р 400


Пример 3.3 Вскрытие rлинистой толщи плотностью Рrл==2300 кr/M 3 С
коэффициентом аномальности К а ==I,4, залеraющей в интервале 3400

4100м, предусматривается с депрессией. Подобрать плотность буровоrо
раствора.
Решение Поровое давление на rлубине 41 ООм.


Рпор==I,4-9,81'1000'4100==56,3 МПа;
ropHoe давление
Рr==9,81'2300.4100==92,5МПа;
скелетное напряжение
PCK==Pr
 Рпор==92,5
56,3==36,2 МПа;
10% от Рск составляет 3,6 МПа.
Torдa IШотность буровоrо раствора


= (56,з
з,6)106 = 1310кr/M 3 .
Рб.р 9,81.4100


Пример 3.4. Частицы выбуреmюй породы удельным весом
'Уп==26.10 3 Н/м 3 и диаметром dч==I,5'1О
3м находятся в покоящемся буровом
растворе с 'Уб.р==12'10 3 Н/м 3 . Определить минимально допустимое значение
СНС, препятствующеrо падению частицы на забой.


73




Решение. По формуле (3.6)


().
 1,5 .1O
З(26
 12)10 З = 3 5Па.
mш 6 I


3.2 Выбор состава буровых растворов и rазообразных areHTOB


Из табл. 3.1 следует, что в настоящее время при бурении скважин
применяется большое количество циркулирующих аrентов, представ

ляющих собой комбинации различных химических реаrентов.
После выбора типа циркулирующеrо areнтa для придания опреде

ленных технолоrических свойств, отвечающих требованиям конкретных
rеолоrических условий бурения ero обрабатывают различными химиче

скими реаrентами.
Примерный компонентный состав наиболее часто используемых
циркулирующих аrеитов приведен в табл. 3.3.


т а б л И Ц а 3.3.


Состав ЦИРКУЛИРVЮЩИХ aremOB.
Тип циркулирующеrо Состав
arema
Солевые растворы Вода + до 20725% NaCI или KCI (или МИН
 1)
Водные растворы Вода + 0,270,5% PC
2 или PC
4;
полимеров Вода + О,5 7 Ц1'/о ПАА (или rипана)
Вода + 0,370,4% МI4+0,06+-0,15%
NaOH
Водно--солевые pacтвo
 Вода + 0,270,5% РС
 2 или РС
 4 или rипана
ры полимеров +0,571,5%
Nа2SiОз+О,27Nа2СОЗ
Вода + 0,5 71,0% ПАА + 0,171,5%
Nа2SiOз+О,I-;-(),3%Nа2СОЗ
Водные растворы ПАН Вода + 0,271,5% ПАН
Силикатно
rуминовые Вода 0,7270,84 м 3 +478% жидкоrо стекла + 12720%
растворы оУЩР
Безrлинистые полимер
 Вода 85790%+ 172% ССБ (КСДБ) + 273% сернокислоrо
ферросульфатные железа +0,871% каустической соды + 4% rипана или
растворы 0,270,5% ПАА (КМЦ)
Эмульсионные буровые Вода мяrкая + 172% кожевенной эмульrирующей пас

растовры (водомасля
 ты или 1,572,5% ocr
ные эмульсии) Вода мяrкая или слабожесткая + 175% эмульсола ЭЛ4
Вода любой жесткости + 175% эмульсола ЭН4


74




Тип циркулирующеrо Состав
шента
Вода любой жесткости + 1 +5% КОlЩентрата ленол
 1 О
или ленол
32
Вода соленая (до 12%) любой жесткости + концентрата
морозол
2
rлинистый раствор rлина качественная 8+22%+вода
нормальный
rлинистый раствор Нормальный rлинистый раствор+ 1 0
20% жИдкоrо
улучшенный УЩР (ТЩР) или 2
5% порошкообразноrо YIЦP
rлинистый раствор rлина высококачественная 4+8%+0,1% К4+вода.
малоrлинистый rлина высококачественная 4+8%+1+2% кмц
rлина высококачественная 4+8%+2,5+ 3% кальциниро

ванной соды
Полимерrлинистый и Бентонит 2
5%+вода+полимеры 0,1+0,5%; химические
полимербентонитовый решенты, вводимые избирательно
раствор
rуматный раствор Бентонит 5+6%+1 +4%+ УЩР+97+94% воды. Бентонит
5+6%+ 1 +4%УЩР+О,02+О,05% бихромата или хромата
натрия (или калия); + 97+94% воды
Лиrносульфонатный rлина 8+ 20%+3+4%ССБ+l +2% УЩР+О,5+ 1%
раствор NaOH+O,5+ 1% пеноraсителя+вода 94

90%+yrяжелителя
 до получения раствора необходи

мой плотности
Хромлиrносульфонат
 rлина 8+20%+0,I+О,2%ОК3ИЛ (ФХЛС)+4+3%КССБ

ный раствор 4+0,2+0,5% NaOH+O,05+0, 1 % Na2CrOiK2Cr207)+O,3

5% пеноraсителя+94
900/о вода+yrяжелитель
 до полу

чения раствора требуемой плотности.
Эмульсионный шини

нормальный rлинистый раствор+2+12% нефти +
стый раствор 0,5+ 1% ПАВ
 эмульrатора
 3+4% CМAД
 1 +0,5+ 1 %
ПАВ
 эмульrатора
8
 12% нефть+О,5+ 1% ПАВ

эмульrатора+ 1 +3% инrибитора
Меловой раствор Вода+ 15+400/0 молотоrо мела + структурообразователь
(3+5% шины или 0,5+3% жидкоrо стекла)+понизители
водоотдачи (5+ 15%УЩР или 4+6% КССБ, или 1
2%
полимеров)
Растворы на основе Вода+2+5% твердой фазы, представленной перебури

выбуренных пород ваемыми цородами+0,5+ 2% ПАВ, способствующих
дисперrации твердой фазы+стабилизаторы: 1 + 2% бен

тонита, 0,2+5% полимеров, 0,5+2% жидкоrо стекла
Инrибированный алю
 1 +2% инrибитора Al2(SО4)з+0,2+0,6% реryлятора ще

минатный лочности NaOH+O,5+ 1 % кмц или 0,3+0,5% M

14+2+5% окзила или ФХЛС


продолжение таблицы 3.3


75




Тип циркулирующеrо Состав
атента
Известковый 0,272,5% инrибитора извести + 0,571 % реryлятора pac

творимости извести NаОН+3
5%КССБ или 1,5 7 2,ОО/оКМЦ
600(700)+3 7 5%ССБ или 274% окзила или 10
 15% УЩР
Хлоркальциевый 172% инrибитора (CaCl 2 )+O,1 7 O,2%
(Са(ОНЪ)+5 7 10%КССБ или 578%ФХЛс.
Силикатный 8
 1 0% rлины+ 274%Nа2SiОЗ+375%УЩР+571 OO/oКМЦ(M

14)+yrяжелитель
до получения раствора требуемой ШIOт

ности.
rидрофобизируюuций 0,270,3% ПАА (на сухое вещество)+4 7 6% кремнийорrа

нической жидкости (rКЖ
10, rкж
ll) + врлы 95
94%
171,5 инrибитора rипса+О, 1570,3% алебастра +
578%КССБ или ФХЛС, или 1,572% КМЦ
600(700)+3

5%ССБ или 274% окзила
Хлоркалиевый 377% КС1+0,3 7 О,6% КОН+О,5 7 1,5% кмц или 0,571,00/0
метаса, или M
14, или 1,572% крахмала+3 7 5% ССБ, или
476% КССБ (ФХЛС)
Соленасыuценный 173% NаСl+4 7 5%КССБ
10% NaCl+ 1 7 2%КМЦ+ 171,5%
(солестойкий) rлини
 Nа2СОЗ; 20
25% NaCl+ 1 72% Nа2СОз+l,572,5% кpaxMa

стый раствор ла+ 1,071,5%КМЦ, или 374%ССБ+375%ФХЛС
Раствор на yrлеводо
 507600/0 дизельноrо топлива + 14715% битума+ 127200/0
родной основе из
 Са0+576% воды + 10712% сульфонола НП
1
вестково
битумный
Пены Сжатый воздух + вода с добавками 0,272% ПАВ при cтe

пени аэрации V/VB==50 7 300
Аэрованные буровые Смесь воды или раствора с воздухом
растворы


продолжение таблицы 3.3


Примечание Приведенные составы MOryт быть откорректированы и
уточнены опытным пyrем в лабораторных условиях примеlШТельно к
специфике KoнкpeTHoro rеолоrическоrо разреза, климатическим услови

ЯМ, системы снабжения и орrанизации работ.


3.3 Выбор химических peareHTOB, при меняемых для реryлиро

вания свойств циркулирующих areHTOB


Основным средством реryлирования свойств (Т500, Ф зо , Рб.р, ене и
др) буровых растворов является химическая обработка их с помощью раз

личных реаrентов. Кроме Toro, в процессе бурения появляется необходи



76




мость придать растворам смазочную и эмульrирующую способность,
уменьшить коррозионное и пенообразующее действие и Т.д. Выбранные
буровые растворы должны обрабатываться по
возможности доступными
и дешевыми реаreнтами.
Ниже приводятся сведения о назначении и оптимальных добавках
основных химических peareHToB, используемых для обработки буровых
растворов.


3.3.] Понизители водоотдачи. Стабилизируют дисперсную систему, сни

жают проницаемость фильтрационной корки и в зависимости от состава
Moryr влиять на реолоrические свойства буровоrо раствора. К ним OTHO

сятся:

 vrлещелочной peareHT (УШР) жидкий или порошкообразныIй
(ПУЩР). Кроме снижения Ф зо оказывает общее улучшающее действие на
растворы различных типов и назначений. Оптимальная добавка (ОД):
15720% жидкоrо и до 5% порошкообразноrо;

 тоvdющелочной (ТШР) . Аналоrичен YlЦP, но менее активен как
понизитель водоотдачи. ОД
 до 4%;

 кондеНСиРованная сvльd)Ит
спиртовая барда (КССБ) . Растворы, об

работанные КССБ образуют тонкие IШотные фильтрационные корки. OД

3710% жидкой, 175% сухой;

 кРахмал (модифицированный крахмал МК
 1). Эффективно снижа

ет водоотдачу. ОД
 0,573% (в переводе на сухое вещество);

 каvбоксиметилцеллюлоза (КМU) . Снижает водоотдачу растворов
различной минерализации, в Т.Ч инrибированных. ОД
 1,872,5%;

 полиакРиламид (ПАА)
 rидролизованный (ШАЛ): РС
 2
 снижа

ет водоотдачу неминерализованных буровых растворов. ОД
 0,270,5%;
РС
 4
 для высокоминерализованных растворов и растворов на основе
выбуренных пород. ОД
 0,270,5%;

 rипан (и ero аналоrи К
 4 и К
 9). Снижает водоотдачу пресных и
среднеминерализованных вод. ОД
 0,5+0,75% (при T
:JOOoC);

 метас (и реаrент M
14) то же, что и rипан. ОД
 0,271% для пре

CHbIX растворов; 2
2,5%
 соленасыщенных;

 лакРИС
 20 . Снижает водоотдачу пресных и насыщенных NaCl pac

творов при T::;260
2800c. ОД
 0,170,3%, а для соленасыщенных 172%.


3.3.2. Понизители вязкости (разжижители). Создают мощные rидратные
оболочки на частицах твердой фазы, блокируют их активные участки.
Значительная часть реаrентов снижает водоотдачу и влияет на качество
фильтрационной корки.


77




к ним относятся:

 сулъd)Ит
спиртовая барда (ССБ ). од
 1--;.-3% в пресных растворах,
5--;.-6% в среднеминерализованных;

 окзил . Разжижает растворы, заryстевшие от действия выбуренных
rлинистых пород; особенно эффективен в растворах, содержащих rлины,
rипсы и анrидриты. од
 0,2--;.-(),5% и 1,5--;.-2% для поддержания низких
значений водоотдачи.

 феррохромлиrносулыЬонат (ФХЛС). Разжижает растворы, заryс

тевшие от действия rлины, солей и температуры, снижает водоотдачу
среднеминерализованных растворов. од
 2--;.-3% для первичной обработ

ки раствора.


3.3.3 Инrибиторы rидРатации rлин и rлинистых пород. Инrибируют rид

ратацию rлин и rлинистых пород используются для повышения вязкости
и прочности структуры раствора при борьбе с поrлощениями.
К ним относятся:

 силикат натрия или калия (жидкое стекло) Nа2SiОз. од
 4";-.5%
(может доходить до 10%);

 сульфат кальция CaS04'2H20 (rипс). для получения rипсовых ин

rибированных растворов. од
 до 2%;

 хлористый натрий NaCl. для приrотовления соленасыщенных pac

творов и при бурении в мноroлетнемерзлых породах. од
 до 15%;

 хлористый калий KCl. для приrотовления калиевых растворов, эф

фективных при бурении в неустойчивых породах rлинистоrо комплекса.
OД
дo 7%;

 хлористый кальций . для приrотовления инrибированных хлоркаль

циевыx растворов. од
 1,8--;.-2%;

 минерализатор мин
 1. Инrибитор растворов при бурении в обва

ливающихся терриrенных породах. од
 в виде насыщенноrо раствора
35%
ной концентрации;

 сернокислый алюминий А1 2 (S04)з. для приrотовления алюминат

ных инrибированных растворов. од
 до 3%;

 сернокислое железо Fе2СS04)З. сильныIй инrибитор, для приrотов

ления ферросульфатных инrибированных растворов. од
 до 1--;.-1,5%.


3.3.4.Реrvляторы жесткости жидкой Фазы. Создают предпосьтки для бо

лее активноrо влияния компонентов буровоro раствора.
Наиболее распространенныIй реryлятор
 кальцинированная сода
Nа2СОЗ снижает жесткОСТЬ исходной дисперсионной среды. ОД



78




0,570,75% в сухом виде и 273% в виде раствора 1O
15%
ной Koнцeтpa

ЦИИ.


3.3.5. Реrvляторы щелочности. Создают среду, обеспечивающую эффек

тивность действия материалов, используемых для приrотовления буровых
растворов.
К ним относятся:
rидроксид натРИЯ NaOH (едкий натрий, каустическая сода). Реrули

рует рН буровых растворов и peareHToB, обеспечивает дисперrацmo rлин.
ОД
 до 0,1% увеличивает дисперrацmo rлин; до 0,5%
 вызывает Koary

ляцию rлинистоrо раствора;

 rидроксид калия кон Реrулирует рН инrибированных калиевых
растворов. ОД
 аналоrично NaOH


3.3.6 Смазочные добавки. Уменьшают коэффициент трения буровоrо ин.
струмента о rорные породы; снижают крyrящий момент, прилаraемый к
бурильной колонне; повышают стойкость породоразрушающих инстру.
ментов; уменьшают вероятность прихватов.
К ним относятся:

 СМАД
 1 . для бурения с промывкой водой, пресными и минерали

зованными NaCl или КСl растворами с pH
100.Д.
 174%;

 сvлыЬонол lПl
 1 . ОД
 0,2% в виде 1 %
HOro ВОДНоrо раствора.


3.3.6. Эмvльrаторы. для получения эмульсионных растворов с антивибра

ционными свойствами, а также растворов на yrлеводородной основе.
К ним относятся:

 эмvльrирvющая кожевенная паста (экП). эмvльтал. эмvльсол лесо

химический эл
 4. эмvльсол неФтехимический ЭН
 4. Добавка экr,
эмулътала, эл
 4 приводит К повышению механической скорости буре.
ния и стойкости бурильноrо инструмента, снижению коэффициента тре.
ния И, как следствие, к уменьшению мощности, затрачиваемой на враще.
ние бурильной колонны, сокращению энерrетических затрат.
ОД ЭКП
 0,572% (с увеличением частоты вращения буровоrо инст.
румента концеmpация повышается) эмулътала
 0,571,5%; эл
 4

0,575%; ЭН
 4
 175%;

 омыленная смесь rvДРонов ocr . ОД
 172%;

 морозол
 2 . Приrотовление эмульсий на соленой (до 12%) и любой
жесткости воде при высокоскоростном алмазном бурении мноrолетне.
мерзлых пород с температурой до
 7,4 0 с. ОД
 275%.


79




3.3.7. Термостабилизирvющие реаrенты (хроматы и бихроматы щелочных
металлов). Сохранение подвижности (разжижение) растворов, повышение
эффективности защитных реаrентов при высокой забойной температуре
(выше 100°С) од
 0,05
,2%.


3.3.8. Пенообразователи (вспениватели) Поверхностн
активные вещества
(ПАВ), применяющиеся для получения аэрированных буровых растворов
и пен; повышают механическую скорость бурения, стойкость буровых
коронок и долот, несколько снижают коэффициент трения.
К ним относятся:
оп
 10. ОД
 0,270,3%
«Проrpесс» од
 0,1
,5%.


3.3.9. Пеноrасители. Предупреждают пенообразование буровых растворов
при обработке их пенообразующими реаrентами и физик
химическом
взаимодействии с различными солями, поступление raза в раствор при
разбуривании raзовых и raзоводонефтяных rоризонтов.
К ним относятся:

 соапсток и пв
 1 . од. соответственно 0,3
,5% и 0,01
,03%.


3.3.10. Реаrенты (ПАВ). повышающие буримость rоРНЫХ пород. Повы

шают эффективность разрушения rорных пород.
К ним относятся:
ПТП
 4 К с о.д.
 0,571 % и УФЭ
 8 , ОД
 0,4
,5%.


3.3.11. Инrибиторы коррозии бурильных труб. Подавляют процессы, при

водящие к разрушению стальных и леrкосплавных бурильных труб.
К ним относятся:

 Фенолы эстонских сланцев (ФЭС) и И
I
Д. о.Д соответственно
1
2%, 2% и 0,5%.


3.3.12. Утяжелители. Повышают плотность буровоrо раствора с целью
реryлирования rидpостатическоrо давления в скважине в зависимости от
давления вскрываемых нефтеrазовых и водоносных пластов и поровоrо
давления rлинистых пород.
К ним относятся:

 барит BaS04 (наиболее широко используемый), reматит F
Оз и
маrнетит FeO Fе20з, О.д.
 определяется расчетным пyrем (см. раздел 7).


80




Список литературы


1. Башкатов АД.Проrpессивные технолоrии сооружения скважин.
М., 000 «Недра
Бизнесцентр». 2003.
2. Боrолюбский КА., Соловьев Н-В. Букалов АА. Практикум по
курсу промьmочные жидкости и тампонажные смеси с основами rидрав

лики. Учебное пособие. мrPИ., М.,1991.
3. Булатов АИ., Пеньков АИ. Проселков Ю.М. Справочник по про

мывке скважин М., Недра, 1984.
4. Бурение скважин на термальные воды/r.П.Новиков, r.м.rульянц,
Ю.Н.Аrеев, А.И.Вареца. М., Недра, 1986.
5. Войтенко В.С., Леонов E.r., Филатов Б.С. Выбор типа промьmоч

ной жидкости, обеспечивающей наибольшую устойчивость пород на cтeH

ках скважин.
 В КИ.: Бурение rазовых и raзоконденсатных скважин.
М.ВНИИЭ rазпром, 1974, вьш. 2., c.12
21.
6. Жуховицкий С.Ю. Промывочные жидкости в бурение. М., Недра,
1976.
7. Ивачев л.м. Промьmка и тампонирование reолоrоразведочных
скважин. М., Недра, 1989.
8. Ивачев Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси.
Учебник для вузов М., Недра, 1987.
9. Кудряшов Б.Б., Яковлев А.М. Бурение скважин в осложненных
условиях. Учебное пособие для вузов. М., Недра, 1987.
10. Михайлова Н-Д. Техническое проектирование колонковоro буре

ния. М., Недра. 1985.
11. Михеев В.Л. Технолоrические свойства буровых растворов М.,
Недра, 1979.
12. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывоч

ной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и raза. М., He

дра, 1976.
13. Пеньков А.И., Панченко r.r. Влияние водоотдачи буровых pac

rnopoB на возникновение прихватов.
 РИТС «Бурение», 1970, N25, c.6
8.
14. Соловьев Н.В. Промывочные жидкости и тампонажные смеси.
Учеб.пособие. мrr А., 2000.


81




4. Выбор способа бурения


Выбор способа бурения представляет собой один из ответственных
этапов при проектировании сооружения (строительства) скважин различ

Horo назначения, поскольку определяет мноrие технико
технолоrические
решения
 тип буровой установки, режимы бурения и др.


4.1. Выбор способа бурения при разведке россыпных месторож

дений и инженерно
rеолоrических скважин


При разведке россыпных месторождений (далее россыпи) получил
распространение ударно--канатный способ, что обусловлено ero универ

сальностью с точки зрения возможности применения в сложных и раз

личных по rеолоrическому строению разрезах. Кроме тош yдapHO

канатный способ бурения характеризуется сравнительно простой техно--
лоrией проведения скважин и орrанизацией работ, достаточно высокой
производительностью труда.
Способ бурения инженерно--rеолоrических скважин выбирается в
зависимости от свойств, проходимых rpYНТOB, назначения и rлубины
скважин, условий производства работ и должен обеспечивать удовлетво--
рительное качество инженерно--rеолоrической информации о rpyнтax.
При наличии больших объемов буровых работ целесообразно выби

рать способы, обеспечивающие высокую производительность: вибраци

онный, пневмоударный, вибрационно
 вращательный.
При малых объемах работ в отдаленных и труднодоступных районах,
на заболоченных участках и незначительной rлубине скважин peKOMeндy

ется использовать ручкой ударно--бращательный способ бурения.
При выборе способа бурения инженерно--rеолоrических скважин
можно руководствоваться рекомендациями табл. 4.1.


т а б л и ц а 4.1.
Рекомендации по выбору способа бурения инженерно
rеолоrических скважин
r лубина r орные породы и степень их Способ бурения CKBa

бурения обводненности жнн
скважИН,м


:::;30


Б ение скважин без п мывки
rлинистые, песчаные слабообводнен

ные


Шнековый сплошным
забоем и кольцевой


82




продолжение 'Iaблицы 4.1.


rлубина rOpHbIe породы и степень их Способ бурения скважин
бурения обводненности
скважин, м
Бурение скважин без промывки

ЗО rлинистые,песчаные,крупнообломоч
 Медленновращательный
ные, обводненные инеобводненные
r линистые (полyrвердые, мастичные, У дарно
канатный коль

текучие), песчаные, сильно-- и цевым забоем, забивной
слабообводненные
rлинистые (лёссовые, лёссовидные), У дарно
канатный коль

слабообводненные цевым забоем, клюющий
Крупнообломочные, rлинистые, песча
 «Всухую» и с обратной
ные, обводненные и слабообводненые, призабойной циркуляци

мерзлые ей промывочноrо pac

твора.
rлинистые,песчаные,слабообводнен
 Вибрационный
ные и обводненные и слабообводнен

ные

50 Полускальные, крупнообломочные,
rлинистые 1 песчаные, обводненные и
слабообводненные
Бурение скважин с промывкой (продувкой)
30 Скальные, крупнообломочные, rлини
 Пневмоударный
стые, песчаные, необводненные и
слабообводненные

50 Полускальные, крупнообломочные, Вибрационно

rлинистые, песчаные, обводненные и вращательный с rидро

слабообводненные и пневмотранспортом
керна

ЗО Скальные (монолитные и трещинова
 Колонковый с продувкой
тые), необводненные или слабообвод
 воздухом
ненные, мерзлые

100 Нескальные и полускальные Колонковый с rидро--
транспортом керна
Во всем Скальные (монолитные и слаботрещи
 Колонковый с промыв

диапазоне новатые), обводенные и неообводнен. кой технической водой
rлубин Скальные (трещиноватые), крупнооб
 Колонковый с промыв

ломочные, rлинистые, песчаные, не кой rлинистым раство--
обводненные и обводненные ром или раствором на
неrлинистой основе
Мерзлые (скальные инескальные) Колонковый с промыв

кой солевыми охлаж

денными растворами


83




4.2. Выбор способа бурения колонковых разведочных скважин


Колонковое бурение широко применяется при разведке месторожде

ний твердых полезных ископаемых, а так же при инженерно

rеолоrических и rидроreолоrических исследованиях, структурно--
картировочных изысканиях и поисках нефтяных и raзовых месторожде

ний.
ни один из известных способов колонковоrо бурения (вращательный
с ero разновидностями тверДОСIШавным, алмазным и бескерновым, yдap

но
вращательный rидро и пневмоударниками, комбинированный) не яв

ляется универсальным, дающим высокие технико
экономические показа

тели при любых условиях. Внедрение одноrо из способов без достаточ

ных оснований может привести к снижешпо технико--экономических по--
казателей бурения.
Основные факторы при выборе способа бурения (оборудования и
всех технических средств)
 rеолоrические условия бурения (физико--
механические свойства пород, наличие в разрезе зон осложнений, степени
интенсивности водопритоков ); rлубина, диаметр и профиль скважины;
rеоrpафические условия размещения объекта разведки.
Выбрать способ бурения можно также на основании анализа стати

стическоrо материала по ранее пробуренным скважинами. Если на дaH

ном объекте ранее не бурили ни одной скважины, способ бурения выби

рают с учетом информации и опыта бурения по дрyrим районам с анало--
rичными rеолоrическими условиями.
Способ бурения рекомендуется выбирать по буримости ПОРОД для
целых rорнопромыIIенныЪIx районов, породы которых сходны по составу
и физико
механическим свойствам (абразивности, твердости и динамиче

ской прочности).
Ниже на основании обобщения и анализа литературных данных и
опыта rеолоrоразведочных орraнизаций приводятся рекомендации по pa

циональному применешпо способов бурения.
Вращательный способ: бурение на больших rлубинах (свыше 1 000

1200 м), rдe основная задача, определяющая выбор способа бурения, rлу

бина скважины при любых rеолоrических условиях; бурение скважин в
осадочных, основных и ультраосновных, rлубинных изверженных rорных
породах, слабо и умеренно притупляющих породоразрушающий инстру

мент (Кабр
I,5); бурение наклонно--направленных, мноrоствольных и ro

ризонталъных скважин; бурение скважин, в которых требуется примене

ние утяжеленных промывочных areHToB (IШотность более 1400 кr/M 3 );


84




бурение скважин породоразрушающим инструментом большоrо диаметра
(150 мм и выше).
для сокращения времени на спуско--подъемные операции при буре

нии rлубоких скважин алмазными коронками в нормальных и сложных
rеолоrических условиях, в породах, rде стойкость коронки составляет не
менее 15
 20 м, целесообразно применять снаряды со съемными керно--
прием никами (ССК, КССК) Техническая характеристика снарядов приве

дена в табл. 7.2 справочника [23].
Ударно
вращателъный способ с прuменением 2идроударников (см.
табл. 7.24 и 7.25 [23]) разбуривание сложноrо комплекса изверженных
метаморфических и осадочных ropHbIx пород, сильно притупляющих по--
родоразрушающий инструмент (К абр :52); бурение скважин шубиной до
1000
 1200 м, разрез которых представлен породами с различными физи

ко
механическими свойствами (динамическая прочность которых изменя

ется в широких пределах), но при наличии на объектах разведки водных
источников и достаточно мощной энерrетической базы (так как мощность
электродвиrателей при rидроударном бурении значительно выше, чем при
вращательном).
Ударно
вращателъный способ с пpuмeHeHueм пневмоударников (см.
табл. 7.35 и 7.37 [23]) разбуривание комплекса rpанитоидов и вулканоrен

но
метаморфических rорных пород, сильно притуrтяющих породоразру

шающий инструмент (К абр S3), но при условии, что шубина скважин не
превышает 300 м, а при наличии водопритоков
 150 м; бурение в пус

тынных, полупустынных районах, в зонах мноrолетней мерзлоты, а также
в районах развития карста и трещиноватых зон, вызывающих катастрофи

ческое поrлощение промывочной жидкости.
Комбинированный способ (ero целесообразность может быть опреде

лена в результате технико
экономических расчетов) с использованием
пневмоударников до шубины 150
 300 м (например, в кварцсодержащих
породах с высокой абразивностью, затрудняющих применение враща

тельноrо способа бурения с использованием алмазноrо породоразрушаю

щеrо инструмента), а rлубже
 rидроударный или вращательный.
Бескерновое бурение следует предусматривать при наличии в разре

зах скважин интервалов пород большой мощности и достаточно хорошей
их изученности с применением дополнительных (косвенных) методов
получения rеолоrической информации о породах, пройденных скважиной.
Бескерновое бурение широко применяется при разведке yrольных, желе

зорудных и дрyrиx месторождений и ведется без ущерба для качества pa

бот.


85




Бескерновое бурение с использованием малоrабаритных турбобуров
и шарошечных долот рекомендуется применять при: значительных объе

мах бурения скважин без отбора керна диаметром 120,6
 152,4 мм в по

родах высоких катеrорий по буримости и на большой шубине; бурении
структурно--поисковых скважин на нефть и raз; блаrоприятных условиях
для транспортировки более тяжелоrо оборудования с повышенной при

водной мощностью и буровоrо инструмента.
Техническая характеристика малоrабаритных турбобуров KOHcтpYК

ции ОАО НПО «Буровая техника» приведены в табл. 4.2 [1].


Показатель TВ1
102 ТШ
 108Б Tr
124
3 ceK
 I 4 ceK
 2 ceK
 3 ceK
 2 ceK
 3 ceK

ции ции ции ции ции ции
Наружный диамеТD, мм 102 I 102 108 I 108 124 124
Диаметр долота, мм 118
151 120,6
151,0 1З9,7
158,7
Расход жидкосrn плоrnоCThЮ 8 II 10 10 12 12
1000 кr/м З , Л/С
Частота вращения вала, мин
1 900 900 990 790 900 750
Момент силы, Н.м 100 135 215 205 450 470
Перепад давления, МПа 9,0 12,0 9,4 9,0 8,9 9,3


Т а б л и ц а 4.2.
Техническая характеристика малоrабаритных турбобуров конструкции
ОАО НПО «Буровая техникю)


Бvuение скважин с rидроroанспортом керна ре комендуется приме

пять для сооружения скважин rлубиной до 300м в породах П
 IV katero--
рий по буримости С пропластками пород до У]
 VII катеroрий. Примене

ние этоrо способа значительно (до 100%) повышает выход керна при cy

щественном повышении производительности бурения.
Техническая характеристика комплексов для бурения скважин с. rид

ротранспортом керна дана в табл. 7.40 справочника [23].


4.3. Выбор способа бурения скважин на воду


При бурении скважин на воду (rидроrеолоrические скважины), как и
при разведочном бурении на твердые полезные ископаемые, MOryт ис

пользоваться в основном одни и те же способы бурения.
Способ бурения выбирают в зависимости от reолоrо--
rидpоrеолоrических условий, целевоrо назначения скважин, условий Be

дения работ и Т.д.


86




rидроrеолоrические скважины бурят следующими способами: Bpa

щательным с промьmкой rлинистым раствором, с продувкой воздухом
или с обратной промывкой, yдapHO
KaHaTHЫM и комбинированным. Каж

дый из перечисленных способов имеет свои преимущества и недостатки.
Так, скорость вращателъноrо бурения с промывкой rлинистым pac

твором превышает скорость ударно
канатноrо бурения в 3
5 раз. Но при
этом полученные показатели rидроrеолоrических параметров неполно--
ценны и требуется проведение работ по разrлинизации скважин. Поэтому
решающим фактом при выборе способа бурения должен быть экономиче

ский анализ.
Способ бурения следует выбирать в соответствии со следующими
рекомендациями.
При бурении скважин rлубиной более 200 м с начальным диаметром
300АОО мм в хорошо изученных rеолоrо--rидроrеолоmческих условиях,
при отсутствии в разрезе переслаивающихся и низконапорных BOДOHOC

ных rоризонтов целесообразнее использовать вращательныIй способ с
промывкой (при вскрытии водоносных rоризонтов без применения rлини

cToro раствора и при опробовании их испытателем пластов и проведении
каротажа).
Врашательный способ бурения с продувкой эффективен в безводных
районах; в разрезах с мноrолетнемерзлыми или устойчивыми против об

рушения породами; при отсутствии часто переслаивающихся водоносных
rоризонтов с незначительными дебитами (до 2 л/с).
ударно--канатныIй способ бурения более экономичен при частом че

редовании слабонапорных водоносных rоризонтов; недостаточной reоло

rо
rидpоrеолоrической изученности района; при бурении скважин в Ba

лунно
rалечниковых отложениях rлубиной до 100
150 м и скважин с
большими начальными диаметрами.
Комбинированный способ бурения целесообразно применять в рай

онах со слабо изученной rидpоrеолоrией и при вскрытии слабонапорных
водоносных rоризонтов, но при достаточном фронте работ и удовлетво

рительных условиях транспортировки буровых установок.
При бурении rидроrеолоrических скважин большоrо диаметра в сла

боустойчивых породах вместо ударно--канатноrо бурения можно исполь

зовать вращательное бурение с обратной промывкой. Опьп бурения под

сказывает, что с применением этоro способа в 2
3 раза повышаются ско--
рость бурения и дебит, уменьшаются затратыI времени на освоение cквa

жнн.


87




4.4. Выбор способа бурения rлубоких скважин на нефть и rаз


Основное требование к выбору способа бурения нефтяных и rазовых
скважин
 необходимость обеспечения успешной прОВОДКИ ствола cквa

жины при возможных осложнениях с высокими технико
экономическими
показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа
статистическоrо материала по уже пробуренным скважинами и COOТBeтcт

вующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот
выбор рекомендуется делать с учетом reолоrо--техничесих условий буре

ния проектируемых скважин, rлубины, профWIЯ и конструкции скважины,
а также рекомендаций, приведенных ниже.
Роторный способ рационально выбирать при бурении: rлубоких ин

тервалов скважин шарошечными долотами, rде необходимо максимально
увеличить проходку за рейс, а оптимальная частота вращения долота Ha

ходится в пределах 35
 150 мин
\ в мощных толщах IШастичных rлин,
Iшотных rлинистых сланцах и друrих породах, для KOТOpbIX целесообраз

но применять энерrоемкие долота
 лопастные и трехшарошечные с
крупными зубцами и большим шаrом и rде необходимо создавать BЫCO

кие скорости истечения жидкости (90
120м/c); в условиях, требующих
применения утяжеленных буровых растворов (р
 1700
 1800 кr/M 3 ), ко--
rдa в конкретных условиях электробур не имеет преимуществ или нет
практической возможности ero использования; в условиях высоких за

бойных температур (Т заб
 150°С); с продувкой забоя воздухом и rазо

жидкостными смесями.
Бурение скважин rидравлическими забойными двиrателями рацио--
нально при бурении следующеrо вида скважин: вертикальных скважин
rлубиной до 3500 м шарошечными долотами диаметром 190,5 мм и более
при P6.p
1700
1800 кr/M 3 ; алм:азными долотами и долотами типа НСМ, за
исключением случаев, Korдa Рб.р> 1700
 1800 кr/M 3 , а Т заб == 140
 150°С (для
двиrателей, имеющих обрезиненные детали); наклонно направленных
скважин; в продуктивных IШастах rоризонтальными и разветвлено

rоризонтальными скважинами; верхних интервалов rлубоких скважин
большоrо диаметра с помощью arperaToB РТБ (rдe основной задачей яв

ляется борьба с искривлением); с промьmкой аэрированной жидкостью
низкой степени аэрации.
Электробуры рационально применять при следующих случаях буре

ния: диаметром 190
394 мм с промывкой утяжеленныIM буровым раство--
ром (Р6.р ДО 2300 кr/M\ при Т заб
] зо
 140°С; наклонно и вертикально Ha

правленных скважин в сочетании с телеметрическими системами, особен

но в сложных rеолоrических условиях; с целью вскрытия продуктивных
88




rоризонтов rоризонтальными и rоризонтальн
разветвленными стволами
для повышения дебита скважин и коэффициента извлечения нефти из
пластов; с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидко

стью высокой степени аэрации; алмазными долотами и долотами типа
НСМ, за исключением случаев, коrда температура буровоrо раствора на
забое превышает 130°с.
Выбранный способ бурения должен допускать использование таких
видов циркуляционных аrентов и такую технолоrию проводки ствола,
которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное
вскрытие продуктивноrо пласта, достижение высокоrо качества ствола
скважины, ее конфиrypации и наиболее высоких механических скоростей
и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в
соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.
Целесообразность принятых решений по применению Toro или иноrо
способа бурения пересматривается по мере совершенствования технол

rии и техники бурения.
Таким образом, роторный способ может быть использован в подав

ляющем большинстве случаев, а для бурения скважин rлубиной 2500

3000м с промывкой водой И неутяжеленными буровыми растворами pe

комендуется выбирать турбинный способ, как обеспечивающий более
высокие показатели бурения по сравнению с роторным.
Технические характеристики выпускаемых rидравлических забой

ных двиrателей широко освещены в литературе (см. табл. 3.1; 3.2; 3.3; 3.4;
3.10; 3.18 и 3.19 [1]; 7.2 и 7.3 [8]; 4.1 [13]; 10.2 и 10.4 [22].
Турбобуры с высокой частотой вращения (500 мин
l и более) целесо

образно применять на сравнительно малых rлубинах при использовании
безопорных долот. Турбобуры с умеренной частотой вращения (200
400
мин
l) целесообразно использовать на средних и больших rлубинах.
Редукторные турбобуры предназначены ЩIЯ бурения rлубоких Bep

тикальных, наклонно направленных и rоризонтальных скважин на нефть
и raз, сверхrлубоких и rеотермальных скважин различноrо назначения, а
так же для бурения скважин с отбором керна при пониженной частоте
вращения и увеличенном моменте на выходном валу забойноrо двиrателя,
с использованием циркуляционных аrентов различной плотности
 от
облеrченных (аэрированных) до утяжеленных при высоких значениях
температуры (до 300°С) и давления.
Винтовой забойный двиrатель (ВЗД) целесообразно применять для
бурения на средних и больших rлубинах, Korдa на эксплуатационные за

траты на 1 м проходки определяющее влияние оказьmает проходка за


89




рейс, а так же для бурения с rерметизированными маслонаполненными
опорами.
Двухтурбинные аrpеraты РТБ MOryт быть использованы при бурении
верхних интервалов rлубоких скважин большоrо диаметра от 0,5 до 3 м
(для вентиляции и вспомоraтельных целей) на шахтах и рудниках, а также
под кондукторы сверхrлубоких скважин.


Пример 4.1. Обосновать способ бурения rеолоrоразведочной CKBa

жины, имеющей следующий rеолоrический разрез (табл. 4.3).
Породы сильно раздроблены, относятся к VIII
XI катеrориям по бу

римости, средняя катеrория 9,3
9,5 (объ
диненный показатель буримости
по методике ЦниrPИ PM==:22,8
34,15). Твердость пород РmПО методу
Л.А.Шрейнера
 4000
6000 МПа. По степени устойчивости породы OTHO

сятся К усойчивым. Искточения составляют интервалы трещиноватых
сланцев (214
234 м) и зона разлома (504
526 м), разрушаемые rидродина

мическими наrpузками и вибрациями снаряда. Выделенные интервалы
относятся к среднеустойчивым. Отбор керна в интервале 0
450 м не тpe

буется.


Табл ица4.3


rлуби
 Краткая характеристика пород Катеrория
на, м по
буримости
O
20 Наносы IV
20
214 Обломки песчаника и квариа; yrлеродисто
кварuевые VIII
IX
алевролиты; переслаивание алевролитов и песчаников;
сланцы слюдисто
кварцевые, трещиноватые; сланцы
слюдисто
кварцевые с прослоями песчаников
214
234 Линзы трещиноватых сланцев XI
234
390 Песчаники yrлеродисто
слюдисто
кварцевые с прослоя
 IX
X
ми слюдисто
кварцевых сланцев, с зонами дробления
пород; алевролиты yrлеродисто
слюдисто
кварцевые с
прослоями сланцев и прожилками кварца
390
410 Кварц плотный IX
410
504 Алевролиты yrлеродисто
кварцевые с прослоями слан
 Х
цев и кварцевыми прожилками; песчаники плотные с
прожилками кварца
504
526 Зона разлома IX
526--645 Песчаники yrлеродисто
слюдисто
кварцевые с прослоя
 IX
ми сланцев слюдисто
кварuевых, с зонами дробления
пород
645
800 Песчаники с прослоями сланцев и прожилками кварца. IX


90




Обоснование способа бурения. Поскольку разрез проектируемой
скважины представлен кварцосодержащими породами, сланцами стоди

сто
кварцевыми и песчаниками их следует отнести к абразивным и весьма
абразивным породам. Это обстоятельство необходимо учитывать при BЫ

боре породоразрушающих инструментов и разработке технолоrии буре

ПИЯ.
Сложность rеолоrическоrо строения (частыIe чередования различных
по физико
механическим свойствами пород, различная степень MeтaMOp

физма, складчатость, осложненная мноrочисленными разрьmами залеrа

пия вмещающих пород) обусловливает и сложность rеолоrоразведочноrо
бурения в части получения кондиционноrо выхода керна и снижения pac

хода алмазноrо породоразрушающеrо инструмента.
Оценивая в совокупности требования rеолоrическоrо задания, целе

вое назначение скважин, учитывая установленные значения РМ и KaTero

рию пород по буримости в соответствии с рекомендациями настоящеrо
раздела выбирается вращательный способ бурения. Поскольку в интерва

ле ОА50 м отбор KepHoBoro материала не требуется, бурение ero следует
проводить сплошным забоем (бескерновое бурение). Этот способ как oт

мечалось является одним из самых высокопроизводительных и экономич

HbIX. Соrласно существующих рекомендаций к отбору проб, для интерва

ла 450
800M наиболее эффектиВным способом бурения является колонко

вый с использованием алмазноrо породоразрушающеrо инструмента.


Пример 4.2 . на разведочной площади ранее не бурили ни одной
скважины. По информации, полученной при бурении нескольких скважин
на соседних площадях, в rеолоrическом строении их принимают участие
следующие породы: rлины слоистые и неслоистые с прослоями мелкозер

нистоrо песка (0
150 м); rлины плотные высокопластичные (150
1150 м);
rлины песчанистые арrштитоподобные, конrломераты, сцементирован

ные известково
rлинистым цементом (1l50
2500 м); известняки трещино

ватые с пропластками мерrеля местами перемятые мяrкие (2500
3400 м);
песчано
rлинистые отложения с прослоями арrштитов (3400
3680 м);
анrидритовая толща
 переслаивание терриrенных и карбонатных пород с
анrидритами (3680
3870 м); переслаивание песчаников и алевролитов
(3870А600 м).
Забойная температура на rлубине 3400 м составляла 130 ос и возрос

ла до 200 ос на проектной rлубине. Интервал бурения 4400
4600 м пред

ставляет собой зону АВПД. При бурении на соседних площадях возника

ли поrлощения буровоrо раствора, обвалы и осьши ropHbIX пород, приво

дящие к образованию каверн; затяжки и посадки буровоrо инструмента


91




при спускоподъемных операциях; искривление ствола скважины и свя

занное с этим желобообразование.
Следует выбрать способ бурения.
Обоснование выбора способа бурения.
Из анализа приведенных данных следует, что для rеолоrическоrо
разреза характерны мноrочисленные интервалы, представленные мяrкими
породами, твердость которых ниже третьей катеrории по классификации
Л.А.Шрейнера. Разбуривание таких пород целесообразно вести энерrоем

кими лопастными долотами. К важнейшим особенностям, существенно
влияющим на технолоrию бурения скважин и возникновение различных
осложнений, относятся наличие зоны АВПД и высокая забойная темпера

тура.
Эти, а также дрyrие особенности rеолоrическоrо разреза позволяют
считать наиболее обоснованным выбор pOTopHoro способа бурения при
проектировании первых скважин на новой разведочной площади.


Список литературы


1. Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.r., rноевых АН. и др. Буровое
оборудование. Буровой инструмент.
 2003. Т.2.
 М.; Недра.
2. Афанасьев и.с., Душин А.И. Бурение скважин при разведке M

сторождений строительных материалов. Л., Недра, 1980.
3. Базанов Л.д., TyнryCOB А.А., Базанов А.Л. Бурение неrлубоких
скважин без очистноrо аrента. Учебное пособие. М., рарУ, 2006.
4. Башкатов Д.Н, Олоновский Ю.А. Вращательное шнековое буре

ние rеолоrоразведочных скважин. М., Недра, 1968.
5. Башкатов Д.Н. Выбор способа бурения и типа буровой установки
для проходки rидроrеолоrических скважин
 "Разведка и охрана недр",
1968, Nro, c.35
39.
6. Бyraков Ю.Д., Любимов НИ. Выбор способа бурения и породо

разрушающеrо инструмента при разведке различных полезных ископае

мых.
 "Разведка и охрана недр", 1970, N210, с. 27
30.
7. rанджумян Р.А Практические расчеты в разведочном бурении. 2

е изд. перераб. и доп. М., Недра, 1986.
8. rанджумян Р.А, Калинин A.r., Никитин Б.А Инженерные расче

ты при бурении rлубоких скважин.
 М, Недра, 2000.
9. rриrорьев В.В. Бурение со съемными керноприемниками. М., He

дра, 1986.


92




10.rриrорьев В.В., Матвеев Ю.А. Колонковое бурение со съемными
керноприемниками.
 Разведка и охрана недр, 1996, N!!9, с. 14
16.
11. Калинин A.r., Ошкордин О.В., Питерский В.М., Соловьев НВ.
Разведочное бурение: Учеб. для вузов. М., 000 "Недра
Бизнес.", 2000.
12. Калинин A.r., rанджумян Р.А., Мессер A.r. Справочник инжене

ра технолоrа по бурению rлубоких скважин. М., Недра, 2005.
13. Иоrансен КБ. Спутник буровика. М., Недра, 1990.
14. Кардыш B.r., Киселев А. Т., Меламед Ю.А rидроударное буре

ние с использованием шарошечных долот.
 В КИ.: Новые технические
средства для бурения rеолоrоразведочных скважин. Л., IШО 'Теотехни

ка", 1989.
15. Кардыш B.r. Применение кольцевых пневмоударных машин в
комплексе со снарядами для бурения с обратной циркуляцией очистноrо
аrента.
 Техника, технолоrия и орraнизация rеолоrоразведочных работ.
Экспресс
информация N23. М., ВИЭМС, 1993.
16. Кудряшов Б.Б., Чистяков В.К, Бобин Е.Н Бурение скважин теп

ловым способом в ледниковом покрове Антарктиды / / Обзор. информ.
Техника и технолоrия rеолоrоразведочных работ; орrанизация производ

ства.
M., 1977.
17. Кудряшов Б.Б., Яковлев АМ. Новая технолоrия бурения скважин
в мерзлых породах.
 л.: Недра, 1973.
18. Меламед Ю.А., Ильина НВ., Шалимов А.А Вращательно

ударное бурение скважин высокочастотными rидроударными машинами.

B КИ.: Совершенствование и разработка буровоrо инструмента для про

rpессивныx способов бурения. Л., ВПО "Союзrеотехника", 1986.
19. Методические рекомендации по технолоrии высокооборотноrо
алмазноrо бурения в монолитных и слаботрещиноватых rорних породах. /
В.и. Васильев, В.П. Липатников, В.Н Зорин, И.с. EropoB. Л., ВИТР, 1987.
20. Методы, технолоrии и орrанизация буровых работ с исполъзова

нием cъeMHoro инструмента / В.П. Онищин, r.A. Блинов, B.r. .вартыIян,,
Д.Н. Плавский.
 л., Недра, 1990.
21. Ребрик Б.М. Справочник по буренmo инженерно
rеолоrических
скважин. М., Недра, 1983.
22. Сердюк Н.И., Куликов В.В., TyнryCOB А.А и др. Бурение скважин
различноrо назначения. Учебное пособие. М., PIТPY. 2006.
23. Справочник по буренmo rеолоrоразведочных скважин. Под ред.
ПП. Пономарева, r.A Блинова.
 СПб: 000 "Недра", 2000.
24. Справочник по буренmo скважин на воду. М., Недра, 1979. Под
ред. проф. Д.НБашкатова/ Д.Н Башкатов, с.с. Сулакшин, СЛ. Драхлис,
r.П. Квашнин.


93




5 Проектирование профиля скважины


5.1 Выбор проектноrо направления оси rеолоrоразведочной
скважины


Направление оси reолоrоразведочной скважины выбирается в зави

сим ости от yrла падения rеолоrическоrо объекта (например, Рудноrо Te

ла), rлубины скважины, стремления к сохранению заданноrо азимyrаль

Horo направления и должIЮ соответствовать возможности буровоrо обо

рудования. При rоризонтальном или близком к нему залеraнии рудноrо
тела и в толще изотропных по физико
механическим свойствам пород
скважины задаются вертикальными. Если yrол падения рудноrо тела бо-
лее 300 (и в круто падающих слоях пород), то скважины с поверхности
земли задаются наклонными, Т.е. задаются вкрест простирания и бурятся
от устья до забоя по наклонной прямой. Уrол встречи скважины и pyднo

ro тела должен быть не менее 300. Бурение наклонных скважин связано с
техническими и технолоrическими трудностями, прежде Bcero, с ycтaHOB

кой специальных наклонных вышек или мачт (при применении cтaндapT

ных металлических вышек максимальный наклон скважины допускается
до 850), удобством выполнения спуско
подъемных операций и оrpаниче-
нием возможности применения скоростных режимов бурения. При буре-
нии скважин средней rлубины технически возможно заложение скважин с
начальными зенитными yrлами 5
200 [2]. Больший зенитный уrол целесо

образен дтrя повышения вероятности сохранения заданноrо азимутальноrо
направления скважины на верхних интервалах бурения. Скважины rлуби

ной 800 м и более забуривают с малым начальным зенитным yrлом
(В н :5з 0 ).
На рис.5.1 [10] приводятся профили одноствольных скважин, а в
табл.5.1 рекомендации по их выбору.
Основные расчеты выполняются по методикам, изложенным в рабо

тах [2, 10].
Зенитный yrол прямолинейноrо профиля скважины (рис.5.2)


() = f3 +ер
900 ,


(5.1)


rде f3
 yrол встречи оси скважины с rеолоrическим объектом (pyд

ным телом, пластом); ер
 yrол падения rеолоrическоrо объекта.


94




а


......

,...,. """"'........

.-.Ir.r
., .....!!8..=..

...:


...



..

.



.






6


. I
I
. (


у
у
у v
у у
у v у


(J


+ 85- .... + +
.+ + +
+ + -+ +А.\1

:

 /
:
:
.

00 j fi
о .
о
V.' ( .'
. I
. /,
.,. ,
.' i
. / ,1,
. /


10
'00
O
 OO
о v
. о \/..,


РИс.5.l.
Типовые профили одноствольных скважин


2


Таблица5.l
Рекомендации по выбору профиля одноствольной скважины.


Тип п о иля
Прямолинейный
(рис.5.l, а)


Искривленный в oд

ном направлении
ис.5.1,
С прямолинейными и
криволинейными
участками
ис.5.1, в)
Искривленный в раз

ном направлении
( ис.5.l,2)


,,'
"
.....: .:- ;....#
. У.. ...
-: ;. /'


Рекомендации по выбо
На месторождениях, сложенных относиrельно OДHOpoД

ными, соrласно залеrающими пластами rоризонтальных
или полоrонаклонных (до 300) пород и толщ полезных
ископаемых
На месторождениях, сложенных соrласно залеrающими
наклонными ШIастами анизотропных или перемежаю

щихся по тве дости изот пных ПО Д
В разрезах, сложенных породами относительно изотроп

ными, залеrающими rоризонтально или полоrонаклонно,
а также анизотропными либо перемежающимися по
тв дости опадающими по да ми.
В сложных rеолоrических условиях типа опрокинyrых
СIOlадок


Длина скважины до точки встречи Рудноrо тела


н
L=

cos ()


(5.2)


95




96


s


==


Рис. 5.2.
Схема к расче1У прямолинейноrо профиля скважины.




Расстояние S, на которое забой наклонной скважины удалится от
вертикали (в м), определяется из выражения:


s == Htg8 .


(5.3)


Наклонно направленные одно
 и мноrоствольные скважины эконо

мически выrодно бурить путем использования средств искусственноrо
искривления.
Кроме замены наклонных скважин бурением направленных и MHoro

ствольных, искусственное искривление применяется также с целью:
повторноrо перебуривания интервалов, из которых не бьт получен
керн; обхода места сложных аварий, ликвидация которых экономически
нецелесообразна; исправления искривленной, отклонившейся от проект

Horo направления скважины.
Технические средства для искусственноrо искривления скважин дoc

таточно подробно описаны в специальной литературе [2, 3, 6, 7, 9].
Перед началом проектирования профилей наклонно направленных и
мноrоствольных скважин необходимо установить закономерности их ec

тественноrо искривления, присущие данному месторождению или oт

дельнЫМ ero участкам. Учет закономерностей ecтeCТBeHHoro искривления
позволяет бурить такие скважины с меньшими затратами времени и
средств.
Методика составления профиля направленной (одноствольной или
мноrоствольной) скважины с помощью типовой кривой заключается в
следующем.
Кривая 1 (рис.5.3) ecтeCТBeHHoro искривления скважины, вычерчен

ная на кальке, накладывается и переносится на проектный rеолоrический
разрез с таким расчетом, чтобы она прошла по возможности ближе к тpe

буем ой точке А подсечения рудноrо тела на заданной rлубине. Из п

строения видно, что обеспечить подсечение рудноrо тела в точке А можно
с помощью искусственноrо искривления скважины.
Задаваясь произвольным значением yrла встречи р, через точку под

сечения рудноrо тела А проводим отрезок прямой 1==50M (в масштабе re

лоrическоrо разреза). На этот отрезок накладываем интервал типовой
кривой (на кальке), соответствующий ему по rлубине. Отрезок кривой от
рудноrо тела до ранее нанесенной кривой переносим на rеолоrический
разрез. Таким образом строится кривая П. Кривые 1 и 11 пересекутся в точ

кеВ.


97




1


о


,
.
I
,
,
I
,
.
.
.
,
I
,
,
.
.
1 :
'-.;
,
,
,
1
1
I
I
I
I
I
I
t
1
1
t
t
1
I


Рис 5.3.
Схема ПОС1роения проектноrо профиля одноствольной скважины по типовой кривой.


98




Минимальный радиус искривления ствола скважины (в м), обеспечи

вающий IШавное сопряжение кривых, нормальные условия работы бу

рильной колонны И возможность применения технических средств Ha

правленноrо бурения
R min = 180l п / п8\, (5.4)


rде lл
 максимально допустимое расстояние между местами ycтaHOB

ки снаряда, м(lп<4...;-.6м); е,
 суммарный yroл искривления скважины в ин

тервале lл, rpaдyc


8] = 8 ::!: iеl п
 iеl п .


(5.5)


Здесь е
 yrол возможноrо изменения направления скважины за одну
постановку снаряда, зависящий от зенитноrо уrла скважины, rpaдyc; ie

интенсивность ecтeCТBeHHoro искривления скважины (знак плюс берется
при выполаживании скважин, знак минус
 при выкручивании), rpaдyc/M.
Последовательность аналитическоrо метода профилирования OДHO

ствольных скважин с неизменной степенью интенсивности искривления
iе=dШdL=сопst (рис.5.4) заключается в следующем.


По формуле (5.1) устанавливается зенитный уrол проектируемой
скважины в точке подсечения залежи ел (конечный зенитный yrол).
Кривизна профилируемой скважины в радианах на 1м


k = ie /57.32 .
Начальный зенитный yrол скважины


(5.6)


00 = аrсsiп(siпО п
kH).


(5.7)


rоризонтальная проекция оси профилируемой скважины (величина
смещения забоя от устья скважины в rоризонтальной IШоскости)


s =.!.(cosO o
cos8J,M.
k


(5.8)


Радиус искривления скважины


R = 360/2nk = 57,32/ k,M.


(5.9)
99




-----
----





--

---
--
--
--..--- s _

_
_____ш_
ш_____
шш_ш_


у


=


о


х


Рис. 5.4.
Построение профиля направленной скважины аналитическим методом


Общая длина скважины по оси L


L == 0,01745(Оп
oo)/ k,M.


(5.10)


Удлинение ствола скважины на счет кривизны


Ll ==L
H,M.


(5.11)


100




Некоторые типы про

филей мноrоствольных
скважин показаны на
рис.5.5 и 5.6 [10]. для пе

ресечения крутопадающих
или вертикальных залежей
пластовоrо, жило
 или
линзообразноrо типа про

ектируют веерообразный
профиль мноrоствольных
скважин с дополнительны

ми стволами, направлен

ными в одну сторону (рис.
5.5). При наличии мощной
толщи рыхлых отложений
или rоризонтально
залеrающих слоев пород скальноrо типа целесообразно забуривать OCHOB

ной ствол вертикально (рис.5.5, а). При наклонном залеrании слоев пород
основной ствол забуривают наклонно (рис. 5.5, 6).


а


i .
ооооОа
О о о о о о'
о о о О О О
О О О О С О
-о о о . о о


, .
s..
.,...

\

 . ?

',

..."rr .
r:
.' '

.' ,


6


.
vj.
 ..."
.\VA
 .
.
...
. \

.. ;/ \

. . \
...... #.


Рис. 5.5.
Веерообразный профиль мноrоствольной скважины


При выборе профиля
мноrоствольной скважины
исходят также из возмож

ности npобурить макси

мальное число дополни

тельных стволов. При BЫ

боре профиля дополни

тельноrо (рис. 5.7) ствола
исходят не только из зако

номерностей eCTeCТBeHHoro
искривления скважины и
цели бурения, но и наличия
технических средс1В Ha

правленноrо бурения (см.
табл.5.2)
Профиль дополнительных стволов разведочных скважин, на coopy

жение которых для заданных rеолоrо
технических условий расходуется
минимум средс1В, целесообразнее рассчитывать по методике
В.п.Зиненко. Сущность методики заключается в следующем (рис. 5.8).


а


6


I


i




/+ +
y+.

 +:- +
+
+++
 +
:
+ А +
. +


Рис. 5.6.
Профиль мноrоствольных скважин перистоrо типа


101




'О :CtЗ . . . . .
..........
.."
..
.
. .. .. ... . .. . .. ..
.". .......


v v v v


Ао "'" ........ "" ....
-.'..-
...

..
....
...-


v v


6


б


о


Т а б л и ц а 5..2


Рекомендации по выборv типа пооd>иля дополнительных стволов.
Тип профиля допол
 Область применения PeKOMeндye

нительноrо ствола мый отклони

тель
Прямолинейный При повторном пересечении залежей Клиновоrо
(рис.5.6,а) полезных ископаемых на одном и том типа
же rоризонте (при мохом выходе
керна по основному стволу, при He

обходимости получения пробы
большой массы), для обхода мест
сложных аварий. Используется при
небольшой величине отхода допол

нительноrо ствола.
Ломаная линия При бурении в толще изотропных Разовоrо или
(рис. 5.6, б) пород периодическо--
ro действия
ПЛавная кривая линия При бурении анизотропных породах, Непрерывноrо
(рис 5.6, в) наличии ocтporo yrла встречи оси действия
скважины с rлавной плоскостью cкa

лывания
Комбинированный, При бурении в толще изотропных
состоящий из криво-- пород (рис. 5.6, ё)
линейных и прямоли
 При бурении в толще анизотропных
нейных отрезков в пород (рис. 5.6, д)
различных сочетаниях


102


v


+ + +
+ +
.f- + + +

+ + +
+
 .#'
.,.#",,
' ...

 о
о о O
 . о о
о . .
о о
о о
о о о
о о


Рис. 5.7
Типовые про фили дополнительных стволов мноrоствольных скважин.




%'\
'\
O










/'

%'\
'\
O

f\'\.


в


н


Рис. 5.8.Схема заложения дополнительiюrо ствола скважины


103




Дополнительный ствол проектируется в одной плоскости по профи

лю и состоит из двух участков. Первый бурят с помощью средств направ

ленноrо бурения и при расчетах принимают за дyry окружности радиусом
R; второй считают отрезком прямой, и здесь бурят обычным способом.
Считают, что участок OCHoBHoro ствола в зоне заложения дополнительно--
ro ствола представляет собой прямую линию, лежащую в плоскости ис

кривления под yrлом 8 ер .
Приращение зенитноrо yrла д8 з , обеспечивающее для заданных reo--
лоrо--технических условий минимально возможные затраты на проведение
дополнительноrо ствола


.,18 з :=: arcco{
 Ь :t .J ь 2
 4а(1
 а)] /2а,


(5.12)


с
а:=: 57,32.......!.. К + 1,
С 2


(5.13)


(5.14)


ь :=: НК
 1,


rде С 1
 дополнительные затраты на 1 rpaдyc искусственноrо искрив

ления, руб.; С 2
 средняя стоимость 1м ствола скважины на COOTBeтCT

вующей rлубине, руб.; К
 кривизна дополнительноrо ствола на участке
работы отклонителя, рад/м; Н
 кратчайшее расстояние от точки пересече

ния до OCHoBHoro ствола, м (заданная величина).
Решение уравнения (5.12) будет иметь два значения, одно из которых

 искомое.
С учетом поправки на естественное искривление проектируемоrо
прямолинейноrо (BToporo) участка дополнительноrо ствола значение He

обходимоrо приращения зенитноrо yrла определяется по формуле


1 1
Н



cos.,18
К К з
.,18) :=: arccos )
1/К 1
1/K


(5.15)


rде Кl
 интенсивность ecтeCТBeHHoro искривления проектируемоrо
прямолинейноrо участка дополнительноrо ствола, рад/м.
Положение точки закладки дополнительноrо ствола можно найти с
помощью отрезка ЕС (проекции дополнительноrо ствола на ось основно--
ro):
104




ЕС = ...!...sinL1e 1 +...!....(siпL1е э
sinL1el)
К К 1


(5.16)


Общие затраты на бурение дополнительноrо ствола


C-r. = де С 1 +IС 2 >


(5.17)


rде де
 приращение зенитноrо yrла на участке работы ОТIOIOнителя,
рад;l
длинадополнительноrоствола,м


1
де н

(l
cosL1e)
1=1 +1 =
+ К
1 2 К sinL1e


(5.18)


Здесь 11
 длина участка, который бурят с помощью технических
средств направленноrо бурения, м; 12
 длина участка, который бурят
обычным способом, м.


5.2. Расчет параметров npoeKTHoro профиля наклонно HanpaB

ленных и rоризонтальных скважин на нефть и raз


Профиль направленной скважины на нефть и rаз должен обеспечить:
высокое качество скважины как объекта последующей эксплуатации; бу

рение и крепление скважины с применением существующих технолоrий и
технических средств; минимальные затраты на строительство скважины;
возможность применения методов одновременной эксплуатации несколь

ких rоризонтов при разработке мноrопластовых месторождений нефти;
безаварийное бурение и крепление; минимальные наrpузки на буровое
оборудование при спускоподъемных операциях; надежную работу BНYТ

рискважинноrо эксплуатационноrо оборудования; свободное прохожде

ние по стволу скважины приборов и устройств.
При кустовом бурении профиль направленной скважины должен
обеспечить заданную сетку разбуривания нефтеrазовоrо месторождения и
экономически рациональное число скважин в кусте при соблюдении тpe

бований к надежности эксплуатации скважин.
Проектирование профиля скважины заключается в выборе типа и ви

да профиля, а также в определении необходимоrо для расчета rеометрии
профиля комплекса параметров, включающеrо: проектные значения rлу

105




бины И отклонения ствола скважины от вертикали; длину вертикальноrо
участка; значения предельных радиусов кривизны и уrлов наклона ствола
скважины в интервале установки и работы внутрискважинноrо эксплуа

тационноrо оборудования, а также на проектной rлубине.
Выбор Toro или иноrо профиля скважины обусловливает в значи

тельной степени выбор способа бурения, типа породоразрушающеrо ин

струмента, параметров режима бурения и др.
Профили наклонно направленных нефтяных и rазовых скважин при

ведены на рис. 5.9., а формулы для определения проекций участков про--
филя
 в таБЛ.5.3.


1


3


4


Рис.5.9. Профили наклонно направленных скважин:
Н
 шубина скважины; Н В
 протяженность вертикальноrо участка;
А
 отклонение ствола скважины; (HB+/+L)
 протяженность ствола скважины.


6


7


Расчет параметров проектноrо профиля наклонно направленной
скважины осуществляется с помощью проrpаммы «Проектный профиль»,
разработанной по ВНИИБТ.
Длина вертикальной скважины совпадает с rлубиной, измеряемой по
вертикали от ее устья. В наклонном бурении бьши введены понятия 2Лу

бuна сква:ж:UНbl по вертuкШlU u 2Jlубuна сква:ж:UНbl по стволу.


106




Таблиuа5.3
Фо иля
Участок профиля rори30Нталъная Вертикальная Длина участка
проекция п екция
Ве кальный О Н В Н В
Начальноrо искривления R(l
cos 8) R sin8 8R/57,29578
Малоинтенсивноrо увели
 R(cos 81
cos (h) R(sin 81
 sin (h) (81
 (h)R/57,29578
чения зенитноrо rла
Малоинтенсивноrо YMeHЬ
 R( cos (h
 cos 8д R(sin 81
 sin (h) (81
 (h)R/57,29578
шения зенитноrо rла
Танrенциальный:
известна длина участка L L sin 8 L L cos 8 L L
известна ero вертикальная Н Т tg 8 L Н Т llr / cos 8 L
проекция Н Т


Прuмечанuе. R
 радиус кривизны; 81. fh.
 зенитные yrлы в начале и в
конце искривленноrо участка профиля соответственно; 81
 зенитный yrол
танrенциальноrо участка.
В целях исключения неоднозначноrо толкования термина 2Лубuна
сквa:ж:uНbl будем измерять ее только по вертикали.
Проrpаммой «Проектный профиль» предусмотрен расчет параметров
двенадцати видов профиля.
для выполнения расчетов по проrpамме необходимы следующие па

раметры профиля наклонно направленной скважины: проекmая rлубина
скважины, Т.е. rлубина расположения кровли или заданной точки продук

тивноrо пласта, в которую нужно вывести ствол скважины; конечная rлу

бина скважины; смещение ствола скважины на проектной rлубине; длина
вертикальноrо участка; радиус кривизны участка начальноrо искривления
скважины отклонителем; интервал установки внутрискважинноrо обору

дования для добычи нефти и максимальное значение зенитноrо yrла в
этом интервале; максимальную величину зенитноrо уrла на проектной
rлубине.
Необходимо также знать технолоrические возможности используе

мых искривляющих компоновок низа бурильной колонны (КНБК).
Указанных данных достаточно для определения кривизны и зенит

ных yrлов по концам каждоrо участка профиля.
В результате расчета может быть получена такая кривизна участков
профиля скважины, которая не может быть реализована имеющимися в
распоряжении буровоrо предприятия КНБК.
Кроме Toro, полученные параметры скважины Moryr не удовлетво

рять поставленным условиям по зенитному yrлу в интервале установки
HacocHoro оборудовании и на проектной rлубине. В этом случае необхо

димо повторить расчет с новыми исходными данными.


107




В целях исключения повторных расчетов предусмотрена проrонка по
зенитному yrлу в конце участка начальноrо искривления в некотором за

данном интервале. При этом с заданным шаrом будут рассчитаны все Ba

рианты проектноrо профиля скважины для установленноrо диапазона из

менения зенитноrо yrла в конце участка начальноrо искривления.
Расчет параметров проектноrо профиля скважины с участком ecтecт

венноrо искривления ведется по проrpамме S
образноrо профиля. Пр

rpаммой предусмотрен расчет двух видов S
образноrо профиля.
Первый вид профиля включает следующие участки:

 вертикальный;

 начальноrо искривления отклонителем;

 танrенциальный;

 естественноrо искривления (см. рис. 5.9, 7).
Второй вид профиля включает участок малоинтенсивноrо увеличе.-
ния зенитноrо yrла, расположенный непосредственно за участком началь

Horo искривления (см.рис.5.9, 6 и 8).
Профиль rоризонтальной скважины [6] состоит из направляющей
части и rоризонтальноrо участка. Направляющая часть профиля rоризон

тальной скважины может включать вертикальный участок, участок Ha

чальноrо искривления, танrенциальный участок и участок увеличения
зенитноrо yrла или состоять только из вертикальноrо участка и участка
увеличения зенитноrо yrла.
rоризонтальный участок может быть выполнен в виде восходящей
или нисходящей дyrи окружности, Т.е. быть воrнутым или выпуклым, а
также прямолинейным или волнообразным. rоризонтальный участок в
зависимости от yrла падения продуктивноrо пласта может быть распол

жен под любым заданным yrлом к вертикали, в том числе и под yrлом
900.
Направляющая часть профиля rоризонтальной скважины и ее rори

зонтальный участок Moryт рассчитываться отдельно. Однако они должны
быть сопряжены дpyr с дpyrOM.
Назначение направляющей части профиля rоризонтальной скважины
заключается в выведении ствола под определенным yrлом в точку про

дуктивноrо пласта с заданными координатами. Поэтому при расчете этой
части профиля rоризонтальной скважины кроме проектной rлубины и
отклонения ствола скважины от вертикали необходимо задавать значение
зенитноrо yrла на проектной rлубине. Кроме Toro, как правило, задается
радиус кривизны участка увеличения зенитноrо yrла скважины.
При дальнейшем изложении принятыI следующие условные обозна

чения (рис. 5. 1 О).
108




Н
 проектная rлубина направляющей части профиля скважины (rлу

бина начала rоризонтальноrо участка);
А
 проектное смещение профиля скважины на проектной rлубине;
В
 зенитный уrол на проектной rлубине (yrол входа ствола скважины
в продуктивный пласт);
Н В
 длина вертикальноrо участка;
L
 длина танrенциальноrо участка направляющей части профиля;
Hr
 rлубина в конце rоризонтальноrо участка;
Ar
 смещение скважины в конце rоризонтальноrо участка;
Br
 зенитный yrол в конце rоризонтальноrо участка;
Lr
 длина rоризонтальноrо участка;
SП
 протяженность rоризонтальноrо участка;
)'1
 yrол охвата первоrо интервала волнообразноrо rоризонтальноrо
участка;
т
 предельное смещение rоризонтальноrо участка в поперечном Ha

правлении;
Тl, Т 2
 предельное смещение двухинтервальноrо rоризонтальноrо
участка в поперечном направлении вверх и вниз соответственно;


 зенитный yrол в конце i
ro участка профиля;
Rr
 радиус кривизны rоризонтальноrо участка.
R r1 , R r2
 радиус кривизны первоrо и BToporo интервалов волнообраз

Horo rоризонтальноrо участка соответственно.
Методика расчета направляющей части профиля rоризонтальной
скважины основана на решении системы уравнений проекuий участков
профиля на вертикальную и rоризонтальную оси. При этом расчет профи

ля rоризонтальной скважины сводится к определению длины вертикаль

Horo участка и радиуса кривизны одноrо из участков или длины тaHreH

циальноrо участка, если он имеется, при заданных остальных параметрах
профиля (см. рис. 5.1 О).


ПрофWlЬ типа 1. Исходные данные для расчета: Н, А, ():


Н
H
B



А siп ()
1
cos(} ,


(5.19)


R== H
HB .
siп(}


(5.20)


109




2


3


4


5


=


Рис. 5.10.
Профили l'оризон'IЗЛЬНЫХ скважин


ПРОфWlЬ типа 2. Исходные данные для расчета: Н, А, е, еь R/:


Н В = Н

 siпe
R2(siпe
sinel)'


(5.21)


rде
R
 A
RI(l
cosel)
2 .
cose l
cose2


(5.22)


ПРОфWlЬ типа 3. Исходные данные для расчета: Н, А, е. е/. R3:


Н В = Н

 sine l
RзW;
Lcosep.


(5.23)


L= A
(1
coseJR\
Rз

sin е .


(5.24)


rде W; = sin е
 sin ер.
 = cos е\
 cos е.


ПРОфWlЬ типа 4. Исходные данные для расчета: Н, А, е, е/, R/, Rз, е з ,


R4:


110




Н В ==Н

sin()l
RЗW2
LCOS()l
R4
'


(5.25)-


rдe W 2 == sin()з
 sin()p.
 == sin()
 sin()з;


А
 (1-
 COS()l)Rl
 R З V 2
 R4

L== .
sin()l '


(5.26)


V 2 ==COS()l
СОS()З; f; ==СОS()З
COS().


ПРОфWlЬ типа 5. Исходные данные для расчета: Н, А, (), ()l, R 1 , R 2 , ()2:


Н В == Н
Rl sin()l
 R 2 W 4
RзWs,


(5.27)


rдe W 4 == sin()2
sin()p. W s == sin()
sin()2.


R
 A
Rl(l
coS()1)
R2
 .
3
 V. '
5


(5.28)



 ==COS()l
COS()2; vs ==COS()2
COS().


Вертикальную и rоризонтальную проекцию, а также длину каждоrо
участка профиля можно рассчитать с использованием известных формул,
приведенных в табл. 5.3.
Методика расчета профиля rоризонтальноrо участка скважины учи

тывает прежде Bcero цель строительства rоризонтальной скважины, кото--
рая заключается в продольном вскрытии продуктивной чаcrn нефтеrазо--
содержащеrо пласта. Поэтому rеометрия rоризонтальноrо участка должна
соответствовать форме той части пласта, rде предполаraется расположить
rоризонтальный участок.
Дрyrими словами, rоризонтальный участок должен располаrаться
вдоль продуктивной части пласта и не выходить за rpаницы ero нефтеrа

зосодержащей части.
Таким образом, основные параметры, определяющие rеометрию ro--
ризонтальноrо участка, следующие:
()
 зенитный yrол в начале rоризонтальноrо участка или направляю

щий yrол;


111




sп
 протяженность rоризонтальноrо участка по пласту, Т.е. длина
проекции rоризонтальноrо участка на касательную к началу rоризонталь

Horo участка;
TI' Т 2
 предельные отклонения rоризонтальноrо участка в попереч

ном направлении.


Пря.молинейный 20рuзонтШ1ЬНЫЙ участок (рис.5.11,а):
вертикальная проекция


Н. ::: sn cosO + Н;


(5.29)


rоризонтальная проекция


А. ::: sn siп О + А.


(5.30)


rорuзонтШ1ЬНЫЙ участок в виде дУ2и окружности (рис.5.11, б,в):
радиус rоризонтальноrо участка


R.: :::(s
 +т 2 )/2Т;
вертикальная проекция


(5.3 1)


Н. ::: sn cosa :!: Т siпa + Н;


(5.32)


rоризонтальная проекция


А. ::: sn siпa:!:T cosa + А;


(5.33)


зенитный уrол в конце roризонтальноrо участка


О. ::: О:!: arcsiп( s" / Rr);


(5.34)


длина rоризонталъноrо участка.


L ::::!: ...!!......' О
 0\ D .
r 180
 r }I.\-


(5.35)


в формулах (5. 14}(5. 17) знак «плюс» соответствует воrнутой дyre
окружности, а минус
 выпуклой.
112




Волнообразный 2ОрuзонтШlъныйучасток (рис. 5.11, r):
радиус кривизны BToporo интервала rоризонтальноrо участка


Rr2 =" (
M
p)/21;2,


rде


м == В1;
 2s;(1; + 1;);


P== J M 2
4T22Q;


В=" s;
 (1;
 Т 2 У + 1;2
 21;Rrl;


Q == s; (1; + TJ2 + в 2 /4.


Вертикальная проекция


НС == sп cos8 + Т 2 sin8 + Н;


rоризонтальная проекция


Ас == sn sin8
T2 cos8 + А.


(5.36)


(5.37)


(5.38)


(5.39)


(5.40)


(5.41)


(5.42)


Длина проекции nepBoro интервала rоризонтальноrо участка на Kaca

тельную в ero начальной точке


Sl == .J 21; (1\. 1 +1\.2 )
1;;


уrол охвата интервала с радиусом Rcl
arcsin Sl
у
 .
1
 (R r1 + R r2 )'


зенитный yrол в конце rоризонтальноrо участка
s
s
8 == 8
 arcsin--д-........l.
с 1\.2 .


(5.43)


(5.44)


(5.45)


113




il б
S.. :а
S" ·
i
в

i


Рис. 5.11.
Виды rоризонтзлъноrо участка скважины


Зная зенитные уrлы по концам каждоrо интервала волнообразноrо
rоризонrальноrо участка, а также радиус кривизны, можно по формуле
(5.35) рассчитать ero дЛину.
Расчет параметров проектноrо профиля rоризонтальной скважины
осуществляется с помощью проrpаммы «rоризонr», разработанной во
ВНИИБТ.
Проrpаммой предусмотрен расчет пяти видов профиля rоризонталь

ной скважины. rоризонталъный участок может быть выполнен в виде
восходящей или нисходящей душ окружности, прямолинейным или вол

нообразным.
Проектной rлубиной rоризонталъной скважины является rлубина
нижней точки направляющей части профиля (рис. 5.12).


Пример 5.1. Скважина rлубиной Н==192м пробурена от устья до забоя
по наклонной прямой под уrлом к вертикали 8==120. Определить на какое
расстояние удалился забой скважины от поверхности земли и от вертика

ли.


114











4:: :=
== \Q
.:tC =-
..... i\j




 ==




 <::1









;r
/пласта
. . ... . A:"::'
':'!'''''''::d
 НаnpDВЛeние
. '" ,.... . . ',' 'л . .. .. . вскрытия пласта
...... .'=..' 'i.. JII('
':'


/.


РиС.5.12.
Направляющая часть профиля rоризоmaлъной скважины


Решение по формуле (5.2) длина скважины до точки забоя.


L= 192 О =
=197M.
cos12 0,9781


По формуле (5.3) удаление забоя от вертикали.


s = 192.tgI2° = 192.0,2126
 41м.


Пример 5.2 Направленная скважина rлубиной Н=600м должна быть
пробурена с постоянной интенсивностью искривления зенитноrо уrла
i e ==0,015 rpaдyC/M так, чтобы yrол встречи оси скважины с рудным телом
составил {3==85 0 Найти параметры профиля с помошью аналитичеСI<оrо
метода, если уrол падения рудноrо тела tp==35°.
Решение . Конечный зенитный yrол по формуле (5.1)


8" = 850 + 350
900 = 300 .


115




Кривизна профилируемой скважины из выражения (5.6)
К == io /57,32 == 261.10
7 рад!м.


Начальный зенитный yrол из уравнения (5.7)


80 == arcsiп{siп 300
 2618 .1 0
7 .600) == 20004' .


Величина смещения забоя от уcrья скважины по формуле (5.8)
S == 1/ 2618 .10
7 (cos 20004'
соsзоо)== 1 /2618 .10
7 (0,9401
0,8660)== 283м.


Радиус искривления скважины из выражения (5.9)
R == 57,32/0,015 == 3820м.


Общая длина по оси скважины по формуле (5.10)


L == 0,01745(300
 20004')
 664м.
2618.10
7


Удлинение ствола скважины из уравнения (5.11)


LJ ==664
600==64M.


Таким образом; заданная скважина должна быть пробурена под yr

лом 8]==20°04' на расстоянии 283 м по rоризонтали от точки подсечения
залежи.


Пример 5.3. Рудное тело, имеющее уrол падения rp==75° необходимо
подсечь на rлубинах 550, 650 и 750 м под уrлом встречи Р==650. Расстоя

ние между постановками отклонителя для искривления дополнительных
стволов на выполаживание /п==6м интенсивность зенитноrо искривления
на данном учаcrке по типовой кривой постоянна по rлубине и составляет
i e ==0,03rpaДYC/M. Составить профиль мноrоcrвольной скважины.
Решение. Типовая кривая 1 ecтecтвeHHoro искривления (на кальке)
переносится на проектный разрез так, чтобы она пересекла рудное тело в
самой нижней из требуемых точек в точке А (рис. 5.13)
Через точки В и С под yrлом встречи Р==65 0 провопятся отрезки дли

ной 50 м в масштабе разреза.
116




Типовая кривая с соответствующим по rлубине интервалом накла

дывается на отрезки до пересечения с профилем OCHoBHoro ствола ДJlЯ
построения крИВЫХ 11 и 111.
Определяются уrлы YI==2fJ и У2==34 0 образуемые касательными в точ

ках пересечения КРИВЫХ.
Суммарный yrол искривления скважины по формуле (5.5)


81 == 3 + 0,03.6 == 3,180.


МинимальНЫЙ радиус искривления ствола скважины из уравнения
(5.4)


R min == 180. 6/3,14. 3,18
 110м.


Длины дyr сопряжения по формуле


LI ==nRтiпrI1180==3,14.110 27
52M;
180


34
L 2 == 3,14.110

 65 м.
180


Требуемое число постановок ОТК1Iоняющеrо снаряда
п l == 52/ 6
 9;
п 2 ==65/6
1l.


Профиль, составленный на основании расчета, показан на рис.5.13.


I1pимеР.5.4 Ниже приведены исходные данные ДJlЯ расчета J

образноrо профиля вида 5 (см.рис.5.9).
Проектная rлубина, м
Смещение на проектной rлубине, м
Конечнаяrлубина,м
Длина вертикальноrо участка, м
Радиус кривизны 2
ro участка, м
Интервал изменения начальноrо уrла, rpaдyc
Шаr изменения, rpaдyc
Радиус кривизны 3
ro участка, м
Уrол в конце 3
ro участка, rpaдyc


2600
720
2675
200
573
. 8
10
1
5730
12
117




R.... 01
/


<:>




<:>
111')
;,с


<:>
111')
r--


Рис.5.13
ПроеlCТНЫЙ профилъ мноrоствольной скважины


Насосное оборудование для добычи нефти устанавливается в интер

вале1200
1600 м. Зенитный yrол В указанном диапазоне не должен пре

118




вышать 200. В некоторых случаях оrpаничивается значение зенитноrо
уша скважины на проектной rлубине. Вскрытие продуктивноrо пласта
может осуществляться следующим образом: по касательной к последнему
участку профиля; с сохранением кривизны последнеrо участка профиля; с
любой заданной кривизной. КонструIЩИЯ скважины вюnoчает: кондуктор
диаметром 324 мм до шубины 500 м; промежуточную колонну диаметром
245 мм до шубины 1400 м; эксплуатационную колонну диаметром 168 мм
до шубины 2675 м.


Ниже приведен следующий блок исходных данных, которые необхо--
димы для проверI<И всех заданных выше вариантов проектноrо профиля
на соответствие оrpаничениям по зенитному yrлу в mпервале расположе

ния оборудования для добычи нефти на проеКТНОЙ rлубине, а также для
расчета длины обсадных колонн.


Orpаничение yrла на проектной шубине, rpaдyc
Интервал оrpаничения уша. м
Максимальный yrол в mпервале оrpаничения, rpaдyc
Параметр кривизны ствола ниже проектной шубины
Интенсивность искривления ниже
проектной шубины, rpaдyc/l О ...........................................
Число КОНТРОЛЬНЫХ точек профиля (от О до 9)
rлубина контрольной точки, м:
первой
второй


20-40
1200
1600
20

11



0,5
2


500
1400


Здесь число контрольных точек равно числу промежyrочных обсад

ных колонн вюnoчая кондуктор. для бурения участка скважины, распо--
ложенноrо в продуктивном пласте, используется КНБК без опорно--
центрирующих устройств, при бурении которой зенитный yrол уменьша

ется с mпенсивностью 0,50 на 1 О м проходI<И. Кроме кривизны и зенитно--
ro уша по концам каждоrо участка профиля скважины для разработки
проекта на бурение необходимо знать ero длину, а также вертикальную и
rоризонтальную проекции.


Результаты расчета выдаются в виде табл.5.4, в которой указаны за

даваемые и расчетные параметры проектноrо профиля.


1 1
 стабилизация уrла, О
 сохранение кривизны,
 1
 интенсивность задается.


119




Т а б л и ц а 5.4
Номер rлубина Длина, м Зенит
 Интенсив

участ
 по верти
 ствола интервала ние,М ный ность ис

ка кали yrол, кривления
с с/l0 м
1 200,00 200,00 200,00 0,00 0,00 0,000
2 299,50 300,01 100,01 8,71 10,00 1,000
3 495,83 500,02 200,01 46,87 12,00 0,100
500,00 504,29 4,26 47,75 12,02 0,052
1400,00 1433,89 929,61 279,39 16,84 0,052
4 2600,00 2712,94 1279,05 720,00 23,48 0,052
2675,00 2793,54 80,61 749,49 19,45 0,500


Пvимеv 5.5. Ниже приведены исходные данные для расчета первоrо
из перечисленных видов профиля наклонно направленной скважины с
участком естественноrо искривления.
Проектная rлубина, м 2700
Смещение на проектной rлубине, м 720
Конечная rлубина, м 2775
Длина вертикальноrо участка, м 100
rлубина eCTeCТBeHHoro искривления, м 1400
Радиус кривизны 2
ro участка, м 573
Здесь rлубина естественноrо искривления, равная 1400 м, представ

ляет собой rлубину начала участка естественноrо искривления ствола
скважины. После достижения rлубины 1400 м стабилизирующая КНБК
заменяется на КНБК для проводки участка естественноrо искривления.
Такая КНБК обычно включает долото, забойный двиraтель без центрато--
ра, УБТ, а при роторном способе бурения
 долото и секции УБТ. reoMeт

рия участка естественноrо искривления зависит от конструкции КНБК,
типа используемоrо долота, режима бурения и физико--механических
свойств разбуриваемых rорных пород. Закономерность естественноrо ис

кривления для каждой конкретной КНБК, площади или месторождения
нефти и rаза может быть установлена в результате статистической обра

ботки промысловой информации. Проrpамма снабжена банком данных, в
которой можно внести и хранить информацию о закономерности ecтecт

BeHHoro искривления ствола скважины при бурении конкретной КНБК
Такая информация заносится в виде ряда значений зенитных yrлов через
равные интервалы по длине скважины. В случае необходимости занесеи

иая в банк данных информация может корректироваться.


120




в табл. 5.5 представлены результаты расчета профиля наклонной
скважины с участком eCTeCТBeHHoro искривления, который планируется
бурить КНБК в составе: долото IП215,9 мзrв, турбобур 3ТСШ
195 и 10
м УБТ диаметром 178 мм.
т а б л и ц а 5.5
Параметры проектноrо профиля с участком ecTecтвeHHoro искривления


Номер rлубина ДлИНа, м Смеще
 Зенит
 Интенсив

участ
 по верти
 ствола интерва
 ние,М ный ность искрив

ка кали, м ла yrол, ления [pa

rpaдyc дусl1 О м
1 100,00 100,00 100,00 0,00 0,00 0,000
2 263,94 266,26 166,26 23,95 16,62 1,000
500,00 512,62 246,36 94,44 16,62 0,000
1400,00 1451,88 939,26 363,17 16,62 0,000
3 2258,93 2348,29 896,41 619,63 16,62 0,000
4 2700,00 2800,89 452,60 720,00 10,07
0,110
2775,00 2876,96 76,08 732,75 9,23
0,110


Алrоритм проrpаммы предусматривает расчет профиля скважины с
участком ecTecтвeHHoro искривления без танrенциальноrо участка. Про--
филь TaKoro вида получается в том случае, коrда смещение ствола cквa

жины на проектной шубине невелико или радиус кривизны участка Ha

чальноrо искривления отклонителем очень большой и этот участок пере

секается с участком естественноrо искривления.


Пример 5.6. Ниже приведены исходные данные, необходимые для
расчета направляющей части профиля rоризонтальной скважины вида 3
(см. рис. 5.10)
Проектная шубина, м 2000
Смещение профиля на проектной шубине, м 550
Уrол на проектной шубине, срадус 90
Радиус кривизны 2
ro участка, м 573
Интервал изменения начальноrо уша, срадус 30
Радиус кривизны 4
ro участка, м 60
rоризонтальный участок пересекает продуктивный пласт в продоль

ном направлении и ero rеометрия должна соответствовать форме и cтpYK

туре пласта.
Положение rоризонтальноrо участка в пласте определяется шубиной
и зенитным yrлом ero начальной точки. Поэтому в отличие от наклонно
направленной скважины при расчете профиля rоризонтальной скважины
необходимо задавать зенитныIй уrол на проектной шубине.


121




После ввода указанных в табл. 5.5 данных рассчитываются МИНЫ
вертикальноrо и танrенциальноrо участков. Результаты представляются в
виде таблицы. Если рассчитанные длина вертикальноrо и танrенциально-
ro участков не устраивают пользователя, то можно повторить расчет, из

меняв радиус кривизны и зенитный уrол в конце участка начальноrо ис

кривления скважины.
Ниже представлены исходные данные, необходимые для расчета па

раметров rоризонтальноrо участка и в контрольных точках направляющей
части профиля.


Параметры rоризонтальноrо участка.
Протяженность rоризонтальноrо участка, м
Допустимое отклонение rоризонтальноrо участка,
м:
вверх
вниз
Радиус кривизны A
B, м
Число контрольных точек профиля (от О до 9)
rлубина контрольной точки, м:
первой
второй


200


15
10
60
2


200
1985


На рис. 5.14. приведена схема расположения rоризонтальноrо участ

ка в продуктивном пласте.
Предельные отклонения rоризонтальноrо участка вверх и вниз от Ha

правления вскрытия продуктивноrо пласта определяются значениями rлу

бины расположения ero кровли и водонефтяноrо контакта. для paCCMaT

риваемоrо примера эти значения равны соответственно 1985 и 2010 м.
В результате расчета определяется радиус кривизны конечноrо ин

тервала rоризонтальноrо участка, а также зенитные уrлы по ero концам.
rлубина и число контрольных точек зависят от конструкции скважи

ны, а также количества реперных пластов, до KOТOpbIX необходимо опре..-
делить мину скважины от ее устья.
В примере rлубина спуска кондуктора
 200 м, промежyrочная ко-
лонна спускается после проводки танrенциальноrо участка. Кровля про-
дуктивноrо пласта расположена на шубине 1985 м.
Результаты расчета профиля rоризонтальной скважиныI выдаются в
виде табл. 5.6.
Радиусы кривизныI интервалов roризонтальноrо участка.
A
B == 60,00 м; B
Д == 239,17 м.


122




А


:: .;.:
 .


Рис. 5.14
Схема расположения rоризонталъноrо участка в пласте


т а б л и ц а 5.6


Па I)aMeТDbI ЩJOекпюrо про Ьиля rОDИЗОнтальной скважины
Но-- rлубина Длина, м Смеще
 Зенитный Интенсив

мер по верти
 ствола интер
 ине, м yrол, НОСТЬ ис

уча
 кали, м вала rpaдyc кривления
стка rpaдydl0 м
1 200,00 200,00 200,00 0,00 0,00 0,000
1.1 953,82 953,82 753,82 0,00 0,00 0,000
2 1240,31 1253,84 300,02 76,76 30,00 1,000
3 1969,99 2096,40 842,56 498,04 30,00 0,000
3.2 1985,00 2115,88 19,48 510,33 48,60 9,549
4 2000,00 2159,23 43,35 550,00 90,00 9,549
rоризонтальный vчасток
A
B 1996,99 2178,31 19,08 568,76 108,22 9,549
B
C 1985,00 2254,37 76,06 643,54 90,00
2,396
C
Д 2010,01 2364,70 110,33 750 63,57
2,396


123




Список литературы.


1. Душин А.И., Сорокин А.А. Проектирование скважин на основе
закономерностей их eCTeCТBeHHoro искривления.
M., Недра, 1964.
2. Зиненко в.n. Направленное бурение. Учебное пособие ДЛЯ вузов.

M., Недра, 1990.
3. Зиненко В.П., Неплевский м.о. Направленное бурение. Учебное
пособие.
M., МIТPY, 2003.
4. Калинин A.r. Искривление скважин.
M., Недра, 1974.
5. Калинин A.r., Никитин Б.А., Солодкий к.м., Повалихин А.С.
Профли неправленых скважин и компоновки низа бурильных колонн.

М., Недра, 1995.
6. Калинин A.r., rанджумян Р.А., Мессер A.r. Справочник инжене

ра
технолоra по буренmo rлубоких скважин.
M., Недра, 2005.
7. Лиманов Е.Л., Страбыкин И.Н., Елизаров М.И. Направленное бу

рение разведочных скважин.
M., Недра, 1978.
8. Михалкевич Ю.Л., Морозов Ю.Т. Проектирование трасс направ

ленных и мноrоствольных скважин (Методические рекомендации).
Л.;
ВИТР,1976.
9. Справочник по бурению rеолоrоразведочных скважин. Афанасьев
Л.С., Блинов r.A., Пономарев п.п. и др.
л., ВИТР, 2000.
10.Сулакшин с.с., Кривошеев В.В., Рязанов В.И. Решение rеолоrо

технических задач при направленном бурении скважин.
M., Недра, 1989.


124




6. Проектирование конструкций скважин


Выбор конструкции скважин
 важный исходный момент и иrpает
решающую роль в успешном доведении скважин до проектных rлубин
с лучшими технико
экономическими показателями, в обеспечении оп

тимальных условий бурения и опробования скважин.
Чтобы правильно выбрать конструкцию скважины, необходимо
прежде Bcero установить исходные данные, обязательные для всех
скважин при любых rеолоrо-технических условиях бурения: целевое
назначение и rлубина; конечный диаметр; способ бурения и параметры
буровоro оборудования; прочностъ и литолоrический состав пород, сла

rающих: rеолоrический разрез; качественная и количественная xapaктe

ристики возможных осложнений; положение устья скважины, ero KOOp

динаты; профиль скважины и ero характеристика; интервал продуктив

ных rоризонтов; способы заканчивания и ее эксплуатации; состав и
давление пластовых жидкостей; давления rидроразрыва пород и др.
Обоснованная конструкция скважины должна отвечать следую

щим требованиям: обеспечивать выполнение всех rеолоrо-технических
задач; быть рациональной и экономичной как в отношении расхода
труб, так и экономии средств на бурение скважины; обеспечивать Haд

лежащую прочность и надежную изоляцию спущенных в скважину
осадных колонн.


6.1 Проектирование конструкций rеолоrоразведочных и ин

женерно
rеоЛОI'Нческнх скважин


Выбор и обоснование конструкции скважины по проектному reo

лоrическому разрезу ведется в следующем порядке.
у станавливается конечный диаметр скважины. Факторы, влияю

щие на выбор конечноrо диаметра, мноrочисленны и разнообразны (тип
породоразрymаюшеrо инструмента, необходимый объем керна для ла

бораторных исследований, твердость пород, способ бурения, степень
изученности reолоrическоrо разреза, назначение скважины, rеометри

ческие размеры аппаратуры и приборов, применяемых при исследова

ниях в скважине). Конечный диаметр зависит от энерrетических воз

можностей буровоrо станка.
Как общее правило, с учетом экономических соображений диамет

ры скважины следует брать минимально возможными, но допускающи

ми бурение до заданной rлубины и опробование. При бурении породо

125




разрушающими инструментами малых диаме1рОВ повышается устойчи

вость стенок скважин, что позволяет значительно упросить их KOHCТ

рукцию.
При разработке конструкции скважин для установления конечных
диаме1рОВ рекомендуется пользоваться данными табл. 5.1 и 5.2 учебни

ка [8]. В практике разведочноrо бурения на рудные полезные ископае

мые получение представительных проб обеспечивается при использо

вании следующих минимальных размеров породоразрушающих инст

руметов: 46
59мM при бурении алмазными коронками; 59
 76 мм при
бурении твеРДОСIШавными коронками.
Конечный диаме1р скважин следует увеличивать в мяrких и тpe

щиноватых порода с тем, чтобы получить больше керна. Так, при буре

нии в raлоreнных отложениях для опробования солей конечный диа

ме1р должен составлять 112
93 мм, а при бурении по нерудным полез

ным ископаемым не менее 93 мм. При сложном rеолоrическом строе--
нии и при бурении скважин в новых неизученных районах конечный
диаме1р выбирается большим. Меньший диаме1р остается в резерве на
случай возможной аварии. При разведке yrольных месторождений в
зависимости от типа yrлей рекомендуют следующие диаме1рЫ бурения:
по мяrким yrлям
 93 мм, по средним
 76 мм, по Iшотным
 59 и 76 мм
с учетом применения специальных снарядов для получения представи

тельноro керна. Рекомендуемые диаме1рЫ инженерно
rеолоmческих
скважин в зависимости от их назначения приводятся в табл. 2.2 спра

вочника [11].
Установив конечный диаме1р скважины, переходит к определению
числа, rлубины спуска и диаМе1ра обсадных колонн. Необходимость
спуска обсадной колонны зависит, прежде вcero, от изученности rеоло

rическоrо разреза скважины и степени осложненности ето. КреIШение
части ствола или отдельных интервалов ero трубами необходимо: для
закреIШения устья скважины и предохранения ето от размъmа (направ--
ляющая труба); для перекрытия разрушенных пород верхней части раз

реза; при возникновении в скважине различных осложнений в процессе
бурения (обвалы пород, сильные поrлощения промывочной жидкости,
водоraзопроявления и др.), если применение rлинистых или дрyrих хи

мически обработанных растворов не дает результатов; для изоляции
продуктивных rоризонтов путем тампонирования или цемеmирования
затрубноrо пространства.
При выборе диаме1ра обсадных колонн для обеспечения опреде

ленных зазоров между внyrpенней стенкой обсадных труб и буровым
снарядом нужно учитывать размеры бурильных труб и их соединений.


126




Намечают промежуточный и начальный диаметр скважины. Коли

чество метров, которое можно пробурить долотом одноro диаметра,
устанавливают в зависимости от rеолоrическоro разреза и опыта работы
в данном районе.
При выборе конструкции следует избеrать применения обсадных
колонн, устанавливаемых «впотай» (без вьmедения BepxHero конца на
поверхность). Применение потайных колонн и бурение в ступенчатом
открытом стволе недопустимо при использовании снарядов со съемным
керноприемником.
Ступенчатость ствола скважины при алмазном бурении допускает

ся только в аварийных ситуациях или в rлубоких (более 1000 м) cквa

жинах, коrда на нижних интервалах бурение ведется при сравнительно
небольших (400
5()() мин
l) частотах вращения.
для обозначения конструкций rеолоrоразведочных скважин при

меняется их буквенно
цифровая характеристика [16]. Рекомендуется
шифр, включающий: шубину скважины (проектную или фактическую),
м; способ бурения на конечной rлубине (А
алмазными коронками, Т

твердосrumвными коронками, r
rидроударниками, П
пневмоудар

никами, Ш
шарошечными долотами, АС
КОМIШексами ССК или ксск,
Ar
rидpоударниками с алмазными коронками); конечный диаметр
скважины ( 46,59,76,93), мм; сложность конструкции скважин по числу
обсадных колонн (1, 11, 111, БО
 без обсадки); rлубину спуска, диаметр,
вид бурения и rлубину ступени открытоro ствола.
Пример 6.1. Обосновать конструкцию разведочной скважины с
проектной rлубиной 700 м для бурения алмазными коронками на pyд

ном месторождении, если reолоrический разрез харакrеризуется сле

дующими условиями: в интервале o
 16 м наносы; 16
 150 м трещинова

тые поrлощающие промьmочную жидкость породы VlI
 VlII катеrории
по буримости; 150
650 м
монолитные устойчивые породы IX
 Х KaTe

rории; 650
690 м
 железистыIe кварциты (Х катеrории); 690
 700 м

сланцы окремненные VlП катеrории. В скважине предусматриваются
rеофизические исследования с применением приборов диаметром 50мм.
Решение. для бурения по кварцитам допустим диаметр скважины
46 мм (см. табл.6.1), но поскольку предусматривается использование в
скважине приборов диаметром 50 мм, конечный диаметр ее принимает

ся равным 59 мм.
Интервал от 150 м до проектной rлубины целесообразно бурить
коронками одноro диаметра без креIШения обсадными трубами. Анализ
rеолоrическоrо разреза показьmает, что для креIШения данной скважи

ны требуется одна обсадная колонна
кондуктор и направление.


127




Так как необходимо перекрыть зоны поrлошений промывочной
жидкости, rлубина спуска кондуктора принимается равной 160 м с BBO

дом баIIIМака на 1 О м в устойчивые породы, а диаметр ero
 73 мм. Сле

довательно, диаметр коронки для бурения под кондуктор составляет 76
мм.
rлубина спуска направления принимается 18 м, а диаметр
 89 мм.
Начальный диаметр скважины принимается равным 112 мм. Затрубное
пространство uемеmиpуется.
Выбранная конструкция скважины будет иметь следующий шифр:
700А59II 20(89Н) 160(73Н). rрафическое изображение конструкции
скважины приведено на рис. 6.1.


089 073
0112

2О
Шб


059


700м


Рис. 6.1.
rрафическое изображение запроектированной конструкции скважины.


Пример 6.2. Скважина должна подсечь рудное тело в интервале
780
930 м с получением керна диаметром не менее 60 мм. Значитель

ную часть разреза предполаrается бурить в сложных rеолоrических yc

ловиях при наличии осыпей и обвалов трещиноватых пород (интервал
180
 420 м), а также поrлощений инезначительных водопроявлений в
128




интервале 540
 710 м. Весь разрез скважины сложен породами VII

VIП катеrорий по буримости, которые целесообразно разбуривать твер--
ДОСIШавными коронками. Выбрать проектную конструкцию скважины.
Решение. Устанавливаем конечный диаметр скважины 76 мм,
обеспечивающий диаметр керна 60 мм.
Из характеристики reолоrическоrо разреза очевидна необходи

мость выбора сложной конструкции СО спуском двух промежуточных
колонн: на rлубину 430 м с целью перекрытия зон, склонных к обвалам
и осыпям, на шубину 720 м с целью перекрытия зон возможных поrло

шений и водопроявлений; для уменьшения расхода обсадных труб эту
колонну предполаraется установить в интервале 420
 720 м без выхода
ее на поверхность (потайная колонна).
rлубина спуска направления принимается равной 30 м.
Устанавливаются диаметры обсадных колонн: промежуточных 89
и 108 мм, а направления 127 мм. Диаметры твеРДОСIШавных коронок
соответственно будут равны 93, 112 и 132 мм.


6.2. Проектирование конструкций водозаборных скважин.


Принцип проектирования конструкции скважин на воду тот же,
что и при бурении разведочных скважин на твердые полезныIe ископае

мые. Однако конечныIй диаметр водозаборной скважины устанавлива

ется в зависимости от выбранноrо диам
а фильтра с учетом попереч

ных rабаритов водоподъемноrо оборудования.
Зная заранее установленную мощность вскрытия водоносноrо пла

ста, можно задаться длиной рабочей части фильтра и определить ero
минимально необходимый диаметр (в мм):
D
 aQ (6.1)
ф

lp
rдe Q
 дебит скважины, м 3 /ч; lp
 длина рабочей части фильтра, м; а

эмпирический коэффициеm, зависящий от rpанулометрическоrо cocтa

ва породы водоносноro rоризонта, для мелкозернистоro песка а ==90,
ДЛЯ среднезернистоrо а ==60, для крупнозернистоrо а ==50 и для rpавий

ных отложений а ==30.
В соответствии с расчетом и стандартными размерами труб подби

рают диаметр фильтра и устанавливают конечныIй диаметр скважины.
По проектному расходу Q и ожидаемому динамическому уровJПO воды
в скважине подбирают водоподъемник, а по ero rабаритам
 ЭКСШIYата



129




ционную колонну, В которой он будет установлен. Внутренний диаметр
ЭКСlШ)'атационной колонны должен быть больше диаметра водоподъ

ем ника на 2040 мм. Затем выбирают способ установки фильтра в cквa

жине: на ЭКСIШуатационных трубах или впотай и при необходимости
корректируют диаметры фильтра и ЭКСIШуатационных труб, но только в
сторону их увеличения по сравнению с расчетными.
Исходя из необходимости креIШения пород проектноro rеолоrиче

cKoro разреза и обеспечения санитарно
технической надежности cквa

жиныI, определяют число промежуточных колонн, их диаметры и rлу

бины спуска.
При вращательном бурении с промывкой и небольшой шубине за

леraния водоносноrо roризонта (80
100 мм) в большинстве случаев
применяется одноколонная конструкция скважиныI. Дополнительная
промежуточная колонна должна быть предусмотрена: в сложных mдро--
rеолоrических условиях для предупреждения прорыва высоконапорных
вод по затрубному пространству при встрече зон разлома и зон интен

сивных поrлощений, которые не удается изолировать с помощью спе

циальных промьmочных жидкостей. При большой шубине залеraния
водоносноro rоризонта (200
300 м) предусматривается ДBYX
, тpex
, а
иноrда и четырехколонная конструкция скважины. Следует учитьmать
необходимость защиты скважины от проникновения в нее воды из He

используемых водоносных roризонтов. С этой целью предусматривает

ся затрубное цементирование КOIщуктора и ЭКСlШ)'атационной колонны
(в некоторых случаях и промежуточной колонны).
При ударно--канатном бурении выход колонн обсадных труб из

под башмака предыдущей колонны не должен превышать 30
50 м.
Сооружение бесфильтровых скважин, наиболее совершенных по
способу вскрытия и освоения водоносных пластов, позволяет yмeнъ

шить диаметры скважин и упростить их конструкцию.
для бурения водозаборных скважин роторным и yдapHO
KaHaTHЫM
способами обычно применяют стал::>ные муфтовые обсадныIe трубы с
короткой и удлиненной конической резьбой треyrольноro профиля по
rOCT 632
80 [9].
Диаметр долота для бурения под обсадную колонну
Dд:=D м +2д, (6.2)
rде Dм
 диаметр соединительной муфты спускаемой обсадной колон

ны, по rOCT 632
80; д
 зазор между стеlfКами ствола скважины и диа

метром муфты, д==20 мм для труб диаметром до 250 мм; д==25+40 мм для
труб диаметром более 350 мм; д==2+5 мм, если не предусматривается
цементирование затрубноrо пространства.


130




Кроме стальных обсадных труб, в практике бурения скважин на
воду используют IШастмассовые (полиэтиленовые, полипропиленовые и
др.) трубы. Эти трубы обладают значительно меньшей прОЧностью, чем
стальные, но они более устойчивы к воздействию аrpессивных вод.
Таким образом, конструкция водозаборной скважины должна
обеспечивать: возможность получения расчетноrо расхода воды; нa

дежную изоляцию ЭКСIШуатационноro или исследуемоro водоносноro
rоризонта от лежащих выше водоносных rоризонтов; установку филът

ровой колонны В пределах водоносноrо roризонта; длительный срок
ЭКСIШуатации и возможность проведения ремонта и восстановления
скважины.
ПримеD 6.3. В rеолоrическом строении района проектируемой
скважины принимают участие отложения четвертичноrо л
риода, пере

крытие сверху маломощной толщей (3 м) современных отложений; cyr

липки с прослоями водонасыщенных песков (мощность 20 м); мощ

ность водоносноrо rоризонта, располаrающеrося на rлубине 23 м в
среднезернистых песках, 10 м, напор ero 21,5 м (статический уровень
h cT ==I,5M).
Необходимо понизить статический уровень не менее чем на 7 м.
Предполаrаемый дебит Q==21 м 3 /ч. В скважине установлен rpавийно--
обсыпной фильтр с уширенным контуром. Диаметр каркаса фильтра

127 мм, а наружныIй диаметр D ф ==195мм. Обшая длина фильтровой ко--
лонны lф==16м. для откачки воды из скважины используется насос
2ЭЦВ8
25
100.
Требуется обосновать конструкцию скважины.


Обоснование. Конечный диаметр скважины определяется расчет

ным диаметром фильтра и принимается равным 215,9 мм. С учетом xa

рактера пород разреза, а также конечной rлуБиныI скважины предусмат

ривается одна колонна обсадных труб, которая в то же время будет экс

IШуатационной. rлубина ее спуска принимается 23 м, что вполне обес

печит надежную изоляцию слоя слабообводненных сyrлинков. Диаметр
ЭКСIШуатационной колонны, подобран в зависимости от поrpужноrо
насоса и равен 244,5 мм при толщине стенки 10 мм.
Диаметр долота для бурения скважины под ЭКСIШуатационную ко--
лопну, вычисленный из выражения 6.2 равен 295,3 мм.


Данньш о запроектированной конструкции скважины сведены в
таБЛ.6.1.


131




Т а б л и ц а 6.1


Зап


rорные ПОРОДЫ


Супеси с прослоями мелко
 O
3 295,3
зернистоrо песка
Сyrлинки с прослоями BO
 3
23 295,3 245 23
донасыщенных мелкозерни

стых песков
Пески среднезернистые 23
35 215,9 194 35


Пример 6.4. Обосновать конструкцию водозаборной скважины
ударно--канатноrо бурения для следующих условий: предполаrаемый
дебит водоносноrо rоризонта Q==31м З /ч; ожидаемый динамический уро--
вень 55 м; rеолоrический разрез представлен следуюшими породами (в
м): сyrлинки (0
6); мелкозернистый песок с rpавием (6
20); сyrлинки с
rpавием и rалькой (20
36); разнозернистый песок с rpавием (36
54);
плотные сyrлинки (54
 74); среднезернистый песок (водоносный rори

зонт) (74
89); плотные шины (89
 104).
Обоснование. Примем длину рабочей части фильтра lр==13м; длину
отстойника lо==3м, длину надфильтровой части lн==2м. Torдa общая дли

на фильтровой колонны составит
lф==lр +lо+lн== 13+3+2== 18м.


rлубина скважины с учетом пересечения водоносноrо пласта с за

rлублением в подстилающие плотные rлины на 3 м с целью установки
отстойника составит Н==92м.
Выбирается фильтр с трубчатым перфорированным каркасом и
фильтрующей сеткой raлунноrо плетения (см. табл. 20.2 раздела 20).
Минимально необходимый диаметр фильтра по формуле (6.1)
D ф == 60.31 == 143,1 мм .
13
Принимается каркас диаметром 168 мм.
Кроме эксплуатационной колонны (шубина спуска 76) намечается
спуск следующих обсадных колонн: направления на шубину 23 м с за

шублением в сyrлинки с rpавием и raлькой; промежуточной колонны
на шубину 57 м с заrлублением в плотные сyrлинки.
Диаметры запроектированных колонн и долот для бурения под эти
колонны:


132




эксплуатационной колонны
 219/201 мм, диаме1р долота по
формуле (6.2)
D
19 = 244,5 + 2.20 = 284,5мм ;


выбирается двyrавтровое долото диаме1рОМ 298 мм;
промежyrочной колонны
 324/307 мм;
диаметр долота
 двyrавтровое 445 мм;
направление
 508/486 мм.
Под направление следует предусмотреть желонку диамет

ром 530 мм.


6.3. Проектирование коиструкций скважии иа иефть и ['аз


Конструкция скважины разрабатывают и yrочняют в соответствии
с конкретными rеолоrическими условиями бурения в заданном районе.
Она должна обеспечить вьmолнение поставленной задачи, Т.е. достиже

ние проектной rлубины, вскрытие нефтеrазоносной залежи и проведе

ние Bcero намеченноrо комплекса исследований и работ в скважине,
включая ее использование в системе разработки месторождения.
Конструкция скважины зависит от сложности rеолоrическоrо раз

реза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия про--
дуктивноrо rоризонта и дрyrих факторов.
Исходные данные ДJIЯ проектирования конструкции скважины
включают следующие сведения:
назначение и rлубина скважины;
проектный roризонт и характеристика породы
коллектора;
rеолоrический разрез в месте заложения скважины с выделением
зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давле

ний rидроразрыва пород по интервалам;
диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр cквa

жины, если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен.
Порядок проектирования конструкции скважины на нефть и raз
следующий.


6.3.1. Выбирается констРVКIШЯ призабойноrо vчастка скважины . KOHCТ

рукция скважины в интервале продуктивноrо пласта должна обеспечи

вать наилучшие условия поступления нефти и raза в скважину и наибо--
лее эффективное использование пластовой энерrии нефтеrазовой зале

жи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продук

тивноrо пласта решаются следующие задачи:


133




обеспечение наилучших условий дренирования продуктивноrо
пласта;
задание величины заrлубления скважины в продуктивный пласт,
обеспечивающий длительную безводную добычу;
изоляция продуктивноrо пласта от близлежащих водоносных rори

зонтов;
защита продуктивноrо пласта от вредноrо влияния тампонажноrо
раствора при цементировании или всемерное снижение этоrо влияния
на проницаемость породы
коллектора.
Решение всех этих задач в совокупности усложняется большим
разнообразием, конкретных условий. В зависимости от строения зале

жи, литолоrическоrо состава породы
коллектора, ero устойчивости в
стенках скважины, пластовоrо давления, насыщенности продуктивноrо
пласта нефтью или raзом применяются различные схемы вскрытия. Все
их можно свести к трем основным типовым схемам:
схема 1
 спуск эксплуатационной колонны в кроВJПO продуктив

Horo пласта с последующей установкой потайной колонны после
вскрытия пласта или оставление открытоrо ствола, если порода

коллектор достаточно устойчива в стенках скважины;
схема 2
 спуск эксплуатационной колонны после вскрытия про--
дуктивноro пласта и проведение манжетноrо цемеmирования колонны
выше кровли пласта;
схема 3
 спуск эксплуатационной колонны после достижения
проектной rлубины и ее цементирование от нижнеrо КOIща с перекры

тием всей продуктивной толщи.
Каждая из указанных типовых схем имеет свои преимущества и
области npименения. Схема 1 позволяет обеспечить наиболее блаrопри

ятные условия при вскрытии продуктивноrо пласта, но может быть
применена лишь в однопластовой залежи сравнительно небольшой
толщины (до 15
20 м) без подошвенных вод. Схема 2 позволяет coxpa

нить неизменный диаметр скважины при вскрытии продуктивноrо пла

ста, но также применяется в случае однопластовой залежи без подош

венных вод. Схема 3 приrодна в сложном rеолоrическом разрезе с мно--
rопластовой залежью и водоносными пропластками. Эra схема наибо--
лее опасна ДJIЯ продуктивных пластов из рассмотренных, так как не
обеспечивает их защиты от проникновения цементноrо раствора и ero
вредноrо влияния на проницаемость коллектора.
Порода пласта считается устойчивой, если прочность ее при одно--
осном сжатии удовлетворяет условию


134




О"сж > [ ....L(рпghШI
 Р ШI)+(Р ШI
 Рзаб)l,
1
p J


(6.3)


rде J.l
 коэффициент Пуассона ДJIЯ породы коллектора; РП
 объемная
IШотность вышележащих пород, кr/M 3 ; h IШ
 шубина залеrания кровли
продуктивноrо rоризонта; Р заб
 забойное давление в скважине при экс

IШуатации (наrнетании), Па.
Вскрытие продуктивноrо пласта rеотермальных скважин может
осуществляться с открытым стволом (трещиноватые устойчивые поро--
ды), со спуском фильтровой колонны «впотай» в эксплуатационной и
спуском ЭКСIШуатационной колонны с фильтровой частью или с после

дующей перфорацией эксплуатационной колонны против продуктивной
зоны.


6.3.2. Обосновывается требvемое количество обсадных колонн и шvбин
их спvска. С этой целью строится rpафик изменения коэффициента
аномальности пластовых давлений ka и индекса давлений поrлощения
k пош .
на основании данных изменения коэффициента ka и индекса k пош
вьщеляются зоны с несовместимыми условиями бурения (условия в
двух смежных зонах несовместимы, если ДJIЯ перехода к разбуриванию
нижней нз них Рбр или состав буровоrо раствора нужно изменять так,
что это приведет к возникновению осложне
ий в верхней зоне).
для разбуривания пород в зонах с несовместимыми условиями бу

рения необходимо нормировать величину относительной IШотности
буровоrо раствора (Ро)



 Рбр/
Ро
 / Рв ' (6.4)
rде Рбр
 IШотность буровоrо раствора, кr/M 3 ; РВ
 IШотность воды, кr/МJ.
Опасность возникновения осложнений (пошощений, rазонефте

проявлений, нарущений устойчивости rорных пород) сводится к мини

муму при соблюдении следующих условий


k. < Ро < k поrл }
, (6.5)
ky < Ро < k поrл
rде ka
 коэффициент аномальности пластвоrо давления (см.шаву 1); /су

 ИlЩекс давления устойчивости породы
 отношение давления относи



135




тельной устойчивости породы Р на шубине Ну к давленmo столба воды
такой же высоты


х
k == у .
у (PBgHy) ,
Ру == РбрgН у '


(6.6)
(6.7)


Приступить К разбуриванmo нижерасположенной зоны можно, ec

ли надежно изолировать предьщущую путем спуска обсадной колонны
и цементирования заколонноrо пространства тампонажным раствором.
Необходимая величина РО нормируется с соблюдением следующих
условий:
а) условие предупреждения притока пластовых флюидов
PO==kpka, (6.8)
rде kp
 коэффициент резерва: kp==I,10
1,15 в скважинах шубиной до
1200 м; kp==I,05
1,10 в скважинах шубиной 1200
2500 м и kp==I,04--1,07 в
скважинах шубиной 2500 м;
б) условие предупреждения потери устойчивости стенок скважины
p
ky, (6.9)
rде ky
 индекс давления относительной устойчивости породы


ky==P/PB, (6.10)
rде Ру
 давление относительной устойчивости rорных пород на rлубине
Ну
Ру==Рб
Ну. (6.11)
Если разница между Р пор в породе и давлением в скважине превы

шает величину депрессии
ky == k апор
 Р деп / Р в , (6.12)
rде Р деп
 депрессия на пласт, определяемая опытным путем; Р В
 давле

ине столба воды (в МПа) плотность рв==1000 кr/
.
в) условие предупреждения статической репрессии на продуктив

ный пласт
Ро == ka
 Рреп(д) / Р в , (6.13)
или
Рв
Рпл
РДИф(д)' (6.14)
rдe Рреп(д), Р диф(д)
 соответственно допустимые репрессия и дефференци

альное давления на пласт.
Ниже приведены рекомендуемые значения Рреп(д) И РДИф(д)'


136




rлу6ина Н, м
Допустимая репрес

сия в МПа, не более,


:S1200


1200
2500


>2500


1,5


2,5


3,5


Статическую репрессmo на rлубине Н можно вычисляют по фор

муле
Р реп == (Ро
kJPB; (6.15)


т) условие поддержания величины Ро при разбуривании xeMoreH

ных пород
РО
 Р е . н ., (6.16)


rде Ре.н
 относительная плотность водноrо раствора, полностью Hacы

щенноrо солями разбуриваемой хемоrенной rорной породы;
д) условие предупреждения поrлощения буровоrо раствора
Рез. < k пеrл ' (6.17)


rде Ре.э.
 относительная эквивалентная плотность столба буровоrо pac

твора, равная; k пол
 индекс давления поrлощения.
Ре.,. == Ро + (grаdРr.д + Р у .,,)/ Р в , (6.18)


rде grаdpr.д
 rpадиент rидродинамическоrо давления в кольцевом про--
странстве на участке от устья до rлубины Н; Р У.К
 избыточное давление
в кольцевом пространстве у устья.
Предварительно выбранный вариант конструкции скважины,
удовлerворяющий только условиям бурения с учетом пластовых давле

ний и давлений, при которых возможны осложнения, должен быть OT

корректирован с учerом дрyrих сушественных факторов: наличие в раз

резе неустойчивых, трещиноватых или мноrолerнемерзлых пород, xe

мотенных отложений, необходимость установки противовыбросовоrо
оборудования и др.
Так, если в районах распространения мноrолerнемерзлых пород
встречаются интервалы, в которых твердые минеральные частицы cцe

ментированы только льдом, всю толщу таких пород перекрывают KOH

дуктором, башмак KOToporo устанавливаerся ниже rpаницы мерзлоты не
менее, чем на 100 м в устойчивой породе с положительной температу

рой.


137




ДЛЯ предотвращения растворения солей возможен вариаm, коrда
надсолевая толща перекрывается одной, а хемоrенная толща
 друrой
обсадными колоннами.
Если на рассматриваемую колонну должно быть установлено про--
тивовыбросовое оборудование, башмак ее следует устанавливать на
такой rлубине, чтобы, в случае возникновения rазонефтеводопроявле

ния при дальнейшем уrлублении и выброса буровоrо раствора из cквa

жины, породы, залеraющие ниже башмака, не моrли быть разорваны
тем высоким давлением, которое придется создать ДJIЯ rлушения прояв

ления.
Orносительное давление по воде в закрытой скважине
 отноше

ние давления Р Ь на rлубине h в скважине с закрытым устьем, частично
или полностью заполненной пластовой жидкостью, к давленmo столба
пресной воды
k ==

01Н h (6.19)
PBg


Ориентировочно rлубина спуска кондуктора (если принять давле

ние rаза у башмака ero равным пластовому) и минимальная rлубина
спуска промежуточной колонны (Н, м) для безопасноrо вскрытия пла

стов может быть рассчитана из выражения
Р
Н.==......!!!!!!..
Р .


rp
rдe Р ил h
 пластовое давление на rлубине h, МПа, Р rp
 rpадиент давле

ния разрыва пласта (ориентировочно ДJIЯ rазовых скважин эта величина
равна Р rp==0,О2МПaJм и требует уточнения ДJIЯ каждоrо месторожде

ния).
В последнее время все большее распространение получает схема
вскрытия продуктивноrо пласта rоризоmальной скважиной. В этом
случае направляющий участок rоризоmальной скважины до кровли
продуктивноrо пласта закрепляется эксплуатационной колонной, а ко--
нечный интервал rоризонтальной скважины, располаraюшийся в про--
ДУКТИВНОМ пласте, в большинстве случаев (устойчивый коллектор) oc

тается открытым либо закрепляется перфорированной потайной колон

ной (хвостовиком). В редких случаях при проведении rидроразрыва
пласта может быть спущена и зацемеmирована потайная колонна с по--
следующей ее перфорацией в заданных интервалах.
После определения требуемоrо количества обсадных колонн необ

ходим о уточнить rлубину спуска каждой колонны. Если ниже спущен



138




НОЙ колонны будут вскрываться пласты с АВПД, шубина спуска уточ

няется с таким расчетом, чтобы бьти перекрыты интервалы слабых по--
род, в которых возможен rидроразрыв после полноrо замещения буро--
Boro раствора в скважине пластовым флюидом и rерметизации устья
скважины.


6.3.3. Обосновывается выБОD диаМeтDа эксплvатационной колонны и
сошасовываются диамeтDы обсадных колонн и долот. Расчет диаметров
ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр экс

плуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины, если
спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен. Как бьто указано
выше, диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком
в зависимости от ожидаемоrо дебита нефтяной или raзовой скважины
или от диаметров технических средств, намеченных к исполъзованшо в
скважине на поздней стадии разработки нефтяноrо месторождения.
Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в добываю

щих скважинах приведены в табл. 6.2.
т а б л и ц а 6.2
Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн


Нефтяная скважина rазовая скважина
Суммарный Ориентировочный Суммарный Ориентировочный
дебит, M 3 tcyr диаметр, мм дебит, M 3 tCyr диаметр, мм
<40 114,3 <75 114,3
40
 100 127,0; 139,7 75
250 1 ]4,3
146,1
100
]50 1390,7; 146,1 250
500 146.I
I71,8
150
300 168,3; 177,8 500
 1 000 168,3
219,1
>300 177,8; 193,7 1000
5000 219.I
273,1


При выборе диаметра эксплуатационной колонны опорных, пара

метрических, структурных, поисковых и разведочных скважин следует
предусмотреть диаметр 114 или 127 мм. Исключение составляют cквa

жины, которые MOryr стать продуктивными.
В rазовых добывающих скважинах эксплуатационную колонну
желательно предусматривать диаметром 178 мм, а для скважин слож

ной конструкции 168 или 146 мм.
При расчете диаметров руководствуются нормами rOCT 632
80 на
обсадные трубы (19 типоразмеров от 114,3 до 508,0 мм) и rOCT 20692

80 на шарошечные долота (39 типоразмеров), а также сведениями о но--
меНКJштуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и
зарубежными фирмами [2].


139




Диаметр долота для буррния под обсадную колонну определяется
по ее raбаритному наружному размеру (наружный диаметр соедини

тельной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно
проходила по стволу скважины с реrламентированным радиальным за

зором, который определен в зависимости от диаметра обсадной колон

ны
 (табл. 6.3).


номинальны
й Разность диа
 номинальны
й Разность диа

диаметр обсаk метров 2б, мм диаметр обсаk метров 2б, мм
ной колонны, мм НОЙ колонны, мм
114,3; 15,0 273,1; 35,0
127,0 298,5
139,7; 20,0 323,9; 35,045,0
146,1 426,0
168,3; 25,0
244,5


т а б л и ц а 6.3
Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины
и муфты обсадной колонны'


Расчетный диаметр долота определяется по формуле (6.2).
Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализо--
ванный диаметр долота.
Установленный таким образом нормализованный диаметр долота
позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через
которую это долото должно свободно пройти
d ш FD д +211, (6.21)
rдe 11
 радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы,
обычно принимается I1==5+10мм (причем нижний предел
 для труб Ma

лоrо диаметра).
ПО известному внутреннему диаметру d BH обсадной трубы с ис

пользованием ['ОСТ 632
80 подыскивается нормализованный диаметр
обсадной колонны и выявляется наибольшая допустимая толщина cтeH

](и трубы.
Так как в ['ОСТ 632
80 нормализован наружныIй диаметр обсадных
труб и для каждоrо размера установлено по несколько толщин стенки
трубы, внутренний диаметр может варьировать в широких пределах:
dвн==d н
 2дтр, (6.22)


· Правила безопасности в нефтяной и rазовой промышленности утв. постановлением
rосrортехнадзора России N!!24 от 09.04.1998 и введены в действие в 01.09.1998 ['.
140




rдe d BH и d H
 внутренний и наружный диаметры обсадной трубы, мм;
дтр
 толщина стенки трубы, мм.
Основные размеры обсадных труб и муфт к ним в соответствии с
rOCT 632
80 приведены в табл. 2.4 справочноrо пособия [9].
Разработанная конструкция скважины представляется на схеме,
которая оформляется по общепринятой форме. на схеме наружные
диаметры обсадных колонн указываются в миллиметрах у BepxHero их
конца. Если в конструкции предусмотрено использование потайной
колонны, то ее принято пунктирной линией подводить к поверхности и
здесь указьmать ее наружный диаметр. rлубины спуска обсадных ко--
лонн показывают в метрах у нижнеrо конца каждой колонны. Диаметр
ствола скважины в миллиметрах определяется по диаметру долот, кото--
рые будут использоваться в соответствующем интервале, и на схеме
показьmается у правоrо конца стрелки, проведенной до стенки ствола
скважины. на схеме также должна быть указана rлубина до уровня
подъема цементноrо раствора за колонной.
При оценке сложности конструкции скважины их подразделяют на
ОДНО--, ДBYX
, трехколонные и Т.д. В подсчете количества колонн приня

то учитывтьь только промежуточные и эксплуатационные обсадные
колонны; направление, кондуктор и потайная колонна в продуктивном
пласте при этом не учитыIаются..
В отдельных случаях для разработки более компактной KOHCТPYK

цИИ скважины предусматривается использование обсадных труб со спе

циальными муфтами уменьшенноrо наружноrо диаметра (см. табл. 2.5
[9]) или трубы безмуфтовоrо соединения типа ТБО (см. табл. 2.6 [9]).
rладкие обсадные колонны MOryт быть составлены из безмуфтовых
обсадных труб типа ОП м (см. табл. 2.7 [9]), которые соединяются меж

ду собой по резьбам, нарезанным на концах rладкоrо тела трубы. Такие
трубы обладают пониженной прочностью (снижение до 50
53 % от
прочности rладкой трубы) и поэтому MOryт использоваться для потай

ных колонн (хвостовиков) или размещаться в нижней части эксплуата

ционной колонны.


6.3.4. Выбираются интервалы цементиРОВания . or башмака обсадной
колонны до устья цементируются: кондукторы во всех скважинах; про--
межуточные и эксплуатационные колонны в разведочных, поисковых,
параметрических, опорных и raзовых скважинах; промежуточные ко--
лонны в нефтяных скважинах rлубиной свыше 3000 м; на участке дли

ной не менее 500 м от баIIIМака промежуточной колонны в нефтяных


141




скважинах rлубиной до 3000 м (при условии перекрытия тампонажным
раствором всех проницаемых и неустойчивых пород).
Интервал цементирования ЭКСlUl)'атационных колонн в нефтяных
скважинах может быть оrpаничен участком от башмака до сечения,
расположенноrо не менее чем на 100 м выше нижнеro конца предьщу

щей промежуточной колонны.
Все обсадные колонны в скважинах, сооружаемых в акваториях
цементируются по всей длине.
Пример 6.5. Среднее пластовое давление во вскрытом в интервале
2135
2153 м нефтеносном песчанике РruF22МПа, а прочность ero при
одноосном сжатии 8 МПА. Вблизи песчаника дрyrиx проницаемых по--
род нет. Проверить устойчивость породы коллектора, если известно,
что забойное давление в скважине при ЭКСlUl)'атации составляет 18
МПа, а объемная плотность вышележащей толщи пород рп==2215кr/м З .
Решение. Приняв р==0,3 (см. раздел 1) и hruF(2153+2135)/2==2044M
устойчивость породы пласта по формуле (6.3)
О'сж > 2 [
(2215'9,8'2044
22.106)+(22
18)'106 ] = 27,1МПа .
1
0,3
Поскольку прочность нефтеносноrо песчаника меньше (8 < 27,1) и
коллектор неустойчив, следует предусмо1реть дрyryю схему вхождения
продуктивную залежь.
В случае, если коллектор неустойчив, продуктивная залежь укреп

ляется специальным фИЛЬ1ром.
Пример 6.6. Выбрать конструкцию призабойноrо участка и rлуби

ну забоя поисковой скважины, если известна следующая характеристи

ка залежи: водонапорная свозовая ненарушенная, коллектор представ

лен неустойчивым, нефтенасыщенным, равномерно и хорошо прони

цаемым песчаником (нефть мало содержит растворенноrо в ней raза).
rлубина места вхождения в залежь вертикальной скважины
 3100 м.
Подошва залежи по оси будущей скважины на rлубине 3150 м. Под по--
дошвой залежи на rлубине 3160 м имеется водосодержащий пропла

сток.
ВыБОIJ. При заданных условиях приемлем метод вхождения в про

дуктивную залежь, предусма1ривающий первичное вскрытие пласта
долотом тaKoro же диаметра, как и вышележащие породы, с последую

щим спуском эксплуатационной колонны до проектной rлубины. Спо--
соб цементирования
 вытеснение цементноrо раствора через башмак
колонны в заколонное пространство. Затем пласт вторично вскрывается
посредством перфорации эксплуатационной колонны и цементноrо
камня. rлубина забоя скважины выбирается исходя из следующих со--
142




ображений. Бурение целесообразно прекратить на rлубине, например,
3140 м, Т.е. до вхождения в подошву продуктивноrо пласта, поскольку
вблизи подошвы продуктивноrо пласта на rлубине 3160 м залеraer во--
доносный rоризонт. Окончательное решение о rлубине забоя скважины
и интервале на длине Koтoporo будer осуществляться вторичное BCкpЫ

тие, будer приниматъся при наличии rеолоrо--rеофизических данных о
залежи. Принятая конструкция призабойноrо участка скважины приве

дена на рис.6.2.


Экспд.ко..'JОПН
d J ==146MM


В еу стойчивые .
хо р ошо П D ОНИ

п аемые песча

иики


Подошва ПРОДУКТИ ВН
залежи


I\РОВJI
 НОСИОro

 roризонта


3140 м
3150
I


3160 м




Рис. 6.2.
КОНСТРУКЦИЯ призабойноrо участка скважины


143




Вывод: если отказ от долота диаметром 139,7 мм и эксплуатацион

ной колонны диаметром 168 мм нежелателен, то необходимо подобрать
трубы, в составе которых нет секций с толщиной стенок 12,1 мм.
Аналоrичные расчеты показьmают, что в случае необходимости
использования эксплуатационной колонны диаметром 178 мм и буре

ния в продуктивном пласте долотом диаметром 146 мм, то необходимо
колонну сконструировать, так, чтобы в ее составе не бьто секциЙ с
толщиной стенок труб 12,7,13,7, и 15,0 мм.


Пример 6.8. При бурении скважины на rлубине Н""1800 м предпо--
лаraется вскрыть rазоносный rоризонт с пластовым давлением
Рпл==21МПа, причем в разрезе скважины отсутствуют водоносные rори

зонты. Требуется найти минимальную rлубину спуска промежуточной
колонны для безопасноrо вскрытия пластов, представляющих опасность
выброса.
Решение. Принимая rpадиент разрыва пластов РrP""0,02МПа!м, по
формуле (6.20) находим


H min ""21/O,02== 1 05Ом.


Окончательная rлубина спуска колонны устанавливается с учетом
дрyrиx факторов.


Пример 6.9 На rлубине Zl""230Oм вскрьmается rазоносный пласт с
коэффициентом аномальности пластовоrо давления ka== 1,5. Необходимо
определить максимальное давление на стенки открытоrо ствола на rлу

бине Z2""2200M, которое может возникнуть в процессе вымьmания rазо--
вой пачки при rерметизированном устье, а также рассчитать допусти

мое давление на устье, если на rлубине 2200 м индекс давления поrло--
щения rорной породы kп==2,1.
Решение. ПЛастовое давление в rазоносном пласте


Рпл==kэРвgZl"" 1,5.1000'9,8'2300==33,8МПа.


Необходимая плотность раствора для вскрытия rазоносноro rтacтa


Рб.р""k3kэРв"" 1, 1. 1,5' 1000"" 1650кr/M 3 .


rидростатическое давление буровоrо раствора на rлубине 2200 м


144




Р r . С Т==Рб.рgZ2== 1650'9,8.2200== 35,6МПа.


rидростатическое давление на шубине 2200 м посл
 перемещения
rазовой пачки к устью


p'r.crP r . cT + Рпл==35,6+ 33,8==69МПа.


Давление rидpоразрыва пород на шубине 2200 м


Р п ==krrPвgZ2==2, 1.1 OOO'9,B-2200==45,ЗМПа.


Как видим, давление rидроразрыва 45,3 МПа значительно ниже то--
ro, которое может возникнуть при закрытом устье, и велика опасность
rидроразрыва пород и интенсивноro пошощения. Чтобы избежать oc

ложнения, надо либо предусмотреть изоляцию интервала с krF2,1 до
вскрытия rазоносноrо пласта, либо рассчитать допустимое давление на
пласт и уровень допустимоrо давления на устье при вымывании rазовой
пачки.
Допустимое давление шубине 2200 м во избежание rидроразрыва
пород


Р доп 2200==45,3: 1,05==43, lМПа.


Допустимое давление на устье скважины при вымывании rазовой
пачки


РДОП.У==РДОП2200
 Рr.ст==43,1
35,6==7,5МПа.


Если же в процессе вымывания rазовой пачки давление в открытом
стволе превысит допустимое и может возникнуть опасность rидpораз

рыва пород, то указанный интервал должен быть перекрыт обсадной
колонной до вскрытия продуктовоrо пласта.
Вывод . Подобными расчетами возможных изменений давления в
скважине в результате их сопоставления с допустимыми с точки зрения
rидpoразрьmа или потери устойчивости породы в стенках скважины
определяется необходимость перекрытия обсадной колонной Toro или
иноrо интервала. В любом случае шубина спуска обсадной колонны
устанавливается с таким расчетом, чтобы ее башмак находился в устой

чивых прочных малопроницаемых породах.


145




Пример б.l0. Пусть задан диаметр эксплуатационной колонны
d э == 14б, lмм.
Рассчитать двухколонную конструкцию скважины.
Рассчитанная конструкция скважины представлена на схеме
(рис.б.3)










 .

<= C'I
 ""'"
'IS
 с\ 'IS
;






//h


" ,


393,7м


300м


269
9M



,...,
'/




2100м


190,5м


2S00M /.


Рис.6.З.
Схема к примеру 6.10.


14б




Решение . Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуа

тационной колонны по rOCT б32
80 (см. табл. б.7) d м .э==lббмм.
Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную ко--
лопну
Dд.р==d м . э + 20== lбб+ 20== 18бмм,
rде 2д==2Омм (см.табл. б.3).


Выбор ближайшеrо нормализованноro диаметра долота по rOCT
20б92
80
Dд.Н== 190,5мм> 18бмм.


Внутренний расчеmый диаметр промежyrочной колонны
dпр.вн==D д . н + 2t!.== 190,5+ 1 0==200,5мм.


Нормализованный диаметр обсадной колонны по rOCT
б32
80 drn>==219,1мм с максимально допустимой толщиной стенки
дшF8,9мм; наружный диаметр муфты dм==244,5MM (см.табл. 2.4 [9]).


Расчетный диаметр долота для бурения под промежуточную ко--
лопну


Dд.р==244,5+ 25==2б9,5мм,
rде зазор 2д==25мм по табл. б.б.


Выбор ближайшеrо нормализованноrо диаметра долота по rOCT
20б92
80
D д .н==2б9,9мм>2б9,5мм.


Внутренний расчетный диаметра КOIщуктора
dвн.к==2б9,9+ 15==284,9мм.


Нормализованный диаметр кондуктора по rOCT б32

80(см.табл.б.7) dк==323,9мM с максимально допустимой толщиной cтeH

ки дк==14мм, Наружный диаметр муфты d M ==351,OMM.


Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор
D д . р ==351,0+40,0==391,Омм,
rдe зазор 20==40ммв соответствии с табл.б.3.
Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под
кондуктор по rOCT 20б92
80


147




DAH::;393,7MM>391,OмM..


Внутренний расчетный диаметр направления


d BH . НA mF393, 7+ 18==408, 7мм.


Нормализованный диаметр обсадных труб для направления по
rOCT 632
80 (см.табл. 2.4 [9]) d НАПР ==426,Омм с максимально допусти

мой толщиной стенки о::;10мм; наружный диаметр муфты dм==451,Омм.


Пример 11 . Обосновать конструкцию эксплуатационной скважины
на нефть для условий, показанных на рис. 6.6. продуктивный rоризонт в
интервале 40004100 м представлен неоднородной, неустойчивой тол

щей. Соrласно условиям требуется селективный отбор нефти. Продук

тивная толща вскрывается до подошвы, перекрывается эксплуатацион

ной колонной, цементируется с последующей перфорацией. Проектный
дебит
 35 м З /сyrки.
Решение. Диаметр эксплуатационной колонны соrласно табл.6.2
принимается равным 114,3 мм. Соrласно rOCT
 638
80 выбираются
безмуфтовые трубы or
IM (см.табл. 2.7 [9]).
Число и rлубина спуска обсадных колонн соrласно рис. 6.6:
эксплуатационная колонна до 4100 м
промежуточная 2 до 3300м
промежуточная 1 до 2000 м
кондуктор до 500 м.


Определяются диаметры обсадных колонн и долот:
диаметр долота под эксплуатационную колонну по формуле (6.2):


D
 =114,3+2.10::;134,3мм.


Выбираем долото D
 = 139,7 мм .
внутренний диаметр промежyroчной колонны 2 определяется по
формуле (6.30):
d; =139,7+2.5 = 149,7мм.


Выбираем обсадную колонну безмуфтовую Or
IM (табл. 2.7 [9])
d:f = 168,3 мм ;


148




диаметр долота под промежуточную колонну 2 будет равен
D:f == 168,3 + 2. 20 == 208,3 мм .


Выбираем долото
D:f == 215.9 мм;


внyrpенний диаметр промежyrочной колонны 1 составит
d
l == 215,9 + 2.5 == 225,9 мм .


Выбираем обсадную колонну безмуфтовую or
 1м
d:J2 == 244,5 мм ;


диаметр долота под промежyrочную колонну 1 равен
D
l == 244,5 + 2 . 25 == 294,5 мм .


Выбираем долото
DR 1 == 294,3 мм ;


внутренний диаметр КОlЩуктора составит
d: == 295,3 + 2 .5 == 305,3 мм .


Выбираем обсадную муфтовую колонну
d
 == 323,9 мм; d
 == 351 мм;


диаметр долота под КОlЩуктор составит
D
 ==351+2.35==421мм.


Выбираем долото
D
 == 444,5 мм.


Интервалы цементирования: кондуктор и промежуточные колонны
цементируются от башмака до устья, а эксплуатационная колонна от
башмака до отметки 1900 м. Конструкция скважины показана на
рис. 6.4.


149




2945
k..
=
=
с


:.:


2159

со!
liII
=
=


....
с
1397


1,0


1,6


2,0


1,4


1,8


1000


I
I
'


,
I
I
r Ре
k. I
I
I
I
I
I
I








I
I
I
I
I
I
I
I
I
r

"""'''''''


I
I
I
I
I


200


3000


4000


н


k" k. Ре







M"!!'\C

MM
....


444.5


Рис.б.4.
rрафик изменения ka и k п и запроеК1Ированная конструкция скважины.


4100


6.4. ПРИНЦИПЫ построения КОНСТРУКЦИЙ rеотехнолоrических
скважин


Назначение технолоrических скважин лобычноrо комплекса пол

земноrо выщелачивания заключается в: подаче выщелачивающих pea

rентов; отборе продуктивных растворов и контроле за технолоrическим
процессом в недрах. Независимо от их назначения первоочередное тpe

бование к конструкциям технолоrических скважин
 надежность их pa

боты (обеспечивается правильным выбором материала для KOHcтpYК

тивных узлов, технолоrичностью их монтажа и соответствием наrpузки;
возникающей при сооружении и эксплуатации скважин).


150




На рис. б.5 показаны схемы типовых конструкций технолоrиче

ских скважин [19], применяемых на полиrонах подземноrо выщелачи

вания. их назначение и особенности конструкции сведены в табл. б.4.


Таблица6.4


Назначение и особенности КОНС1 рукции скважин подземноrо выщелачивания
Схема типо
 Назначение Особенности конструкции
вой KOHCТPYK

цИИ
Одноколонная
(рис.6.5, а)


Одноколонная
комбиниро

ванная по
диаметру
(рис.6.5, 6)


Orкачка продyI<

тивных растворов
с помощью эрлиф

та; подача в пJXr
дуктивный rори

зонт выщелачи

вающих растворов
свободным нали

вом или под дaв

лением


Orкачка продyI<

тивныIx растворов
с помощью по

rружноrо насоса


В качестве эксплуатационной колонны
в откачных эрлифтных скважинах ис

пользуют полиэтиленовые трубы диа

метром 11 О и 140 мм или металлопла

стовые трубы диаметром 132 или 115
мм. В закачных скважинах применяют
полиэтиленовые трубы диаметром 11 О
мм или металлопластовые
 89 и 95 мм.
Тип фильтра подбирают в зависимости
от rpaнулометрическоrо состава пJXr
дуктивноrо rоризонта.
Затрубное пространство скважин rид

роизолируют с помощью пакерноrо
устройства или через заливочные тpy

бы. В последнем случае на эксплуата

ционную колонную устанавливают
манжету.
Верхняя часть эксплуатационной KO

лонны в интервале от поверхности до
отметки ниже динамическоrо уровня
выполнена из труб, внyrpенний диаметр
KOTOpLIX соответствует raбаритныIM
размерам применяемоrо насоса. Moryr
быть использованы трубы пнд 160 СТ
дЛЯ 4
дюймовых насосов, а для 6
дюй

MOBLIX
 ШIД 210 cr или ШIД 225 Т.
Нижнюю часть эксплуатационной KO

лонны этой конструкции усиливают
применением более устойчивых к Ha

rpузкам полиэтиленовых или металло-
пластовых труб меньшеro диаметра.
Верхнюю и нижнюю части колонны
соединяют с помощью переходника.
Выбор типа фильтра и способа rидро

изоляции, как и в предыдущем случае.


151




продолжение таблицы 6.4


Схема типо
 Назначение Особенности конструкции
вой KOHCТPYK

цИИ
Одноколонная Откачка или за
 Эксплуатационную колонну составляют
комбиниро
 качка растворов в тубы из нержавеющей стали. В осталь

ванная по условиях возник
 ном конструкция аналоrична KOHcтpYК

диаметру и новения на опре
 ции колонны, показанной на рис. б. 7,а
материалу деленных ипrер

(рис.б.5, в) валах rеолоrиче

cKoro разреза Ha

rpузок, превы

шающих допусти

мые для полимер

ных труб.
Двухколонная Откачка или за
 Эксплуатационная колонна из полиэти

с защитной качка растворов в леновых труб опускается под защитой
колонной сложных ['opHO
 стальной технической колонны (может
(рис.б.5,2) rеолоrических быть скомпонована, как и в приведен

условиях (при ных выше конструкциях)
наличии в rеоло

rическом разрезе
(<пучащих» rлин)
Шланrовая Подача в продук
 В качестве эксплуатационной колонны
(рис.б.5, д) тивный rоризонт используется шланr (мпш
 70, поли

выщелачивающих мерные армированные птaнrи). rидро

растворов изоляция затрубноrо пространства ocy

ществляется с использованием цeMeH

тировочноrо оборудования
Одноколонная Отработка Mecтo
 Эксплуатационная колонна состоит из
лвухФильтро-- рождений с двyxъ
 труб rnщ
 140 СТ. Против каждоrо
вая (рис. б.5,е) ярусным располо
 продуктивноrо rоризонта устанавлива

жением рудных ются фильтры, что позволяет произво

тел. дить одновременно раздельную откачку
или подачу растворов в каждый rори

зонт.
Одноколонная Конструктивно аналоrична схеме, пока

с rpавийной занной на рис.б.7, а.
обсыпкой В качестве фильтра
каркаса использу

(рис.б.5,ж) ется щелевой фильтр.


152




g}


Q}










Q}


d


ш}


5


5


5


6


6


7


5
4


5


5


5


4


4


4


8


4


4


8


3


2


8
3 3 3 3 3
2 2 2 2
2
I J I 1 1


5


3
9
6


11


2


2
10


1


1


Рис.6.5. Схема типовых КОНС1рукций технолоrических скважин ПВ:
а)
 одноколонная; б)
 одноколонная, комбинированная по диаметру;
в)
 одноколонная, комбинированная до диаметру и материалу; r)
 двухколонная (с за

щитной колонной); д)
 одноколонная шланrовая; е)
 одноколонная двухфильтровая; ж)

 одиоколонная с rpaвийной обсыпкой фильтра;
1
 отстойник; 2
 фильтр; 3
 цементировочный узел или манжета; 4
 эксплуатационная
колонна; 5
 rидроизоляционный материал; 6
 переходник; 7
 зашитиая колонна;
8
 шланr; 9
 уплотнительная манжета; 1 О
 rpaвийная обсыпка;
11
 rидроизоляционный затвор.


для подземноrо растворения солей (при камерной системе разра

ботки месторождений) наибольшее распространение получила трехко-
лонная конструкция скважин (см. рис. 6.6) [7,12]. При противоточном
растворении применяется двухколонная конструкция.


153




Вода
...........


Нерасmворитель
.


1


2


3


4


5


6


а)


5
6


б)


Рис. 6.6.
Конструкции эксплуатационных скважин для подземноrо растворения солей:
а
 трехколонная конструкция: 1
 обсадная колонна, 2
 цементное кольца. 3; 6
 экс

плуатационные колонны; 4
 нерастворитель, 5
 камера; б
 двухколонная конструкция
при противоточном растворении: [
 цeMeнmoe кольцо, 2
 трубка для подачи Hepacтвo

рителJl. 3
 обсадная колонна; 4
 эксплуатационная колонна: 5
 нерастворитель,
6
 камера.


Конструкция одиночных как вертикальных, так и наклонных cквa

жнн включает обсадную или основную колонну труб, которая цементи

руется на всю ее rлубину, и эксплуатационные колонны труб. Величина
заrлубления обсадной колонны в соляной пласт для простых rеолоrиче



154




ских условий принимается равной 5
 1 О м, а при неблаrоприятных усло

виях (наличие трещиноватости или неоднородности кровли соляной
залежи, карстов в пласте соли др.) она может бьпъ увеличена до преде

лов, допускающих рентабельность отработки пласта на оставшуюся ero
мощность до 15
25 м.
Выбор рациональной конструкции технолоrических скважин для
подземной выплавки серы определяется технико
экономическими пока

зателями добычи с учетом обеспечения безаварийноrо ведения работ.
Применяются одно
 и двух:колонные конструкции.
Диаметры эксплуатационных колонн устанавливаются в зависимо

сти от производительности скважин, температуры наrнетаемой ЖИДК

сти и поднимаемоrо раствора серы (наиболее широко применяются
эксплуатационные колонны диаметром 168
219 мм, при этом диаметр
раствороподъемных труб обычно равен 89
114 мм, а воздухоподающих

 22
34 мм
для мноrослойной соляной залежи с помощью обсадной колонны
труб производится перекрытие первоrо (сверху) пласта соли при He

большой ero мощности или части пласта при мощности от 1 О до 50 м и
более с учетом оставления предохранительноrо целика и необходимо

сти перекрьпия некондиционных пластов залежи в кровле.
Диаметр обсадной колонны выбирается с учетом обеспечения yc

тановки внутри нее эксплуатационных (водоподающей и рассолоподъ

емной) колонн труб и возможности подачи растворителя в количествах,
позволяющих получить заданную производительность скважин по pac

солу. для вертикальных скважин диаметр обсадных колонн колеблется
в пределах 324
273 мм, а для наклонных он не превышает 168
219 мм.
При этом диаметр ствола технолоrических скважин для подземноrо
растворения солей колеблется в пределах 250
500 мм.
При сооружении rлубоких (более 1200 м) технолоrических cквa

жин для подземноrо растворения солей и при наличии сложных rеоло

rических условий с целью перекрытия неустойчивых пород предусмат

ривается спуск кондуктора и промежуточных обсадных колонн, KOТO

рые полностью цементируются.
Диаметры водоподающей и рассолоподъемной колонн выбираются
с учетом минимальных потерь напора, чтобы сечение межrpубноrо
пространства между водоподающей и рассолоподъемной колоннами
бьmо приблизительно равно сечению рассолоподъемной трубы. Это
достиraется при соотношении величин диаметров указанных труб, paB

ном 0,69. Например, при применении обсадных колонн диаметром 324
мм диаметры водоподающей и рассолоподъемной колонны труб при



155




нимаются равными соответственно 219 и 146 мм, а при диаметре обсад

ной колонны 219 мм диаметры этих труб Moryт быть приняты равными
соответственно 146 и 89 мм.


6.5. Выбор КОНСТРУКЦИИ rеотермальных скважИН


Кроме rеолоrических условий и целевоrо назначения на выбор
конструкции rеотермальных скважин влияют размеры используемоrо
водоподъемноrо устройства и место ero расположения в стволе, а также
намечаемый срок эксплуатации скважин.
По зарубежным данным [4], самый распространенный конечный
диаметр rеотермальных скважин
 219 мм, реже
 168 мм, для вспомо

rательных
 125
 150 мм.
При вскрытии напорных rеотермальных скважин диаметр эксплуа

тационной колонны устанавливается по требуемому дебиту и условию
обеспечения минимальных rидравлических сопротивлений движущеr

ся в скважине теплоносителя (обычно это 219
244 мм).
для облеrчения монтажа насоса, производства ремонтных работ и
наблюдений за динамическим уровнем флюда в скважине разницу меж

ду наружным диаметром насоса и внутренним диаметром колонны об

садных труб принимают не более 50 мм. Значительное увеличение зазо-
ра приводит к утяжелению конструкции и удорожанию работ.
Во всех случаях конструкция скважины должна обеспечить полу

чение необходимоrо количества теплоносителя в единицу времени с
учетом снижения уровня столба флюда в скважине при длительной экс

плуатации. Так устанавливается rлубина спуска той колонны, в которой
устанавливается водоподъемник. Эксплуатационная колонна может
быть ступенчатой в том случае, если водоподъемник устанавливается в
ней и колонна одновременно выполняет роль фильтра в термозаборной
части скважины (больший диаметр в верхней части для размещения
водоподъемника, а меньший
 в продуктивной зоне).
Вскрытие продуктивноrо ствола может осуществляться с OTкpЫ

тым стволом (в трещиноватых устойчивых породах), со спуском филът

ровой колонны «впотай» в эксплуатационной колонне и спуском экс

плуатационной колонны С фильтровой частью. Вторичное вскрьпие
пласта путем перфорации эксплуатационной колонны сложнее и дopo

же дрyrих способов (Б.Б. Кузнецов, А.М. Яковлев, 1987).
Конструкции rеотермальных скважин, обычно, из
за необходимо

сти перекрытия зон осложнений включают от трех до пяти колонн 06--


156




садных труб (направление, кондуктор, OДНY
ДBe промежуточные, экс

плуатационную, иноrда и «хвостовию) ). Это объясняется также необхо

дим остью предотвращения потерь тепла в окружающие породы при
циркуляции теплоносителя по стволу скважины.


6.6. Рекомендации по выбору конструкции rазовых скважин
в районах мноrолетнемерзлых пород


для предупреждения затрубных raзопроявлений в высокодебит

HbIX эксплуатационных скважинах целесообразно. вскрывать продук

тивный rоризонт после крепления ствола эксплуатационной колонной,
спускаемой до OCHOBHoro продуктивноrо rоризонта, а продуктивный
rоризонт перекрывать хвостовиком. Так, решается задача по предупре

жденшо проникновения raза в затрубное пространство эксплуатацион

ной колонны, а также отпадает необходимость перекрывать KOНДYКТ

ром или промeжyrочной колонной высокопроницаемые отложения, за

леrающие между подошвой мерзлой толщи и продуктивным rоризон

том.
rлубину спуска кондуктора определяют из условия обязательноrо
перекрьпия кондуктором всей толщи неустойчивых при опаивании
вечномерзлых пород примерно на 30
50 м и более в зависимости от фи

зик
механических свойств rорных пород в разрезе.
цементныIй раствор в затрубном пространстве при всех соотноше

ннях диаметров и количествах колонн поднимают до устья с целью:
заполнения цементным камнем возможных каверн, представляющих
основную опасность крепи при восстановлении отрицательных темпе

ратур в затрубном пространстве; создания жесткости в системе: стенка
скважины
 цементное кольцо
 обсадная колонна,
 устраняющей
вредное влияние вибрации, которая неизбежно возникает при пульси

рующем потоке rаза; повышения устойчивости крепи при возникнове

нии давлений замерзающих масс; защиты обсадных труб от влияния
коррозийныIx компонентов; создания промежуточноrо слоя между


. r.c. rрязнов КОНСТРУКЦИИ raзовых скважИН в районах мноrолетнемерзлых пород. М.,
"Недра", 1978.


157




мерзлым массивом и стенками обсадных труб, обладаюшеrо меньшим
коэффициентом теплопроводности по сравнению с буровым раствором.


Список литературы


1. Аренс в.ж. Скважинная добыча полезных ископаемых (reoTex

нолоrия).
M., Недра, 1986.
2. Басарыrин Ю.М., Булатов АИ., Проселков Ю.М. Заканчивание
скважин.
M., Недра, 2000.
3. Башкатов Д.Н. Обоснование конечныIx диаметров инженерно

rеолоrических скважин.
 "Разведка и охрана недр", 1970, N!!7, c.29
32.
4. Бурение скважин на термальные воды! r.П. Новиков, r.M.
rульянц, Ю.R. Лrеев, Аи. Вареца.
M., Недра, 1986.
5. Выбор минимальных диаметров керна, допустимых для опр

бования разных видов твердых полезных ископаемых (В.r. Соловьев,
ЮЛ. Михалкевич, r.r. Пежемский и др.).
л.: Недра, 1973.
6. rанджумян Р.А Практические расчеты в разведочном бурении.

M.: Недра, 1986.
7. rанджумян Р.А, Амбарцуримов В.А Совершенствование KOH

струкций скважин подземныIx raзохранилищ. Сб. научн. трудов rиY А
вып. XXVIII, 1990.
8. Калинин Ar., Ошкордин О.В., Питерский В.М., Соловьев Н-В.
Разведочное бурение. Учебник для вузов. М., 000, "Недра. Бизнес

центр", 2000.
9. Калинин Ar., Левицкий АЗ., Мессер Ar., Соловьев Н-В.
Практическое руководство по технолоrии бурения скважин на жидкие и
raзообразные полезныIe ископаемые. тод ред. Ar. Калинина.
M.: He

дра,2001.
10. Михайлова Н-Д. Техническое проектирование колонковоrо бу

рения.
M.: Недра, 1985.
11. Ребрик Б.М. Бурение инженерн
rеолоrических скважин:
Справочник.
2
e изд., перераб. и доп.
M.: Недра, 1990.
12. Сердюк Н.И., Куликов В.В., TyнryCOB АА и др. Бурение cквa

жни различноrо назначения. Учебное пособие. М., PIТPY. 2006.
13. Середа H.r., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и raзовых cквa

жин.
M.: Недра, 1988.
14. Соловьев Е.М. Задачник по закачиванию скважин.
M.: Недра,
1989.
15. Соловьев Е.М. Закачивание скважин.
M.: Недра, 1979.


158


,
"




16. Справочник инженера по бурению rеолоrоразведочныx cквa

жни: В 2т.тод общ. ред. проф. Е.А. Козловскоrо.
M.: Недра, 1984.
17. Справочник по бурению rеолоrо
разведочныx скважин. Афа

насьев И.С., Блинов r.A., Пономарев П.ll. и др. Л., ВИТР, 2000.
18. Справочник по бурению скважин на БОДУ. Под ред. д.н Баш

катова.
M.: Недра, 1979.
19. Справочник по rеотехнолоrии урана.! В.И. Белецкий, Л.К Б

raTKOB, НИ. Волков и др. Под ред. Д.И. Скороварова. М., Энерrоатом

издат,1997.


159




7.Расчеты, связанные с приrотовлением, реryлированием
свойств и утяжелением циркулирующих areHTOB


7.1 Расчет потребвоrо количества буровоrо раствора для буре-
нияскважины


Количество буровоrо раствора (в м\ требуемое для бурения rеоло

rоразведочной скважины в нормальных условиях, можно определить из
выражения


V p :::= 2V c + V o . c + п
Vc '


(7.1)


rде JI;;
 объем скважины заданной проектной rлубины, м 3 ; 2
 числовой
коэффициент, учитывающий запас промывочной жидкости на буровой;
Vo.c
 объем очистной системы (объем желобной системы, очистных и
приемных емкостей), принимаемый в зависимости от rеолоrических уело-
вий и rлубины скважины равным 3
8
; пс=2+3
 частота смены промы

вочной жидкости (при бурении в rлинистых и малопрочных породах про

мывочную жидкость можно заменять и чаще).
При бурении в условиях поrлощения промывочной жидкости


,
V p :::= V p + V п '


(7.2)


(V п
 потери промьmочной жидI<ости, принимаемые равными 3
6% от
объема скважины).
На основании обобщения и анализа большоrо числа фактических
данных А.м.яковлев [12] предлаrает необходимый объем промывочной
жидкости (в м 3 ) при колонковом бурении рассчитывать по формуле


,
vp :::= kcVp L E .


(7.3)


rдe V p ==(4,71+6,28)1Y
 расход промывочной жидкости на 1 м бурения
скважины диаметром D, м 3 ; L E
 общий объем бурения с применением
промывочной жидкости, м; kc
 коэффициент сложности, учитывающий
различные rеолоrические условия; для rpупп сложности 1, П, IП и IV yc

танавливаемых опытным пyrем значения kc соответственно равны 1;2;4;
более 5,5.
160




При бурении с промывкой rлинистым раствором потребное количе

ство rлины в т может быть рассчитано (если известны плотность rлины и
плотность раствора) по формуле


G r == qr
 '


(7.4)


rдe qr
 расход rлины на 1
 раствора, т.
Масса rлины т r для приrотовления 1 м 3 буровоrо раствора (в кr) с
учетом влажности W


Рr(Рб.Р
 PB)
.P
т r = ( Pr
 Рв Хl
 W + WРrl0
З ) , (7.5)
rде pr
 плотность rлины, Pr==23 00-.;.-2600, кr/M 3 ; рв
 плотность воды,
рв==1000 кr/M 3 ; Рб.р
 плотность буровоrо раствора, кr/M 3 ; W
 влажность
rлины, доли единицы. для инженерных расчетов принимается W==0,05
0, 1.
Объем буровоrо раствора для rлубокоrо бурения скважины на нефть
иrаз


V б . Р . == v; + V 2 + V'з + кз
, (7.6)
rдe V 1
 объем приемных емкостей буровых насосов, V 1 ==10-.;.-40 м 3 ; V 2

объем циркуляционной желобной системы, f2=4-.;.-7M 3 ; V З
 требуемый
объем буровоrо раствора, необходимый для механическоrо бурения, м 3 ,


V з ==
LI +n 2 L 2 +...+nnLn


(7.7)


V 4
 объем скважины, м 3 ; К з ==2
 коэффициент запаса; LI'
,...,Ln

длины интервалов одноrо диамета, м; nl, n2,".,1ln
 нормы расхода буро

Boro раствора на 1 м проходки, м в зависимости от вида обсадной колон

ны, под которую ведется бурение, приводятся ниже


Направление... ......... ...... ... ..................... 2,76
Кондуктор.......... ........ ............... ............ 2,53
Промежyrочная....................................... 1,0
Хвостовик (потайная)......... ... .... .............. 0,53
Эксплуатационная.......................... ...... .. 0,32


Пример 7.1 Скважину rлубиной z==620M предполаrается бурить в
сложных rеолоrических условиях при наличии в разрезе зон поrлощений


161




промывочной жидкости. Конструкция скважины: обсадная колонна диа

метром D ок ==127мм спускается на rлубину Z)==300M; открытый ствол диа

метром d)==112MM в интервале 300
 520 м и диаметром d 2 ==93мм в интер

вале 520
 620 м. Определить требуемое для бурения данной скважины
количество промывочной жидкости.
Решение. Объем скважины находим по формуле


V nd; k nd)2 nd;
==...............z +
z +
Z 3 '
с 4 ) 4 2 4
rде d OK == 11 7мм
 внyrpеннJЩ диаметр обсадных труб; Z2 и Z3 по условию
задачи соответственно равны 220 и 100 м.


Принимаем V oc ==6M 3 ; п с ==2; V n ==I,04- J/;;. Подставляя данные в выраже

ния (7.1) и (7.2) получаем:


V p ==2.6+6+2 2 .6==42м 3 ; V p ' ==42+1,04.6==48,24м 3 .


7.2. Расчеты при приrотовлении и утяжелении буровых pac

творов


Количество rлины для приrотовления буровоrо раствора зависит от
ее качества, которое определяется показателем выход раствора (в м 3 ):


в == тr(Pr
 Рв)
р { Рб.Р
 PB ) Pr ' (7.8)
rде т r
 масса rлины, т r ==1000кr; pr
 плотность rлины, Pr==2300-
-2600кr/м3;
Рв
 плотность воды, PB==1000кr/
; Рб.р
 плотность буровоrо раствора,
кr/M 3 .
rлинопорошки для бурения должны отвечать показателям, приве

денным в табл. 7.1


Таблица 7.1.


Показатели Сорт
высший 1 11 III IV
Выход буровоrо раствора из 1000 15 12 9 6 <6
кr rлинопорошка, м 3
ПЛотность буровоrо раствора кr/M 3 1043 1054 1073 1100 > 11 00
Влажность, % не более 6
8 6
8 6
8 6
8 6
8


162




Применительно к комовым rлинам основной показатель, по KOTOpO

му оценивают качество rлиноматериала,
 это коллоидальность, xapaктe

ризуюшая количество rлины, необходимое для приrотовления единицы
объема rлинистоrо раствора с условной вязкостью 25
30c. В табл.7.2 при

водятся показатели, характеризующие качество rлины плотностью 2500
кr/M 3 .


Таблица 7.2


Степень коллоид
 Плотность Объем rли
 Масса rлины, Выход rли

ности rлины rлинистоrо ны для требуемой для нистоrо
раствора, получения приrотовления раствора из
кт/м 1 м 3 pac
 1 м 3 раствора, 1000 кr
твора,
 кr rлины, м 3
Высококоллоидная 1 040
 1 060 0,03
0,04 70
100 15
10
Коллоидная 1060
 1150 0,04
1,10 1 00
250 10-4
Среднеколлоидная 1l50
1300 0,1O
0,20 250
500 4
2
Малоколлоидная 1300
 1400 0,20
0,27 500
675 2
1,5
Тяжелая 1400
1500 0,27
0,33 675
825 1,5
1,2


Масса rлины без учета влажности, необходимая для приrотовления
требуемоrо количества шинистоrо раствора (в кr), определяется по фор

муле


Pr
_p (Рб_Р
 Рв)
m r
 , (7.9)
Pr
 Рв
rде V б _ р
 объем буровоrо раствора.
Масса шины без учета влажности, необходимая для приrотовления 1
м 3 буровоrо раствора (в кr), определяется по формуле (7.9) при V б . р ==IМ 3 .
Масса воды (в кr), необходимая для приrотовления 1 м 3 буровоrо
раствора,


PB
_P (Pr
 Рб_Р)
тв == .
Pr
 Рв


(7.1 О)


Концентрация шины (содержание шины) в буровом растворе (в %) с
учетом плотности исходных материалов


Kr
 Рr(Рб_Р
 pJ .100.
P ( Pr
 Рв )


(7.11 )


163




Масса rлины (в кr), необходимая для внесения в буровой раствор с
целью увеличения ero концентрации,


т ==т (кт
Kr)
r р 100
KT '


(7.12)


rдe КТ
 требуемая концентрация раствора.
ПЛотность приrотовленноrо rлинистоrо раствора заданной KoнцeH

трации (в кr/M 3 )


Рб.р == Kr(Pr
 Рв)+ Рв.


(7.13)


Необходимый объем rлины (в
)


v == v. Рб.р
 Рв
r б.р
Pr
 Р в


(7.14)


Объем воды (в
)


v.. == V б . р
 v;..


(7.15)


Наиболее низкая плотность rлинистоrо раствора обеспечивается при
использовании бентонитовых rлин (рб.р== 1050+ 1 080кr/M 3 ). ПЛотность pac

творов, приrотовляемых из обычных rлин, составляет 1150
 1250 кr/M 3 .
для снижения плотности rотовят растворы на yrлеводородной основе или
добавляют воду. Объем жидкости, требуемой для снижения плотности
раствора Рб.р до Р 'б.р рассчитывают из выражения


V'



(Рб.Р
 P
.p)
P
.P
 Рв


(7.16)


rде V o
 начальный объем буровоrо раствора, м 3 ; Р 'б.р
 требуемая плот

ность раствора.
Еще большее снижение плотности обеспечивается аэрированием pac

твора
 вводом в качестве дисперсной фазы воздуха.


164




Основное средство повышения плотности rлинистоrо раствора CBЫ

ше 1400кr/

 применение утяжелителей
 инертных порошкообразных
материалов.
Утяжелители в зависимости от плотности подразделяются на три
rpуппы (см.табл.7.3)


Таблиuа7.з


rруппа Наименование Плотность, кr/M j
1 Малоколлоидные rлины, мерreли, мел, извест
 2600
2900
няки
II Барит 4480
rематит 5300
Мarнerит 5300
ш' Ферромарraнец. 6000
 7000
феррофосфор,
концентраты свинцовых руд и др.





Прuмененuе утяжелителеи даннои ZPYппbl оzраничено


Количество утяжелителя для повышения плотности 1 м 3 rлинистоrо
раствора до заданной величины определяется из выражения


Ру (Р ур
 Рб_Р)
т у == { ) ,
Ру
 Р ур


(7.17)


rде Ру и Рур
 плотность соответственно утяжелителя и утяжеленноrо буро

Boro раствора, кr/M 3 .
В случае применения влажноrо утяжелителя, требуемое ero количе

ство рассчитывается по формуле


РвРу(Р ур
 Рб_Р
_Р
т ву == Рв { Р у
 Pyp )
 Wpyp { p y
 Рв ) '


(7.18)


rлинистый раствор перед утяжелением должен обладать условной
вязкостью не менее 2
24 с; величина ене должна быть не менее
5 Па,
а водоотдача
 1 О см 3 за 30 мин.
Количество утяжелителя (в кr), необходимое для утяжеления rлини

cToro раствора заданноrо объема
, Vб_р(Р ур
 Рб_Р) (7.19)
ту
 .
1
 Р ур / Ру


165




ПЛотность утяжеленноrо rлинистоrо раствора (в кr/M 3 ) после добав

кв в исходный объем rлинистоrо раствора заданноro количества утяжели

теля


Рб.р + Ру /V p
Р ур = ,
1 +Ш у /Vб.р/Р у


(7.20)


Пример 7.2. Определить массу rлины (без учета и с учетом влажно

сти W=O, 1) и воды, которые потребуются для приrотовления V б . р = 1
 rли

нистоrо раствора плотностью р=1240 кr/M 3 , если плотность rлИНЫРr=2100
кr/M 3 .
Решение. По формуле (7.9) определяем массу rлины для приrотовле

ния V б . р = 1м3 rлинистоrо раствора:
т = 210o(I240
1000)
 458кr.
r 2100
1000


с учетом влажности по формуле (7.15)
т = 210 0 (1240
1000)
 3752кr
r (2100
1000 Xl
0,l+0,l.2100.10
3 ) ,.


Из выражения (7.10)

 1000(2100
1240)
 728кr
тв (2 100
1000 ) .


Пример 7.3. Найти содержание rлины (в %) в rлинистом растворе,
если известно, что ero плотность 1260 кr/
.
Решение. По формуле (7.11)


Kr


2100(1260
1000 ) 100 = 39 4%.
1260(2100
1000 ) ,


Пример 7.4. ПЛотность rлинистоrо раствора 20%
ной концентрации
Рб.р= 1180кr/M 3 . Какое количество rлины требуется внести в rлинистый
раствор, чтобы увеличить ero концентрацию до 30%, если объем буровоrо
раствора Vб.р=I,3'10
3м3.
Решение . Масса rлинистоrо раствора тp=1180'1,3'1O
3=1,53 кr.
По формуле (7.12)


166




30
 20
т == 1,53
 0,214кr.
r 100
30


Пример 7.5 . Необходимо приrотовитъ V б . р == 1.1 0
3M3 rлинистоrо pac

твора для лабораторных целей из бентонитовой rлины и пресной БОДЫ.
Определить плотность раствора и необходимое количество каждоrо KOM

понента, если содержание rлины плотностью Pr==2500 кr/M 3 В растворе
K r ==15%.
Решение. По формуле (7.13) определяем плотность приrотовленноrо
раствора:


Рб.р == 0,15(2500
 1000)+ 1000 == 1225 кr/M 3 .


Объем rлины по формуле (7.14)


v. ==1.10
з I225
1000
15.10
5м3(илиI50см3)
r 2500
 1000 '


что составляет


т == 15 .10
5 .2500 == 0,375кr.
r


Объем БОДЫ по формуле (7.15)


V 8 == 1.10
3
 15 .10
5 == 85 .10
5M3.


Пример 7.6. Требуется снизить плотность раствора от Рб.р==1500кr/м 3
ДО Р 'б_р==1300кr/м 3 , чтобы предотвратить поrлошение. Рассчитать объемы
БОДЫ и нефти, необходимые для снижения плотности буровоrо раствора,
если начальный объем раствора V o ==80M 3 , а плотность нефтирн==850кr/м 3 .
Решение. Из уравнения (7.16) объем воды


v.
 80(1500
1300) 3
8
 (1300
 1000) 53,3м.


Объем нефти


167




v = 80(1500
1300)
 355M3.
н 1300
850 '


Содержание нефти в буровом растворе


К Н =35,51(80+35,5)=30,73%.


Пример 7.7. Определить массу yrяжелителя (барита) плотностью
py
300кr/
, необходимое для утяжеления 1 м 3 rлинистоrо раствора от
Рб.р==1250 до Рб.р==1500кr/м 3 .
Решение. Требуемая масса cyxoro утяжелителя вычисляется по фор

муле (7.17).
т
 4300(1500
 1250)
 384кr.
у 4300
1500


Пример 7.8. Используя условия и решения примера 7.5, надо опреде

лить количество утяжелителя (барита плотностью py
300кr/
), которое
следует добавить к rлинистому раствору, чтобы увеличить ero плотность
до 1500 кr/M 3 и объем полученноrо раствора.
Решение. Объем барита, который необходимо добавить к rлинистому
раствору


v = 1.10
3(1500
1225) ==1.10
M3
у 4300
 1500 '


или ту==I'10-4'4300==43'1O
3кr.
Объем полученноrо раствора


v. ==v, p +v. ==1.1O
3+1.10
==11.10
3M3
ур у ,.


Пример 7.9. В процессе бурения скважины объем буровоrо раствора
плотностью Рб.I1==1270 кr/M 3 составлял Vp==72
. Сколько потребуется бари

та ру
300кr/м", чтобы повысить плотность раствора до 1400 кr/M 3 .


Решение. Количество барита определяется по формуле (7.19)


168




, == 72(1400
 1270)
 1 3867
ту 1400 кr.
1


4300


Пример 7.10. К объему rлинистоrо раствора V p ==40M 3 плотностью
Рб.р==1240кr/м 3 бьшо добавлено 6000 кr барита. Какой будет плотность pa<r
твора после добавки утяжелителя и насколько увеличится объем?
Решение. ПЛотность полученноrо раствора рассчитывается по фор

муле (7.20)


1240+ 6000
Р ур == 600

 1343 кr/M 3 .
1+
40.4300


Объем раствора увеличится на объем добавляемоrо барита:

Vp==6000/4300
1,4
.


7.3. Расчеты при реryлировании свойств буровых растворов


Расчеты количества химических peareHTOB, используемых для pery

лирования свойств rлинистых растворов, базируются на том условии, что
оmимальным является такое их количество, добавление KOToporo при
меньшем расходе и невысокой стоимости дает наиболее эффективное из

менение основных технолоrических параметров. Оmимальная рецетура
peareнтa для обработки обычно подбирается опытным путем в лаборато--
рии.
Расчет требуемой массы буроrо yrля и каустической соды для приrо

товления УЩР следует начинать с определения влажности yrля (в %):


w. == b
a 100%
у Ь


(7.21 )


rде Ь и а
 масса влажноrо и просушенноrо yrля, кr.
Масса влажноrо буроrо yrля (в кr), необходимая для приrотовления
peareнтa,


ту == 100К у V ущр /(100
 W y ).


(7.22)
169




rдe Ку
 концентрация cyxoro буроrо уrля в 1 м 3 peareнтa по рецепту, %;
V ущр
 объем приrотовляемоrо peareнтa, м 3 .
Объем раствора каустической соды (в м 3 ) для приrотовления едини

цыI объема peareHTa по установленной рецептуре


VKc==KKc Vущр1тк.с,


(7.23)


rдe Кк.с
 концентрация каустической соды в реаrенте, %; тк.с
 количест

во каустической соды в растворе, кr.
Объем воды (в
), необходимый для приrотовления УЩР,


V.
 VyUU'
 ( ::: + VKC}


(7.24)


rде ру
 плотность буроrо yrля, кr/
, Ру== 1200 кr/M 3 .
Приrотовленный УЩР сливают в rлинистый раствор, циркулирую

щий через желоба, с таким расчетом, чтобы весь объем, который нужно
добавить в скважину, вьпек за время, необходимое для совершения пол

Horo цикла.
Скорость (в л/мин), С которой реаrент должен вьпекать из спускноrо
приспособления отстойника,


v == Vущр / t ц , (7.25)
rдe tц
 время цикла (т.е. время, необходимое для Toro, чтобы объем pac

твора совершил полный период циркуляции), мин.
Масса (в кr) крахмала тк и сухой каустической соды тк.с. для приr<r
товления крахмальноrо peareнтa рассчитывается по формулам


т к == VKK K /100,


(7.26)


тк.с == ткКк.с /100, (7.27)
rде V K
 объем приrотовляемоrо peareHTa, Т.е. объем воды, в который за

сыпается крахмал,
; Кк==8..;--1 0%
 концентрация крахмала в реаrенте;
Кк.с.== 1,(),,;--1,4%
 концентрация сухой каустической соды на рассчитанное
количество крахмала (в сильноминерализованных водах Кк.с.==2..;--4%).
Объем раствора ССБ, необходимоrо для приrотовления peareнтa
ССБ, рассчитывают по формуле
V p == К ССБ V ССБ / Кс.в' (7.28)


170




rде КССБ
 содержание cyxoro вещества ССБ в реаrенте по рецепту, %;
VССБ
 объем peareнтa, который следует приrотовить, м 3 ; К СБ
 содержание
cyxoro вещества ССБ в растворе ССБ, % (обычно KCB;;;:;3
50 %).
Требуемое количество химических реаreнтов определенпоrо вида
для обработки буровых растворов в интервалах бурения L" L2".' Ln Hax<r
дят по формуле


v.c. P ==КV исх + К) (n1L) +n 2 L 2 +...+nпLп)Ib.


(7.29)


rдe V исх
 исходный объем раствора на буровой до обработки ero химиче

ским реаrентом, соответствующий забою скважины, с KOToporo начата
химическая обработка, м 3 ; К, а и Ь
 опытные коэффициенты, значения
которых принимают в зависимости от типа химическоrо peareнтa, назна

чения химической обработки и свойств раствора (табл. 7.4).


т а б л и ц а 7.4


Тип химическоrо pea
 Дополнительные условия К а Ь
rema или добавки
ССБ, КССБ, кмц Соленость фильтрата, %:
6 0,09 0,001 1,0
15 0,04 0,001 1,0
<2 0,025 0,001 1,0
УЩР, ТЩР Приrотовление:
на пресной воде 0,06 0,001 0,5
на морской воде 0,06 0,001 1,0
Кальцинированная сода
 0,01 0,001 1,0
Крахмал Соленоcrь фильтрата 15 %
Водоотдача, см 3 /30мин:
20 0,004 0,001 1,0
15 0,005 0,001 1,2
10 0,06 0,001 1,4
5 0,0125 0,001 1,6
Нефть Для борьбы с прихватами и 0,1 0,13 1,0
затяжками инструмента


При получении буровых растворов с низкой температурой замерза

пия масса поваренной соли (в кr), необходимая для приrотовления водн<r
ro раствора различной степени солености, определяется по формуле


те == Кет в (1 00
 Ке).
rдe Кс
 содержание соли, %.


(7.30)


171




Значение Кс выбирается в зависимости от требуемой температуры
замерзания буровоrо раствора (табл.7.5).


Таблица7.5


KOHцeHTpa
 Температура замерзания KoнцeHTpa
 Температура замерзания
ция NaCl, % раствора, ОС ция NaCl, раствора, ОС
%
0,1 О 14,9
1l,0
1,5
0,9 16,2
12,2
2,9
1,8 17,5
13,6
4,3
2,6 18,8
 15, 1
5,6
3,5 20,0
18,2
7,0 4,4 22,4
20,0
8,3
5,4 23,1
21,2
9,6
6,4 23,7
17,2
Н,О
7,5 24,9
9,5
12,3
8,5 26,1
1, 7
13,6
2,8 56,6 О


Если применяется rлинистый раствор, то качество соли, необходи

мое для добавления к раствору, определяется следующим образом.
Вычисляют массу поваренной соли (в кr), которую надо добавить в 1
м 3 раствора:


те = Kem r . p /(100
KJ. (7.31)
тде mr.p
 масса 1 м 3 rлинистоrо раствора, кr.
Объем воды (м\ необходимый для приrотовления насыщенноrо pac

твора соли (в rлинистый раствор соль добавляют в виде насыщенноrо
раствора),


V B =т е / qe.


(7.32)


тде qc
 количество соли, необходимое для насыщения 1 м 3 воды, кr.
Дополнительное количество соли mlC (в кr), необходимое для полу

чения требуемой концентрации и связанное с добавлением к rлинистому
раствору воды, составит


т 1e = KeV B /(100
 Ке). (7.33)


Общая масса соли (в кr) для получения насыщенноrо раствора
то; = те + т 1e . (7.34)


172




Общий объем воды (в л) для получения насыщенноro раствора соли


VBl: == V B /0,36.


(7.35)


При получении аэрированных бесструктурных буровых растворов
необходимая масса ПАВ (в кr) для обработки определяется по формуле


К,
т ПАВ == Vr,.PP K ,
2


(7.36)


rдe К,
 заданная концентрация ПАВ, %; К 2
 концентрация активноrо Be

щества в ПАВ, % (табл. 7.6)


Наименование Содержание активных веществ в ПАВ,
%
ОП
7 99,5
ОП
10 99,5
Проrресс 20
Сульфонат 89,5
Сульфонол 84
Бурол 25


т а б л и ц а 7.6


Пример 7.11 Какое количество буроrо yrля (Wy==12%), каустической
соды (тк.с==40%) и воды надо предусмотреть, чтобы приrотовить
V ущр ==20м 3 peareнтa УЩР.
Решение . По условию примера для приrотовления единицы объема
peareнтa данноrо состава требуется по массе К у ==13% буровоrо yrля и
KKr3% каустической соды.
По формуле (7.22)


т
 100.13.20
 295 кr.
у 100
12


По формуле (7.23)


3.20 3
VKC ==
 == 1,5м .
По формуле (7.24)


173




( 295 ) 3
V B ==20

+1,5 ==18,25м.
1200


Пример 7.12. Определить массу крахмала и сухой каустической соды
для приrотовления peareнтa объемом Vr8,5M 3 с концентрацией крахмала
Кк==9% и соды Кк.с==1,2% (от массы крахмала).
Решение. По формуле (7.26)


т к == 8500. 91100 == 765 кr.


По формуле (7.27)


тк.с == 765 .1,2/100 == 9,2 кr.


Пример 7.13. Бурение скважины предполаraется вести с использова

нием rлинистоrо раствора плотностью Рб.р== 1180кr/M 3 В районе распро--
странения мноrолетнемерзлых пород (температура мерзлых пород ниже

5 ОС) со сложными reолоrическими условиями. Определить обmее коли

чество соли и воды, если требуемая температура замерзания раствора со--
ставляет
 2,6 Ос.
Решение . По табл. 7.6 находим, что такой раствор должен иметь KOH

центрацию соли 4,3 %.
Torдa по формуле (7.31)


т с == 4,3 .1180(100
 4,3) == 52,8 кr.


По формуле (7.32)


V B == 52,8/0,36 == 146,5 л ;
m lC == 4,3 '146,5(100
 4,3)== 6,5 кr.


Общую массу соли вычисляем по уравнеmno (7.34):


то; == 52,8 + 6,5 == 59,3 кr.


Общий объем воды находим из выражения (7.35)


VBl: ==59,3/0,36 == 165л.
174




Пример 7.14 . Объем обрабатываемоrо с помощью ОП
7 раствора
плОТНОСТЬЮ Рб.р==1100кr/м 3 составляет 20 м 3 . Определить необходимую
массу оп
 7 при концентрации К} = 2% .
Решение. По табл. 7.7. находим К 2 =99,5. Torдa по формуле (7.36)


2
т плв = 20 .1000
 = 400 кr
100


7.4. Расчеты при приrотовлении эмульсионных, полимерных и
полимербентонитовых растворов


Расчет необходимоrо количества эмульсола (тз, кr) для приrотовле

пия эмульсионноrо раствора:


lпэ = 10КэV р >


(7.37)


rдe К Э
 заданная концентрация эмульсии в растворе, %; V p
 объем приrо--
товленноrо эмульсионноrо раствора, м 3 .
Масса (тэпр, кr) составляющих (ниrpола и ПАВ) для приrотовления
эмульсионноrо промывочноrо раствора (ЭПР)


КМ Э
lnэпр = 100 >


(7.38)


rдe К
 необходимая концентрация эмульrатора или ниrрола, %; М з
 Mac

са приrотовляемой эмульсии, кr.
Содержание ПАВ (ОП
10 или ОП
7)в ЭПР должна быть в пределах
0,4
0,5%, а ниrpола
 174%
Концентрированный полимерный раствор с заданной концентрацией
приrотавливается из TOBapHoro полиакриламида (ПАА), необходимое ко--
личество KOToporo определяется по формуле


К}
т ПАА =
Мпр>
К 2


(7.39)


[де К)
 концентрация полимера в концентрированном растворе, %; К 2

концентрация чистоrо полимера в товарном продукте, %; М пр
 количест



175




во приrотавливаемоrо концентрированноrо раствора, необходимое для
приrотовления полимерноrо раствора, подсчитывается по формуле:


м = м К з
ПР К'
I


(7.40)


rде М
 количество приrотавливаемоrо полимерноrо раствора, кr; К з

требуемая концентрация полимера в приrотавливаемом полимерном pac

творе, %.
Количество техническоrо едкоrо натра (NаОН), необходимое для Ka

чественноrо rидролиза, соrласно рекомендациям витр вычисляется из
выражения:


с
т NaOH =
КIМПР'
К


(7.41)


rдe С
 отношение количества едкоrо натра к количеству полимера в ПАА
(К==0,б 7 1,2); К
 коэффициент, зависяший от качества едкоrо натра (чис

ленно равен процентному содержанию едкоrо натра в техническом про

дукте ).
Масса rлинопорошка (M r , кr), необходимая для получения полимер

бентонитовоrо раствора (ПБр) заданной концентрации, вычисляется по
формуле:


м
 Kr .м пьр
r 100'


(7.42)


rдe Kr
 заданная концентрация бентонита (или rлины) в растворе, %;
М ПЬР
 масса приrотовляемоrо ПБр, кr.
Объем rлинистоrо раствора, необходимый для приrотовления ПБр:


v.
 v. Рпьр (Рпьр
 Рв )
r.p
 ПЬР ( ) '
Р Р
 РВ


(7.43)


rде V ПЬР
 необходимый объем ПБр, м З ; V r . p
 потребный объем rлинистоrо
раствора плотностью р,
; РПЬР
 плотность ПБр, кr/
.
ПЛотность эмульсионноrо rлинистоrо раствора, полученноrо после
долива нефти (в кr/
).


176




рэ.р == р

И (р
 ри}
р


(7.44)


rдe V и
 объем добавляемой нефти, м З ; РН
 IШотностъ нефти, кr/"';.


Пример 7.15. Необходимо приrотовить эмульсионный раствор IШот

ностью 1000 кr/м З В объеме М э ==9м З . Определить потребное количество
ниrpола и оп
 1 О, если известно, что содержание ниrpола в эмульсионном
растворе должно быть 4%, а ОП
10
5%.
Решение. Количество ниrpола по уравнению (7.38)


m == 4.9000 == 360 кr.
1 100


Количество оп
 1 О по той же формуле


m == 0,5. 9000
 45 кr.
2 100


Пример 7.16 . Определить пmpебный объем эмульсионноrо раствора
и пmpебное количество эмульсола для скважины rлубиной 700м диа\fет

ром 76мм, если количество замен раствора равно пз==2, а по данным ла

раторных исследований оптимальная концентрация эмульсола в растворе
К э ==2%.
Решение. Необходимый объем эмульсионноrо раствора при пз==2:


V эр == 2V c + п з 2V c == 6V c ,


rдe 2 V c
 объем эмульсионноrо раствора на заполнение всей циркуляци

онной системы, м З ; пз2 V c
 потери раствора, связанные с заменой paCТBO

ра, .,.;:


V эл == 6. 0,785.0,0762 .700 == 19,04м 3 .


По формуле (7.37) потребное количество эмульсола:


т-э == 10.2 .19,04
 38,lM 3 .


177




Пример 7.]7. Рассчитать потребное количество полимера и кальци

нированной соды, необходимое для приrотовления полимерноrо раствора
на основе ПАА для следующих условий: длина ствола скважины диамет

ром 59 мм с использованием полимерноrо раствора
 590 м; концентрация
ПАА К з ==0,2% концентрация активной кальцинированной соды для обра

ботки раствора с целью уменьшения коррозионной активности K 1 ==0,3%;
полимерный раствор приrотавливается на основе концентрированноrо
полимерноrо раствора с концентрацией K 1 ==1,5%; количество замен pac

твора пз== 1; концентрация чистоrо полимера в товарном продукте К 2 ==8%.
Решение. Потребный объем полимерноrо раствора при пз== 1


v ПР == 4V c == 4.0,785.0,0592 .590 == 6,45 м 3 .


При плотности полимерноrо раствора РПР== 1 ОООкr/м З потребное KO

личество полимерноrо раствора М пр ==6450кr.
Необходимое количество концентрированноrо полимерноrо раствора
для приrотовления потребноrо количества полимерноrо раствора по
уравнению (7.40)


м ПР == 6450 0,2 == 860кr.
1,5


По формуле (7.39) определяется количество ПАА для приrотовления
необходимоrо количества концентрированноrо раствора


т ПАА == 1,5 .860 == 1бl,2кr.
8
Необходимое количество кальцинированной соды (Nа 2 Со з ) составит


0,3 . 6450
тNa2COj == 100
 19,Зкr.


Пример 7.18. Дано: концентрация кальцинированной соды в растворе
ПБР К з ==0,2%; объем приrотавливаемоrо ПБР плотностью рпьр==1050кr/
;
VПБр==8,2
; K 1 ==1%; К з ==0,4%; плотность rлинистоrо растворар==1200кr/м З ;
плотность rлины р==2ЗООкr/
; процентное содержание едкоrо натра в
техническом продукте К==45%.
Решение. Объем rлинистоrо раствора, необходимый для приrотовле

ния ПБР по формуле (7.43)
178




v. = 82 1050(1050
 1000)
 18м3
r.p , 1200 (1 200
 1000 ) , .


Количество сухой rлины для приrотовления 1 м З rлинистоrо paCТB<r
ра с заданной плотностью.


т
 230o(I200
1000)
 354кr/M3.
r 2300
 1000


Пmpебное количество rлины


M r =354.1,8 = 637кr.


Количество полимерноrо раствора


v ШЛА = 8,2
 1,8 = 6,4 м 3 .


Пmpебное количество концентрированноrо раствора I1IAA по фор

муле (7.40)


т пшл = 0,4 . 6400 = 2540 кr.
1


Пmpебное количество TOBapHoro ПАА по формуле (7.39)


1
т ПАА =
2540 = 317,5кr .
8


для rидролиза ПАА едким натром по формуле (7.41)


1
т NaOH =
.1.317,5=7кr.
45


Пmpебное количество кальцинированной соды для обработки pac

твора.
тNapJJ =


 .8200 = 16,4 кr .


179




Пример 7.19. Следует приrотовить эмульсионный раствор путем до--
бавления 3м3 нефти плотностью рн==830 кr/M 3 к 25
 исходноrо rлинисто--
ro раствора плотностью р== 1300кr/M 3 . Сколько следует добавить утяжели

теля, чтобы после долива нефти плотность раствора оставалась на том же
уровне?
Решение. По формуле (7.44)


РЭ.Р. == 1300

5 (1300
 830) == 1244кr/M 3 .


В качестве утяжелителя используем барит, плотность Koтoporo
py==4300кr/M 3 . Количество барита, которое следует добавить, чтобы ДOBe

сти плотность раствора до 1300 кr/ м 3 , определим по формуле (7.19)


р' = 25(1300
1244) =2000кr.
у 1
 1300/4300


Список литературы
1. Баптык с.м., Заrибайло r.T., Коваленко АВ. Основы rидравли

ки и промывочные жидкости: Учеб. для техникумов.
 М.: Недра, 1993.
2. Булатов АИ., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технолоrия про--
мывки скважин. М., недра, 1981.
3. Булатов АИ., Пенъков АИ. Проселков Ю.М. Справочник по
промывке скважин М., Недра, 1984.
4. rанджумян Р.А. Практические расчеты в разведочном бурении 2

е изд. перераб. и доп. М., Недра, 1986.
5. rоловко В.Н Оборудование для приrотовления и очистки про--
мывочных жидкостей М., Недра, 1978.
6. Марамзин Л-В., Фиrypак А.А Физические способы приrотовле

ния и реryлировапия технолоrических параметров промывочных жидко--
стей. /Техн. и технолоr. rеОЛ.
развед. работ; opr. пр
ва М., ВИЭМС, 1983.
7. Михайлова нд. Техническое проектирование колонковоrо буре

пия М., Недра, 1985
8. Калинин Ar., Левицкий АЗ., Мессер Ar., Соловьев Н.В. Прак

тическое руководство по технолоrии бурения скважин на жидкие и rазо--
образные полезные ископаемые. тод ред. А.r.Калинина. М., Недра, 2001.
9. Резниченко И.П. Приroтовление, обработки и очистка буровых
растворов. М., Недра, 1982.


180




10. Руководство по применению ЭМУЛЬСИОННЫХ промывочных жид

костей при алмазном бурении. /В.нrорин, В.Д.Васильев, Т.М. Илларио--
нова и др. Л., ВИТР, 1975.
11. Технолоrия приrотовления и применения полимерных и поли

мербеmонитовыx промывочных жидкостей (Методические peKOMeндa

ции). Л., ВИТР, 1979.
12. Яковлев А.М. rлинистые растворы и способы их приrотовления
при бурении rеолоrоразведочных скважин. Техника и технолоrия rеоло--
rоразведочныx работ; орraнизация производства. Обзор. М., ВИЭМС,
1980.


181




8.Выбор буровой установки. Расчет потребной мощно

сти буровой установки


8.1 Принципы выбора типа буровых установок


Выбор буровой установки для бурения скважины является МНОПr
факторной задачей, решение которой в значительной мере способствует
успешному проведению скважин и их целевому назначению. Буровые
установки следует выбирать независимо от шубины с учетом KOнкpeт

HbIX rеОЛОПrтехнических условий, конечноrо диаметра скважины и
методов бурения для получения наиболее высоких технико--
экономических показателей. Один и тот же буровой станок, входяший В
комплект буровой установки (или сама буровая установка) в зависимо--
сти от условий и методов бурения может быть эффективно использован
в достаточно широком диапазоне rлубин. rрузоподъемность установки
выбирают с учетом конструкции скважины, которая определяет наrpуз

ки, возникающие при спуске и подъеме бурильных и обсадных труб.
Диапазон бурения rеолоrоразведочных скважин на твердые полез

ные ископаемые очень широк и колеблется от нескольких метров до
нескольких тысяч метров. В целях наиболее экономичноrо бурения
скважин в указанном диапазоне rлубин СТ СЭВ 771
77 иСТ СЭВ 770

77 предусмотрено создание параметрическоrо ряда буровых установок,
которые отличаются дpyr от дpyra числовыми значениями по основным
параметрам (rpузоподъемности, шубине бурения, мощности и др.)
Параметрический ряд подразделяет все установки для колонковоrо
бурения на 8 классов и характеризует каждый класс 16 значениями oc

HOBHbIX параметров. В качестве шавноrо параметра принята номиналь

ная rлубина бурения скважин. В настоящее время существует еще три
параметрических ряда буровых установок, предназначенных для экс

плуатационноro и rлубокоrо разведочноrо бурения, rеолоrоразведочно--
ro бурения на нефть и rаз и бурения rидроrеолоrических скважин.
rлавным параметром в названных рядах выбрана rpузоподъемность
буровой установки.
основныIe технические параметры некоторых буровых установок и
станков для бурения на твердые полезныIe ископаемые и воду приводят

ся соответственно в табл.8.1 и 8.2.


182




00
'" :.:
::;10
=

t:: :I:
IO

"'

f--o

2
=
о
р..
>.
10


:I:
:I:
Q)
:I:


8-
t::
о
g,
Q)
Q)
t::
О


'"
:I:
=
:r
'"


t:: !:!
)1 :I:
О Q)



=10
:I: О

 S
Q) =
)1 о




 g



=
t::
=
'"
р..


1-0
)1
2
=
Q)


р..
о
t::
о
=
О
:.:
:I:


о
2
р..
Е-<
Q)
)1
'"
р..
'"
t::
Q)
2
:I:
=
О
:I:
о
О


8
9)IЛ


I1!
g)IЛ


11

g)IЛ


;)оо

g)IЛ


I1t
g)IЛ


Е>.l;)f
9)IЛ


;)ООf/ОО'l
9)IЛ


1100f/ОО'l
9)IЛ


1100 I/О

9)IЛ


dWОО'lI
ФИЕ


WО
9
ФИЕ


2
р..
Е-<
Q)
:::о
'"
р..
'"
t:::


!:!

 Js2-
:I: :I: \iE = :I:
Q):r"'..
=

g
:::o >=\iE
lOоО:::Ом0,2"':::о
"':.: 8.
.0,.,.,

:::O

6.t



10 t:: :::о :r Е-<

....-.- '" '" Q)

-!
 :I:)1


с с
с с
с с
(".1м


с с
с с
(".1 с
.....(".1


с с
с с
.,., 00


с с
с с
м.,.,


с с
с с
м.,.,


с с
с с
(".1м


с с
с с
(".1м


с с
с с
(".1м


се
.,.,з


с с
с с
.,., с
.....(".1


с с
.,., с
\О 00


.,.,
о,
(".1


::!;
(".1


.,.,
.....


.,.,
.....


.....
.,.,


(".1
м
.....


(".1
м
.....


(".1
м


(".1
м


с
.,.,
(".1


с
с
(".1


с
о,


мм
.r--
с ..с

.
 r:'.
v ...,.,
""""""
ом
.,., \О


с
о;-
.,.,
r--


'.';";м
vm.r--
:g
. 00
""""\0
.,.,


с
о,
о
r--


. . .;..;
v .
.,.,моо
o
.\o
.,.,,,,,
.,.,


с
о,
о
\О


o

.,., ..

:!,


с
о;-
с
\О


.. .,.,

'!'!,
'....,.

.,.,


с
о;-
с
r--


с
....r--
с v ..
.,., .,., .,.,
.,.,


с
о;-
с
r--


с
.,.,
N
v


с
о,
о
r--


с
.,.,
N
v


с
о,
о
r--


.. .,.,
(".1 .
",," м
М


с
о,
о
00



. ..
.,.,"),00
'.м \О

\O


с
о,
о
\О



. ..
.,.,"),00
'.м \О

\O


о



ор..
:2 1-0
'" :i
:I: :I:
t:: =
О \iE
1-0 '"
>- =
:.:
о


!:!
:I: ..
3
";'O
'" Q) .





 а f:
f:88,
о '--'
'"
::r


.
..Q
t:: )1
6.)1



t'i="
:::о

'" ..Q
= :I:
1::[


183




00
:а
::f
:s:
/::;
'"


Q)
:s:
iJ


О


С


8
9)IЛ


П!
g)IЛ


ll

9)IЛ


зоо

g)IЛ


II t
g)IЛ


€
 .lЗf
g)IЛ


ЗООfIOО'l
9)IЛ


llООfIOО'l
9)IЛ


llООIIO

9)IЛ


dWOO'lI
ФИЕ


WО
9
ФИЕ




Q)

 :а
р..р..
..:1
t::


184


о'

g
......з


,
, ..:1 '"
i>:>!fto:
G Q)

с


v)




8!f

0
8


м .
O\ .



.ii
:

N'''''-6 ......


м" r--:. ..

t-."

r--
N'6M



'<2" ......

о'" .....-4..........,


м м r-.." r--
r--
 ....... ос:. ("<I

9...
...
...
..
("<Ir--r--o-,
'<2"00\0


 . . ("<1
о о......


MOOMM"l
ос:. '<2"
 00. .,.;' ("<1
("<1""0-......("<1


t-."
.:D .
 "1.
\00'<2""1.("<1
......:M...v)'OO......


м ..N'.r>

00 "'lo-("<I М
"';Mv)
?'""'4


00 N' ,:...,. r--

""'<2"00\0
N .,) 0-,...



00 ..
.r> t-."
 0-. S
("<1 ("<1 .

..

.......("<I

\O


м""


N






"'l

.M
r--M
....................'1")\,0......
<"i -6


;с
О
)=f

..:1
:s:




:f[



'<2"r--......("<I
oot-.".:DM
"1."1.0'00
N\O............


:2
C>O:

v'" r-: ::: r:!
00 r-... .:D М
"1."1.000
N\O............


MOOo,.

"'lQO'r--""
М\О............


t-."Moo
f;,
\О. OO
 "1. <"i о-
NVOO............


.
oo.r>M
"';,о';М'"
V)............M


;с
О
>:S:: g
N;j
:s:




(,j .::r:
:ос: ' ::!; :ос:

OQ).

 '" ,<:1

'" Е5:
 и


g



о
\О



g
......'"
о........


,
,..:1",

:rto:
и iJ

с


......
""


J
q p


OOu:r!::j


giJ

оз с


""
М


oo.r>


r-- .

O...:f;,
("<1


""
("<1



";'I;,
...:""



о


""
("<1



 ":2".
......
""



о


о
("<1


O\.r>.r> ..""
\0("<1("<1"1.......
о'" ......" r-i м '1')'"


о
("<1



. ..,.: oii
 f;,
о....... N M"'V)


о
("<1


O'.r>v, ..""
\0("<1("<1"1.......
O'''':N'M.,.;'


М
-6


t-.".r>oof;,
0'.......N''<2"


""
""



.:.... '<2"
("<1 \О .. .
 ("<1
.......N'

.,.;'
r-... .:.: М. N' r-:
O'N' '<2".


""
М


.r>
t-."""

Q<"if'i
O("<l.
\O
t-.".r>


0'''': N' '<2"



:: .
и :ос: ..:1
8.
t

О = ;с ::!;
O






00
:;s
::1
::
r:::
'"


u
::
=
u




g


8
9)IЛ


I1!
9)IЛ


11

9)IЛ


;)00

9)IЛ


I1т9)IЛ


Е>.l;)f
9)IЛ


;)00fI00'l
9)IЛ


1100fI00'l
9)IЛ


1100 IIO

9)IЛ


dWOO'lI
ФИ[


WО
9
ФИЕ


:;s
t'
::о
."
р..
."
t::


.ь :ь ):S::

 t

g] u

I::[
::r




g. u
'::;: .. t:Q
o
1::[
= = t::
О ::

 !-'
U


щ.....
['--'
мм
1::[0


,-<:
I::[V
v>


b
::t::(',1

",:OC:I::[OO



.,,

О р.. 00
р.. 1::[


,(',1
t::::!:.....
00


N""t
0(',1
-<:r--


,ОО:!"
t::::!:::!;


N""t
О.....
-<:r--


о
\Ом
.....оо:!"
< ОО:!"
v


v
0,-
(',1


N""t
О.....
-<:\0


N
";>(',1
(',1......
ООО:!"
-<:



'9

O:


r--
0\
м


,""t





!-'
t:Q
:ос:


о
=
а
о
::о



 ."
= :ос:

=
:ос: е
u t>::
r::: r:::
'"

t:: ."
:: ""
!-'


v>
О,


О
r--


О
r--


О
м


м
0\
(',1


(',1
(',1






м
.....


['--.
......
00
0\


v>
v>


О
м


!-'
t:Q
:ос:


о
=
а
о
::о


185




N
00
Q:S
::f
:s:
r:o:
\о
Q:S
f--o






u
с!)
:r
:s:
1-0
о
r:o:M






I-o

!:!
:I:


$
00:
r:o:



:gC?
:I:






с!)
)1


t::
с!)
::s
:I:
=
О
:I:
u CI:!
О :.::
:=
Е)
:=
о..


g.
:><


186


о
о
\о
е:Ь




-.::I"
O\
;;;-.::1"


e::Q
v)
:I:......
:s:-<



= ......


u


N \о
Na\
..... ......


r--V)
Mt-:

N
\О.....


0\ 00

r-::






,;;




:I: :I:

::Е ..Q а

 а ::Е

:I::=
о
 (,)
1:: ::Е :.::
о о CI:!
>'.:I:::E
о.




о
о
\о


0-.::1"
0\ ......
-.::I"N


о
о
v)


-.::1" -.::1"
0\ 0\
м ....


о
о
\о


ММ
;;0\


о
о
v)


ММ
;;0\


::Е
gj

:I:
(1)


\о
CI:!




Е:


::Е
(1)
;>.


:I:
(1)
::Е


(1)
e:l.


i
:I:
:s:




:.::
(,)
2!
Е-<
(1)
::Е
CI:!
:s:


(1)
:Е
::Е




(1)
::Е

 :i
р.., ::Е


):>:

 ):>:
..Q

:I: ..Q
..Q :I:
а

:r :I:
CI:! О
:I: :.::


-.::1"
.....
......


0\
00
м
r--


м
r--
м
<:5
\о


м
r--
м
<:5
\о


::Е
::Е
\6




:Е
:I:
..Q
1:::;
:s:


r:-
(1)










N

e





N
......,


00
о
......


\о
м
N
М






......
-.::1"
-<
..Q
1:::;
(1)
м
:=
1:::[


-<
-.::1"
v)


..Q
1:::;
(1)
м
:s:
1:::[


:3


:=
о..
1::
):>:
о


о
1:::;
:s:
U


-.::1"
а\
r--
N
r-:
r--


N
v5
\о


r--
<:5
м


Е-<




,;;
Е)
о
:I:
::r
о




s
-.::1"


м
00
......


v)
о
......


о
......
-.::1"


v)
-.::1"
N
ё
м
.....


v)
\о


о
v)
N


v)
00
N
ё
v)
......


v)
r--


о
v)
N


;:!:
м
ё
0\
......


ё
.....
......


::Е
::Е
cd'
о.
о
15
а.
CI:!
1:::;
О
Е)
(1)
:s:
Е)
2-


15
(1)
о
:I:
:3


о
о..
t:::


Q)
:Е
::Е
t>:
О.
1::
......,
:I:
:=
::Е
\о
о".....,

 :s:
t>: :r
:= CI:!
:I:

(1)8-
е<I)
8,.1::

 с!)
CI:! :Е
15

Е) о
CI:! :I:
::т 8


о
м
........
О
0\


N

.....
I
00
......
<:5


N
v)


0\


.....


<:5


v)
м


N


.....


м
<:5


00
N


\о
"l
.....


v)
<:5


I
:s:
(,)
:.::
CI:!
::Е
cd'
&;


о
1-0
as

с!)

а :=






..Q
с!)
 Е)


 8-
&; а

:I:::EU




Основные параметры современных буровых установок для экс

плуатационноrо и rлубокоrо разведочноrо бурения на нефть и rаз по
данным заводов изroтовителей ОАО (<<Уралмаш» и ОАО «Волrоrpаk
ский завод буровой техники») приведены в табл. 8.3 и 8.4
Выбор буровых установок по транспортабельности необходимо
производитъ с учетом рельефа местности, rорно
reoлоrических условий
бурения, rлубины скважины, катеrории rорных пород по бурим ости,
способа разрушения rорной породы, возможных скоростей бурения,
расстояния между скважинами, состояния ремонтной службы, аморти

зационных расходов, охраны окружающей среды и недр, чтобы обеспе

читъ высокую экономическую эффективность поисково
разведочных
работ.
Параметр «допускаемая наrpузка на крюке» характеризует пре

дельно допустимое значение наrpузки на крюке, которое не может быть
превышено при выполнении любых технолоrических операций в пр<r
цессе Bcero цикла строительства скважины (вертикальные наrpузки от
веса бурильной колонны, находящейся в скважине, обсадных труб,
спускаемых в скважину, а также наrpузки, возникающие при ликвида

ции аварий и осложнений в скважине).
Правилами безопасности в нефтяной и rазовой промышленности
реrламентируются соотношения, в соответствии с которыми вес бу

рильной колонны (в воздухе) не должен превышать 0,6 от величины
«допускаемой наrpУЗКИ», а вес обсадной колонны не более 0,9. Эти c<r
отношения не противоречат принципу максимально возможноrо ис

пользования прочностных свойств колонн для ликвидации осложнений.
Тем не менее в ряде случаев они MOryт стать препятствием в выборе
оптимальных соотношений параметров rpузоподъемноrо и буровоrо
инструмента [3].
Параметр «условная rлубина бурения скважин» в каждом KOHкpeт

ном случае может отличаться от указанной в табл.8.3 и 8.4. в сторону
уменьшения или увеличения в зависимости от типа и веса бурильных
труб и компоновки бурильной колонны. Однако во всех случаях должно
соблюдаться условие:
Qб.кmах ::;;(Нусл+ОJНуслРОО, (8.1)
rде Qб.к.max
 максимальный вес бурильной колонны; Н усл
 условная rлу

бина бурения; 300
 вес 1 м бурильных труб, НJM.


*


Более подробную техническую характеристику, приведенных в табл.8.1
8.3 установок и
станков, а также установок друrоrо назначения можно найти в (1,5,13,15,21,23].


187




"'1
QO
c<s
::1
:s:
1::
'"
c<s
Е--<


l
98}1Ю9: '" о о 00 о 1:::[
мо 00 $ r::! о
..., '" '"
(>Ogн '" о о о о с')
мо "'О О r-- О
N ..., r-- ..., '"
о о о о о
}1
Ogн '" о r:: r-- О 1:::[
N '" ..., '"
N ...,
)П
Ogн 8 8 о о о с')
о N r-- r-- О
N ..., '" ..., '"
щ
1:::[
3l100S:::ЮN11Л9: 8 8 8 о о
00 t----------
о о
 о
dСООS/ООО8л9: '" 00 '"
g.,
с')
8 8
 о о g.,
.L
dСОSJ7/000Sл9: 00
'" о
 с')
'<t '"
8 8 '" о о g.,
dСООJ7/00S9л9: r--

 '"

 '" с')
'" 0\
3l10П::::ЮN11Л9: о
00
К
)lлСОlf/ОООSл9: 8 8
 о g.,

 о r-- 1-------------- с')
'" ...,
О--dСОlf/ОООSл9: о
'"
0\
dСОlf/ОООSл9:
.LI
ЛJ}10lf/ОООsл9: 8 о 8 о о t....
о
'1
ЛJ}10lf/ОООSл9: N о r-- v) 1:::[
..., '" ..., 0\
.L
ЛJ}100l/00П:Л9: о 8 о о о
'ЛI
 ЛJ}100l/00П:л9: о t....
о N r-- 00 v) 1:::[
'Wl
ЛJ}100l/00lfл9: N ..., '" N 0\
VWf
)lлСООVООlfл9: 8 8 о о о g.,
r-- r-- '"
О
 '" ..., 0\ с')
N
Л 1
 лСООl/ООlfл9:
'Wl
лСООl/OOlfл9:
8 8 о о о с')
КlWl
)lлСООl/ООlfл9: о N r-- r-- '"
N ..., '" ..., 0\
'лlWDIлСООl/ООlfл9:
'lWl
)lлСООl/ООlfл9:
'" ); о

 =


:s: ' о ...

g
:Е gj!2"
 Ef = о

 o"i=
 '"
r:: );


 );
..: "'..

f!)
 gJ ... ); ... u

 gj . gj '" .. .. gj6-
 t 8 '"
'" '" i5gJg
 6-

 .. .. 1ii
 =1:.. о '"
1::

::r: о =

>.
 t
 р. f!) Ш
 с::
s

 5
 :r о f!) "i
u а
 u 8. r:: о ... :s:
1:::[=.. :»\0
='"
 = .8 ::Е




c<s


=
c<s
8
c<s
);
!


=
о
==
[


=
о


\о
i2
Ё
:s:
с..
t
c<s
с..
c<s




о
Q)
t1'
:s:


Е--<


188




v
00
о:
::f
:s:
1::
'J:>
о:
Е--<


........
8or);:;E
C'lC'I







о
Oo

o\ot:::
>:C'I(I)




o

ot:::


fA

>-r--





o

ot:::

fA
E--<>-r--


.....




о or) or) or)
:g r-- r--
 r--










o,...!.ot:::o


 0\ ...... 0\ (1) 0\ ")

>:(I)>:
>:

IQ



е
'J:>






>:






J:::


0>-
0(1)

o
>-0





о»

E!

o
>-0

.....


:s:
а:::
а)
t;;
g
:.:
о
t::


о
or)
C'I




о
о
о
C'I


о
or)
r--




о
or)
r--


о
or)
r--




о
о
\о




о
о
о
.....


о
о
о
.....



 Q)
:I: :.:

 !2
::!1

а) tI:I
tI:I :I:
:.: tI:I

:.:
t:


E'


о
о
о
C'I


о
о
0\
C'I


о
о
0\
C'I


о
о
0\
C'I


о
о
0\
C'I


о
о
or)




о
о
\о




о
о
\о




12


tI:I
:I:
:s:


а:::

 ::!1



:I:


 :I:
О а)
5

>-\0


о
о
м


о
or)
or)


о
or)
or)


о
or)
or)


о
or)
or)


о
or)
or)


о
о
м


о
о
м


::!1 о
a
8
O

A::
::!1:><:a)



19-

:I: tI:I о- r:
t :I: t: tI:I
:r<




 о c:j Е-

 :I:
 tI:I


о
00




о
00




о
00




о
00




о
00
.....


о
00




о
00




о
00
.....


6
. Q..
StI:I
О I::!:
::!1 о


 Е--<
:I: Q..

Е--< t: :.:
a),.Q

:r< t CIS

og.

:!:: Е--<


о
о
\о


о
о
\о


о
о
\о


о
о
\о


о
о
\о


о
о
\о


".....,
or) о
r-- о
v \о
......,


or)
r--
v


о
6


о


\о Е--<
,.Q

t :.:
о

:I: CIS
s8
о со)

;!






t:::
(1)


t:::
(1)


t:::
(1)


t:::


t:::
(1)


Ei:


(1)








tI:I






t:
I::!:
:s:




189




.
Тип привода выбирается в зависимости от степени обустройства KOH

кpeтнoro решона.
Выбор рациональноrо типа морской буровой установки (МБУ) сле

дует рассматривать исходя из важности и практической целесообразности
множества критериев в следующей их последовательности: мобильность
МБУ, безопасность работы и нахождения на ней буровоrо персонала, c<r
блюдение эколоrических требований, качество выполнения работ, коэф

фициент использования рабочеrо времени, техническая и экономическая
эффективность.
Буровую установку выбирают по ее максимальной rpузоподъемности
[G], обусловливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурилъ

HbIX или обсадных труб


Qб_к или QO_K
 [G].


(8.2)


для сооружения rеотехнолоrических скважин отсутствует специали

зированная буровая техника. По этому для этих целей в основном исполь

зует установки poтopHoro бурения (см.табл.8.2), их модификации, а также
буровые станки, имеющие шпиндельные вращатели (ЗИФ
 650 М и ЗИФ

 1200 МР). Ведутся работы в направлении модернизации указанных yc

тановок применительно к условиям подземноrо выщелачивания.


Примеu 8.1 . Вычислить rлубину бурения буровой установкой
БУ5000/320ЭР
0 (Н усл ==5000) при весе 1 м бурилъных труб 270 и 360 Н/м.
Решение: по формуле (8.1.)


Qб.J(.max == (5000 + 500)300 == 1,65 ми .


При весе 1м бурильных труб q==270 Н/М данной установкой можно
бурить до rлуБиныI


н == 1,65.106
611IM.
уел 270


При весе 1 м бурильных труб q==360 н/м:


н == 1,65 .106
 4459м
уел 360


190




Пример 8.2 . Выбрать буровую установку для бурения скважины пр<r
ектнОЙ шубиной 4500 м со следующей конструкцией (табл.8.5).


т а б л и u а 8.5.


Наименование Диаметр, dJ( Толщина [лубина Вес 1 м, q,
обсадной колонны мм стенок, мм спуска, м Н/м
Кондуктор 351 10 450 825
Промежyrочная 244,5 10 3500 569
Эксплуатационная 146 8,9 и 10 4500 313*


*Усредненный вес 1 м обсадной КОЛОННЫ


Для бурения скважины до проектной шубины применяют бурильные
трубы диаметром 127 мм, УБТ ДЛИНОЙ 150 м диаметром 178 мм
(d B . y ==80MM, qу==I,53кН1м).
Район буровых работ электроэнерrией необеспечен.
Решение: Вес кондуктора составит


Qk == lkqk == 450 . 825
 0,4 ми .


Вес промежуточной колонны


Qn == lnqn == 3500. 569
 2МИ.


Вес эксплуатационной колонны


Qэ == lэqэ == 4500.313 == 1,41 мн .


Вес бурильной колонны с УБТ


Qб.т. +Qy ==lбqб +lyqy ==4350.287,4+150.1530==I,5МН.


Из приведенноrо расчета следует, что наибольшую наrpузку буровая
установка будет испытывать при спуске 244,5 мм промежyrочной колон

ны.
Максимальные нarpузки с учетом расхаживания будут равны:
от веса бурильной колонны


Q == 1,5 .1,25 == 1,87 ми ;


191




от веса наиболее тяжелой обсадной колонны
Q == 2- Ц5 == 2,3МН.


для бурения данной скважины более рационально использовать yc

тановку БУ5000/320ДrY
1 (см.табл.8.3) с дизель
rидравлическим приво

дом, поскольку наrpузка (в МН) от наиболее тяжелой обсадной колонны,
меньше допустимой: 2,3<3,2.


8.2.Расчет потребной мощности буровой установки


для решения технических и технолоrических задач, связанных с pac

четом и проектированием буровоrо и силовоrо оборудования важно зара

нее знать необходимую мощность, расходуемую на процесс бурения. Oд

нако, расчет затрат мощности носит приближенный характер, так как
имеющиеся формулы дают резулътатыI, отличающиеся от действительно

ro расхода мощности.
Мощность двиraтеля расходуется на: собственно бурение; подъем
буровоrо снаряда или обсадной колонныI; привод буровоrо насоса для
промывки скважины (или компрессора при продувке).


8.2.1. Определение мощности двиraтелей. расходуемой на собственно
бурение . Мощность двиraтеля (в кВт) в процессе вращательноrо бурения
rеолоrоразведочных скважин расходует на:

 холостое вращение бурильной колонныI N XB ;

 разрушение rорной породы на забое скважины N за6 ;

 преодоление сопротивлений, возникающих при трении rpебней по

луволны вращающейся колонны о стенки скважиныI при передаче осевой
наrpузки на породоразрушающий инструмент N доп .
Мощность на холостое вращение определяется в зависимости от
большоrо числа факторов
 rлубины, диаметра и профиля скважины, па

раметров режима бурения, состояния пород и вида промывочной жидко

сти. Вследствие этоrо для практических расчетов можно воспользоваться
экспериментальными формулами:
I-ШО «rеотехника» (В.r.Кардыш, А.С.Окмянский) для вертикальных
скважин с уrлом наклона до 75°


N X . B . == 55,8.10-4 k 1 k 2 k з (1 + OA4cos (3(0!) + 20. Б )}k4qdп l . 8З LO. 75 ,


(8.3)


192




rде k l
 коэффициент, учитывающий тип соединения бурильных труб (для
ниппельноrо соединения k}==l; для муфтово
замковоrо
 k}==1,3); k 2
 KO

эффициент, учитывающий вид промывочной жидкости И применение aH

тивибрационной смазки (при промывке rлинистым раствором k 2 ==1,1+1,3;
при промывке водой k 2 == 1; при использовании антивибрационной смазки
или эмульсионноrо раствора k з ==О,4+0,6); k3
 коэффициент, учитывающий
характер стенок скважины (для нормальноrо разреза k з == 1; в сложных reo

лоrических условиях k 2 ==1,5+2); k4
 коэффициент, учитывающий материал
бурильных труб (для СБТ k 4 ==1; для ЛБТ k 4 ==0,75); b==(D,})12
 зазор между
стенками скважины и бурильными трубами, м, rде D
 диаметр скважины,
м id
 диаметр бурильных труб, м; q
 масса 1 м бурильных труб, кr/M; n

частота вращения снаряда, c
l; L
 rлубина скважины, м; cosp
 косинус
уrла наклона скважины;
ВИТР (Л.r.Буркин):
для высоких частот ращения бурильной колонны при n>no


N X _ B _ == kc (2,0 .10
 qБп 2 + 0,8 .1O
3 qd 2 п)L ;


(8.4)


для низких частот вращения бурильной колонны при n<no


N X _ B == kc l .44 .10
3 k c qd 2 пL,


(8.5)


rде kc
 коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жид

кости, обладающей смазочными свойствами, k c ==I,O при полном покрытии
колонны смазкой типа КАВС в сочетании с промывкой скважины техни

ческой водой, k(,==1,5 при отсутствии смазки; пo==0,32'10 3 .J2M
 rpаница
раздела зон частот вращения бурильной колонны.
для определения мощности, необходимой для холостоrо вращения
стальной бурильной колонны при бурении скважин с зенитным yrлом
8::;50 буровыми установками pOTopHoro типа используется полуэмпириче

ская формула, предложенная А.Е.Сарояном:


N X _ Bo == 13,5 .10
8 Ld 2 п 1 . 5 DO. 5 y ж'


(8.6)


rдe D
 диаметр скважины, м; Уж
 удельный вес промывочной жидкости,
Н/м 3 ; n (в мин
l).
для труб из леrких СIШавов N X _ B снижается пропорционально yмeнъ

шению удельноrо веса материала труб.


193




Мощность на разрушение породы при бурении зависит от типа поро

доразрушающеrо инструмента и параметров режима бурения.
При бурении тверДОСIШавными коронками затраты мощности (кВт)
на забое определяются по формуле


N заб == 5,3 .10
 PпD CP _ k (0,137 + р), (8.7)
rде р
 осевая наrpузка, даН; n
 частота вращения коронки, мин
l; DCP_K

средний диаметр коронки, м.


D
 Dlk + D 2k (8.8)
СР_К 2'
Dlk И D 2k
 наружный И внутренний диаметр коронки, м; Jl
 коэффи

циент трения резцов коронки о породу забоя.
Коэффициент трения резцов о породу зависит от мноrих факторов и
является величиной приближенной. Ero значения зависят от параметров
режима бурения, состава очистноrо аrента, проходимых пород и ряда
дрyrиx факторов.


Ориентировочные значения Jl для разных типов
ниже:
rлина.... . . .. .. ... . .. ... ..... ... .. ........... ... ... .... .. .... . .....
rлинистый сланец.... ... ... ....... .. ............ ... .. .. .... ...
Мерrель.......................... ................................
известняк..................................................... ...
Доломит........................................................ ..
Песчаник...... .. ..... ... ........... .... ............... .. .. .......
rранит...... .. .. .......... .... .. ...... . ............ ...... ... ..... .


При бурении алмазными коронками


N заб == 2 .10
 PпDCP_k.
При бескерновом бурении


N заб ==(3+4).10
РдпD.


пород приведены


0,12
0,20
О, 15
0,25
0,18
0,27
0,30
0,40
0,25
0,40
0,30
0,50
0,30
0,40


(8.9)


(8.1 О)


При использовании шарошечных долот можно рассчитывать мощ

ность, затрачиваемую на забое, также по формуле


194




N заб == 10
3 рРдпD.


(8.11)


для долот диаметром 76 мм и более fl==0,17, диаметром 59 мм и Me

нее fl==O, 10.
Обозначения в формулах (8.9), (8.10), (8.11) те же, что и в формуле
(8.7).
Из 6ольшоrо числа зависимостей по вычислению мощности, затра

чиваемой на работу шарошечных ДОЛОТ диаметром 120
450 мм ycтaHoв

ками 2ЛуБОКО20 бурения poтopHoro типа отметим формулу фирмы «ЮЗ»
(США), полученную на основании стендовых испытаний трехшарошеч

ных долот при бурении в песчанике, известняке и rpаните


N == с .1 0
5 pl.3 пDO. 4
Д Д'


(8.12)


rдe с
 коэффициент крепости пород, принимаемый для мяrких пород
с==2,6; для пород средней твердости с==2,3; для крепких с==I,85; для ИЗНО

шенных ДОЛОТ величина с увеличивается в 1,5 раза.
Остальные обозначения: n (в мин
l), D (в мм) и рд
 осевая наrpузка
на ДОЛОТО (в кН).
При бурении долотами режуще
истирающеrо типа N д значительно
возрастает: при D д ==190MM. п==70мин
1 ир д ==50+150кН расход мощ

ности на разрушение породы достиrает ll
36 кВт.
Мощность, потребляемая колонковым долотом (в кн)


N д == NoS,


(8.13)


rде N o
 удельная мощность, отнесенная к 1 см 2 забоя, кВт/ см 2 (в зависи

мости от частоты ращения, давления на забое и скорости бурения N o KO

леблется в пределах 0,06
0,18 кВт/ см 2 ); S
 площадь забоя, см 2 .
Значение N доп (кВт) определяется по формуле


N ДОП == 2.45 .10
3 БРп .


(8.14)


Обозначения в формуле (8.14): о (в м), Р (в даН), n (в мин
l).
Мощность, потребляемая в трансмиссии и дрyrих узлах буровоrо
станка, определяется по формуле:
N cr == Ва.п. (8.15)
195




rде В СТ
 опытный коэффициент, характеризующий потери мощности в
элементах трансмиссии станка, значения Koтoporo, полученные на OCHO

вании экспериментальных работ, приведены ниже:
Тип станка СКБ
4 СКБ
5 СКБ
 7 ЗИФ
650М ЗИФ

1200МР
В СН 1O
3 5,5 5,0 6,8 8,8 8,2
кВт мин/об
N CT можно также определить из выражения


N cr ==1,1Nдв(6'1O
2 +1.2'10
п). (8.16)
Мощность, необходимость для подъема буровоrо инструмента с пр<r
ектной шубины скважины


QкpV o
N ==
n 1000итс11


(8.17)


Пример 8.3 Проверить, достаточна ли мощность Nдв==37кВт двиraте

ЛЯ, приводящеrо в действие буровой станок для бурения скважины rлуби

ной L==800 м для следующих условий: работа на проектной шубине будет
вестись алмазной коронкой диаметром DID 1 ==59/42мм с использованием
бурильных труб ЛБТН
54 наружным диаметром d==54 мм; скважина про

мывается полимерной промывочной жидкостью, обеспечивающей CMa

зочный эффект; наrpузка на крюке Qкp==40ili; талевая система
 с двумя
рабочими струнами; осевая наrpузка на алмазную коронку Ра_к==8,5кН;
частота вращения буровоrо снаряда п==1080мин
l(18с
1); скорость навивки
каната на барабан лебедки при подъеме буровоrо снаряда из скважины
V o ==0,77м1c; yrол наклона скважины к rоризонту а==60 0 .
Решение: Мощность (кВт) на вращение снаряда в процессе бурения


N
 N заб + N доп + N x _ B .
б .
11


(8.18)


rде N заб
 мощность на разрушение породы на забое скважины; N доп
 до--
полнительные затратыI мощности на вращение бурильной колонны, пере

дающей осевую наrpузку на коронку; NX.B
 мощность на холостое враще

ние бурильной колонны; Т'l==0,75
0,85
 К.п.д. передач.
Мощность (кВт) на разрушение породы алмазной коронкой по фор

муле (8.9)


196




N б == 2.10
 .850.1080. 0,0505 ==9,5кВт,
за


rдe D ep ==(D+D 1 )/2==(0,059+0,042)/2==0,0505M.
Значение Nдопнаходим из уравнения (8.14)


N N == 2,45.10
3 .0,0025.850.1080 == 5,5кВт,
ДО


rде д==(0,059--О,054)/2==0,0025м.
Мощность на холостое ращение снаряда по формуле (8.3):


Nx.B.==55,8'10

4'1'0,6.1'(1 +O,44cos600 '(0,9+20'0,0025».0,75'4,8'0,054- 181,83800°,75 == ==
22,5кВТ.


Общая мощность на бурение


N б
 9,2 + 5,6 + 22,5 == 46,6кВт.
0,8


Расчет показывает, что мощность двиraтеля станка при заданном
значении п==108Омин
1 не достаточна и должна быть снижена.


8.2.2.Мощность. расходvемая при бурении неrлvбоких скважин без про

мывки. Мощность при бурении скважин шнеками рассчитыветсяя сле

дующими формулами:


N ==
'п.п' ( M +м )
вр 30 .1] р т '


(8.19)


1
Мр ==
'Ре.Dд'
2


(8.20)


3 pl.g
М ==250.D .Н .

т Д ш k '
р


(8.21)


1
Ре ==5000.
'Vмex .D д 'О'м6 .kk'
п


(8.22)
197




rде n
 частота вращения шнековой колонны, мин
l; РС
 полное сопротив

ление, преодолеваемое механизмом вращения, Н; D д
 диаметр долота, м;
Мр
 момент сопротивления при разрушении породы долотом, Н.м; м т

момент сопротивления при вращении заполненноrо разрушенной породой
шнека и транспортировании породы, Н-м; kk
 коэффициент учитывающий
полноту контакта IШощади передней rpани лопасти долота, kk==0,5+0,7; kp

коэффициент разрыхления породы, k p ::::l,I+I,2; Н ш
 длина шнековой KO

лонны, м; р'
 относительная IШотность rорной породы (табл. 8.7); дмб

предел прочности породы при механическом бурении; значения р' и дыб
приведены в таБЛ.6.1.
Мощность при yдaPHO
KaHaTHOM бурении рассчитывается с помощью
следующих уравнений:


1
N б == 0,02
. G} . nk}k 2 ;
17п


(8.23)


G} == qд + qуш + qи + qv + qK}H C '


(8.24)


rдe N б
 затратыI мощности на процесс ударно
канатноrо бурения ударным
долотом, Вт; G}
 вес буровоrо снаряда, Н; k l
 коэффициент дополнитель

ных сопротивлений при долблении, k l ==I,4; k 2
 коэффициент динамично

сти, k 2 ==1,1+1,25; f/п
 кIЩ передачи от вала двиrателя до ударноrо Mexa

низма, f/ п ==О,7+0,8; qд
 вес ударноrо долота, Н; qуш
 вес ударной штанrи,
Н; qи
 вес ножниц, Н; qкз
 вес KaHaTHoro замка, Н; qkl
 вес единицы длины
инструментальноrо каната, Н/м; Нс
 длина ствола (шубина) скважины, м;
n
 частота вращения кривошипа, мин
l; 0,02
 размерный коэффициент,
учитывающий среднюю скорость движения инструмента,М.
Мощность на подъем инструмента N n (Вт)


1
N n ==
.G}.Vn .k з ,
17n


(8.25)


rдe k3 == 1,1 + 1,3
 коэффициент дополнительных сопротивлений при подъ

еме;


п.R.n

 == б
 окружная скорость на барабане лебедки, м/с; R
 pa

30
диус барабана с учетом витков HaMoтaHHoro каната, м; nб
 число оборотов
барабана в lмин.


198




При выбранной скорости навивки на желоночный барабан Vж(м/с)
затраты мощности (в Вт) на работу желоночноrо барабана
1
N ж ==
.Gl .v ж , (8.26)
1]п


rде G 1
 вес (в н) поднимаемоrо при желонировании снаряда с учетом KO

эффициента дополнительных сопротивлений k 4 == 1,4


G 1 ==k 4 (qж +qи +qkl 'HJ,


(8.27)


rде qж
 вес желонки, Н; qn
 вес породы и шлама при заполнении желонки,
Н; qk2
 вес единицы длины желоночноrо каната, Нlкr.


8.2.3. Расчет мошности, расходvемой в тРансмиссии и дрyrих vзлах БVPо

Boro станка. Мощность, потребляемую в передачах станка, обычно опре

деляют экспериментально. для ее расчета предложена по сушеству одна
эмпирическая формула [20]


N cт == kпNдв(а + Ьп}


(8.28)


rде k п ==I,1
 коэффициент, учитывающий увеличение потерь мощности в
станке под наrpузкой; Nдв
 мощность приводноrо двиrателя станка, кВт;
а==6'1 0
2
 коэффициент, учитывающий постоянные потери мощности в
элементах станка (не зависящие от частоты вращения); b==I,2'10 4
 коэф

фициент, учитывающий потери мощности, зависящие от частоты враще

нияп.
Формулу (8.28) следует применятъ при расчете мощности на хол<r
стое вращение по формуле (8.3). При расчете NX.B по формулам (8.4) и
(8.5) можно воспользоваться зависимостью


N ст == Ее . п,


(8.29)


rде Ее
 опытный коэффициент, характеризующий переменные потери в
станке, кВТ' мин/об, опытные значения Koтoporo приведены ниже:
ЗИФ
 1200 МР............................ 8,2.10
3
ЗИФ
 650 М.. ......... .. ......... ....... . 8,8'1O
3
СКБ
 4..................................... 5,5'10'3
СКБ
 5..................................... 5,0'10.3
СКБ
 7.......... ......... ......... ......... 6,8.10.3


199




8.2.4. Расчет мошности двиraтеля на подъем. Рациональное использова

ние мошности двиrателя на спvско
подъемные операции. Мошность дви

rателя (в кВт), необходимая на подъем буровоrо инструмента (снаряда) из
скважины


N == QкpVo
п 1000u ' (8.30)
T.C1J
rдe Qкp
 наrpузка на крюк, Н; V o
 скорость навивки каната на барабан
лебедки (м/с), выбираемая из технической характеристики буровоrо CTaH

ка; и т . с
 количество рабочих струн талевой системы; ,,==0, 75--;-.0,85
 кпд
передач от двиraтеля до барабана лебедки.
С целью сокрашения времени на спускоподъемные операции подъем
буровоrо инструмента должен производиться с полным использованием
мошности двиrателя станка и располаrаемоrо диапазона частот врашения
барабана лебедки.
Длина бурильной колонны li при которой можно начинать подъем
буровоrо инструмента с определенной скоростью вращения барабана ле

бедки с учетом полноrо использования мошности, можно определить из
выражения


1. == N1J
I V (8.31)
qo iп'
rдe '1==0,8--;-.0,85 к.П.д передач от двиraтеля до крюка; Viп==Vm!llт.с
 скорость
подъема буровоrо инструмента, М/С (соrласно требованиям техники без<r
пасности для буровых установок rеолоrоразведочноrо бурения макси

мальные скорости подъема реrламентированы: при lсв==4,7м
V iп (mах)==1,6м/с, при lc..;>4,7M
2м/c); V iл
 скорость врашения барабана ле

бедки, м/с (значения этой скорости указаны в технической характеристике
буровоrо станка); qo==QкplL
 наrpузка на крюк от 1м поднимаемой буриль

ной колонны, н/м (L
 обшая длина буровоrо инструмента, м).
На каждой из скоростей может быть поднята часть бурильной KO

лонны длиной


&i == lj
 li+l' (8.32)
rдe li и li+)
 длины бурильной колонны (rлубины скважин), при которых
начинается подъем буровоrо инструмента соответственно на текущей и
последуюшей скорости. После определения интервалов подъема буровоrо
инструмента на разных скоростях следует построить соответствуюший
rpафик.
200




Количество свечей, поднимаемых на разных скоростях буровой ле

бедки, можно рассчитать из выражений п
B == [] / [СВ: п

 == [2/ [св и Т.д.
При бурении rлубоких скважин (например на нефть и rаз) наrpузка
на крюке при различных скоростях подъема


Q . == Nл11т.с11л Q
крl V. т.с '
k(i)


(8.33)


rдe N л
 мощность на подъемном валу лебедки (N л ==0,8N max ), кВт; f/T.C

к.П.д талевой системы; f/л==0,9
 К.П.д. лебедки; Vkpi
 скорости подъема
крюка, м/с; QT.C.
 вес талевой системы, кВ;


V
 пD б . п i
кp(i)

'
60 . И т . с


(8.34)


Здесь D б
 диаметр барабана лебедки, м; пi
 частота вращения подъ

eMHoro вала лебедки, мин
].
Коэффициент полезноrо действия талевой системы f/T зависит от
числа шкивов, диаметра каната, степени их изношенности, наrpузки на
крюке и Т.д. для практических расчетов можно пользоваться формулой


11 т . с == 1
 0,02и т . с ,


(8.35)


rде и т . с
 число шкивов талевой системы минус 1 невращающеrося шкива,
через который проходит неподвижно закрепленный конец каната.
Число свечей, которое может быть поднято на различных скоростях



 Qкp(i)
 Qубт
11 св
 ( ) ,
1

: qб.т . [СВ


(8.36)


rдe Qубт
 вес yrяжеленных бурильных труб, кВ; РЖ и РМ
 плотность COOT

ветственно циркуляционноrо areнтa и материала труб, кr/M 3 ; V б . Т
 вес
единицы длины бурильных труб, н/м; [СВ
 длина бурильной свечи, м.
При rpупповом приводе буровой установки мощность двиraтеля
(кВт) определяется из выражения


201




N AB == N r:r + N H + N r . M + N r ,


(8.37)


rде N cт
 МОЩНОСТЬ на привод буровоrо станка, достаточная как для буре

ния, так и для выполнения спуск
подъемных операций, кВт; N H
 мощ

ностъ на привод буровоrо насоса, кВт; N r . M
 мощность на прИВОД rлин

мешалки, кВт N r
 МОЩНОСТЬ на прИВОД reHepaTopa (N x ==0,8-.;-.1,5 кВт).


Поимею 8.4 . Проверить достаточна ли мощность Nдв==30кВт двиraте

ЛЯ, приводящеrо в действие буровой станок на подъем инструмента для
следующих условий: наrpузка на крюк Qкр==40кН; талевая система
 с
двумя рабочими струнами (и т . с ==2); скорость навивки каната на барабан
лебедки при подъеме инструмента из скважины V o ==0,8 м!с.
Решение. Примем К.п.Д талевой системы f/T.c==0,95. Torдa по формуле
(8.30)


N == 40000.0,8 == 16 8кВт .
п 1000. 2 . 0,95 '


Мощность двиraтеля более чем достаточна.


Поимею 8.5. Произвести расчет рациональноrо режима подъема бу

pOBoro инструмента для следующих условий: длина скважины L==60Oм;
буровой станок ЗИФ
650М; наrpузка на крюке Qкp==54721H; число под

вижных струн талевой системы Ит.с==2.
Решение. Определим скорости вращения барабана лебедки (скорости
навивки каната на барабан). Соrласно данным табл.8.1:
V 1 л==О, 7м/с; V 2л ==0,95м/с; V зл == 1 ,5м/с; V 4л ==2,04м/с; V 5л ==2 ,72м/с;
V 6л ==3,7м/с; V 7л ==4,6м/с; V вл ==6,25м/с.


При двухструнной оснастке скорости подъема буровоrо инструмента
будут равны:
V 1x ==0,7/2==O,35M/C, аналоrично: V 2x ==0,7 /2==0,35м/с; V з :n:==0,75м/с;
V 4 :n:==1,02M/C; V 5 :n:==1,36M/C; У 6 :n:==1,82м/с. На остальных скоростях Jl>2M/C и
производить подъем буровоrо инструмента не рекомендуется.
Длины бурильных труб, которые Moryт быть подняты на заличных
скоростях при qо==54721/600==91,2Н1м:


1 == 30000. 0,85
 799 М'
1 91,2.0.35 '


202




12 == 30000.0,85
 595м.
91,2.0.47


Аналоrично:
==373м;4==274м;4==205м;k==151м.
На 1 скорости поднимать буровой инструмент нецелесообразно.
На 11 скорости целесообразно поднимать часть бурильной колонны
длиной дI2==595
373==222M; на 111 скорости дlз==373
274==99м; на IV CKOp

сти дI4==274
205==69M; на V скорости дI5==205
 151 ==54м; на VI скорости

весь оставшийся буровой инструмент длиной 156 м
rрафик рационалъноrо режима спуск
подъемных операций приве

ден на рис. 8. 1.


v
z..


100


:а 200
=
:=
iE





 300


::
==
'е.
15 400


500


600


Скорости подьема


Vз-.


V...


'\' . '
'"


v
$;t


AIs


ЛJ.


Al 1


ЛI.


Рис.8.1.
rрафики рационалъноrо режима спускоподъемных операций


203




Пvимеv 8.6. Определить наrpузки на крюк и число свечей, которые
Moryr быть подняты для следующих условий: буровая лебедка ЛБУ
37

1100 [7] (лебедка VI скоростная, номинальная мощность 1000 кВт, ис

пользуется для бурения на rлубину 5000м; частота вращения (пд
nl==45мин о1 ; ni=70мин. 1 ; nз==l11мин. 1 ; I4==168мин о1 ; ns==257мин. 1 ;
Il6==407мин. 1 ; диаметр барабана D б ==О,84м); оснастка 4х5; и т . с ==8; вес под

вижной части талевой системы Р т . с ==100кН; lсв==25 и; бурильные трубы
диаметром 1 14мм, qб.т==300НJм (или 0,3 кН/м)
Решение Подъемная сила (в кН) на крюке при различных скоростях
ero подъема по формуле (8.34)


v.
 3,14. 0,84 . 45
 О 25 /
ki
 , м/с.
60.8


Аналоrично для остальных частот вращения будем иметь
V k2 ==0,384м1с; V k3 ==0,61M/C; V k4 ==0,923м1с; V1Q==1,41M/c; V k6 ==2,236M/C.
Скорость навивки каната на барабан при оснастке 4х5 составит
V Н (I)==Vкр.8==0,25'8==О,25'8==2м1с; аналоrично VН(П)==3,07м/с; VН(ПI)==4,88м/с;
VН(IV)==7,44м1с; V н (V)==11,28м1с; VН(VI)==17,88м/с.
По формуле (8.35) "т.с== 1
0,02.8==0,84.
Приняв мощность на подъемном валу лебедки ЛБУ
 11 00
N л ==0,8N max ==0,8'1000==800кВт и к.П.д. лебедки rzл==0,9 по формуле (8.33)
получим.


Qki == 800.0,84.0,9 100== 605
100.
V ki V ki


Вес колонны, который может быть поднят на различных скоростях:


605
Qkl ==

 100 == 2320 кН;
0,25
605
Qk2 ==

100==1475кН.
0,384 '


аналоrично Qk3==892кН; Qk4==555кН; !2Io==329кН; Qk6==170ili
Определим число свечей, которое может быть поднято, например, на
III скорости. Примем, что в компоновку нижней части бурильной колон

ны ВХОДЯТ УБТ, вес которых QУБт==380кН (УБТ диаметром 203 мм в Bнyr

ренним диаметром 100мм), аРбр==1500кr/м З
204




п == (Qk{c)
 QУБТ)
 892
 380
 100 свечей.
св ( J ( 1500 )
1
 Рж q ./ 1

 03.25
б.т св 7850'
Рм


8.3. Расчет мощности двиrателей, потребной для промывки
(продувки) скважины.


Мощность, необходимая для привода буровоrо насоса вычисляется
по формуле


N H == kMN r == kMQHPH .
1]н1] 1]н1]


(8.37)


rде k M
 коэффициент запаса мощности, k M ==I,15; N r
 rидравлическая мощ

ность, развиваемая буровым насосом, кВт; QH
 количество подаваемоrо в
скважину буровоrо раствора (подача насоса),
/c; РН
 давление Hameтa

ния, Па; rzH
 к.П.д насоса, rzh==0,75--;{),85; rz
 к.П.д. передач от двиraтеля до
насоса, rz==0,70--=--0,80.
Если часть подаваемоro в скважину буровоrо раствора сбрасывается
в сливную линию, то N H определяют из выражения


N
 kMQHP

Н .
1]н1]


(8.38)


rде QH
 полная подача насоса, м 3 /с; Р Н
 давление наrнетания при подаче
насоса Р'н
 давление наrнетания при подаче насоса Р Н .
Мощность компрессора (Nk., кВт) можно рассчитать по следующим
формулам [3]


N,
 GL пол
k
 103 .
1]к


(8.39)


rде G
 весовой расход воздуха в кr/c; L пол
 работа политропическоrо
сжатия воздуха, Дж/Н; rzk
 к.П.д компрессора rzk==0,85
0,9;


205




L

175.61{ и
 T"
IJ


(8.40)


rде ТI
 температура во всасывающей линии компрессора, Т 1 ==29ЗОк; Р2

давление на выкиде компрессора, Па; Р I
 давление во всасывающей ли

нии компрессора, Па;


[ Ie
l ]
1 ire Р t;;"
N k ==
.
 ( ...2... )
1
Qo.
1J a d '1Jk re
 1 Ро


(8.41 )


rдe rzad
 коэффициент адиабатическоrо сжатия, rzad==0,90+0,96; rzk
 к.П.д.
компрессора, rzk==0,85+0,90; i
 число ступеней сжатия; re
 коэффициент
адиабаты: re==1,4 для воздуха и re==I,3 для природнъiX raзов; Pr
 давление
наrнетания, МПа; Р О
 атмосферное давление, МПа; Qo
 06ъемныIй расход,
м 3 /с.


Пример 8.7. Определить rидравлическую мощность буровоrо насоса
при подаче 4,5л/с (5'10
3
/c) и даRЛении нarнетания Рн==46'10 5 Па.
Решение. rидраRЛическая мощность насоса


N H ==4.5.10
3 .46.105 ==20.7кВт.


Пример 8.8. Рассчитать мощность двиraтеля для привода насоса при
следующих условиях: Qн==13л/с(13.10
3/с), Рн==78.10 5 Па; К.П.д насоса
rzн==O,81; к.П.д передач от двиraтеля до насоса rz==0,75.
Решение. Мощность двиraтеля для привода насоса по формуле (8.38)


N H == 1.15.13 .10
3 .78.105 == 192 кВт.
0.81.0.75


Примет 8.9. Рассчитать мощность на валу компрессора при бурении
скважины с продувкой воздухом для следующих условий: весовой расход
воздуха G==I,47кr/c давления во всасывающей линии и на выкиде KOM

прессора соответственно равны Рl==0,981'10 5 па, Р2==7,65'10 5 Па; темпера

тура во всасывающей линии T 1 ==29З°K


206




Решение . Приняв К.п.д. компрессора f/k==0,9 по формулам (8.40) и
(8.39) получим
L пол == 175,6.293 [( 7,65 ) 0.166
 1 ] == 20903Дж!Н;
0,981


N == 1,47. 20903
 34 кВт.
k 103.0,9


Список литературы


1. Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.r., rHoeBых А.Н и др. Буровое обо

рудование
 2000.
 Т.l.
 М.; Недра
2. Буркни Л.r. Результаты исследований закономерностей расхода
мощности при бурении rеолоrоразведочных скважин. Л., ВИТР, 1980.
N2132.
с.3444.
3. Буровые комплексы. Современные технолоrии и оборудование.
Коллектив авторов под общей редакцией A.M.rycMaHa и К-П.Порожскоrо.
Екатеринбурr. yrrr А, 2002.
4. rанджумян Р.А., Калинин A.r., Никитин Б.А. Инженерные расче

ты при бурении rлубоких скважин. Справочное пособие.ffiод ред.
А.r.Калинина.
 М., Изд. Недра, 2000.
5. rланц А.А., Алексеев В.В. Справочник механика rеолоrоразве

дочных работ. М., Недра, 1987.
6. Ильекий А.Л., ШмИДТ А.П. Буровые машины и механизмы М.,
Недра, 1989.
7. Калинин A.r., Левицкий А.З., Мессер A.r., Соловьев Н.В. Прак

тическое руководство по технолоrии бурения скважин жидкие и raзооб

разные полезные ископаемые.ffiод ред. А.r.Калинин, М., Недра 2001.
8. Калинин И.с. О затратах мощности на холостое вращение колон

ны бурильных труб.
 «Разведка и охрана недр», 1970, N210.
9. Кардыш B.r. Станки для алмазноrо поисковоrо бурения. Л., He

дра, 1978.
10. Кардыш B.r. Повышение эффективности работы буровых cтaH

ков. М., Недра, 1980.
11. Кардыш B.r. Оборудование для поисковоrо бурения. Л., Недра,
1986.


207




12. Кардыш B.r., Мурзаков Б.В., Окмянский А.С. Энерrоемкость бу

рения rеолоrоразведочных скважин. М., Недра, 1984.
13. Каталоr нефтяноrо оборудования. средств автоматизации, прибо--
ров и спецматериалов. М., ВНИИОЭRr, 1994.
14. Кренделев В.П. и др. Техника и технолоrия ударно--канатноrо бу

рения при разведке россыпей. М.: Недра, 1979.
15. Марамзин А.В. Блинов r.A., rалиопа А.А. Технические средства
для алмазноrо бурения. Л.: Недра, 1982.
16. Методические рекомендации по расчету затрат мощности на бу

рение rеолоrоразведочных скважин малоrо диаметра. М., СКБ НПО «Со--
юзrеотехника», 1977.
17. Минин П.А., Блинов r.A., Иванов О.В. Справочно
методическое
пособие по выбору буровых станков, соответствующих целевому назна

чению скважин. СПб., ВИТР, 1999.
18. Мурзаков Б.В. Кардыш B.r. Рациональные области применения
станков колонковоrо бурения различных типоразмеров. ОНТИ ВИЭМС,
1971.
19. Отраслевой каталоr rеолоrоразведочноrо оборудования, инстру

мента и приборов, выпускаемых предприятиями России. М., СКБ «reo--
техника», 2000.
20. Ребрик Б.М., Калиничев В.Н, Полежаев А.П. Методы расчета ба

ланса мощности при вращательном бурении разведочных скважин М.,
ВИЭМС,1979.
21. Ребрик Б.М. Бурение инженерно--rеолоrических скважин. Спра

вочник.
 2
e изд. перераб. и доп.
 М.: Недра, 1990.
22. Сердюк НИ., Куликов В.В. TyнrycoB А.А. и др. Бурение скважин
различноrо назначения. М.: рrп>У, 2006.
23. Справочник по бурению rеолоrоразведочных скважин. Афанась

ев И.С., Блинов r.A., Пономарев ПП и др. Л., ВИТР, 2000.
24. Технолоrия бурения скважин rидрофицированными буровыми
аrpеraтами АБ
2 и АБ
5 (Инструктивные указания)/А.и.Кукес,
r.А.Блинов, ПППономарев, В.И.Васильев и др. СПб., ВИТР, 1998.


208




9.Выбор и расчет бурильной колонны


9.1. Выбор типа и размера бурильных труб


При вращательном бурении скважин малоrо диаметра (reолоrораз

ведочное бурение. бурение rидроrеолоrических скважин диаметром до
151мм) применяются бурильные трубы с: ниппельными (имеющими
внyrpеmпoю цилиндрическую резьбу с трапецеидальным профилем) и
муфтов
замковыми (имеющими коническую резьбу) соединениями, а
также утяжеленные бурильные трубы (УБТ).
Основные размеры и параметры перечисленных труб (по rOCT
8467
83 и ТУ 14
3
679
78) приведены в табл. 9.1.
СКБ «rеотехника» при участии ВИТРа разработан rOCT P51245

99 «Трубы бурильные rеолоrоразведочные, типы и основные парамет

рьш, распространяющийся на бурильные трубы для всех видов, спос

бов И условий rеолоrоразведочноrо бурения на твердые полезные иск

паемые и воду, инженерн
rеолоrических изысканиях, сейсморазведке,
ит.д.
Области применения и основные размеры труб HOBoro сортамента
(rOCT P91245
99) даны (в табл. 3.1 и 3.2 справочника (10].
Механические свойства материала стальных и леrкосплавных бу

рильных труб приведены в таБЛ.3.4 и 3.5 справочника [10].
Вид соединения бурильных труб выбирается в зависимости от наи

меньшеrо OCHoBHoro вида породоразрушающеrо инструмента. PeKOMeH

дации даны в справочнике (см.табл.3.1[1]).
Ниппельное соединение рекомендуется при диметрах скважин до
76мм и высокооборотных способах бурения, муфтов
замковое
 при
проектируемых больших осевых наrpузках и частотах вращения до 400
мин
l, а также при подаче в скважину большоrо количества промьmоч

ной жидкости.
Примерное соотнощение наружноrо диаметра бурильных труб (d T )
муфтово
замковоro соединения и OCHoBHoro диаметра скважины (D скв )
принимается равным:


..!!:L == о 6
D . ,
сКБ.


(9.1)


а при ниппельном соединении:


209





==0,9.
D cICБ .


(9.2)


Т а б л и ц а 9.1
Основные размеры бурильных труб и yrяжеленных бурильных для колонковоrо бу



рения.
Диаметр труб,мм Диаметр ниппеля, .:s :::е с.. 16
мм :s: :::е >:s: >.
:s: U


 I'З :::е

Тип >:s: = S
,:s: :i: >:s: :i:
 :о: ..с о :::е :::е
:<! :<! ..с :::е ::с
to[ .... 1-.
::с U>:s: ::с

 ::с = U :о:
!Iii
:s: !Iii !Iii м :::е U i: =


 :s:
 u u
>. >.::с >. >.::С = u
с.. ::с с.. ::с = U ::I:: :s:

= IQ = IQ ::I:: :::е

::с ::с
СБТН 33,5 24 34 14

 3,4
42 32 44 16
 20 4,6
50 39 52 22
 26 6,04
СБТМ 42 32

 57 22 4,6
50 39

 65 28 6,04
63,5 51,5

 83 40 8,51
СБТН 42 33 42,5 16
 30 4,16
54 45 54,5 22
 36 5,49
68 59 68,5 28
 48 7,05
ЛБТН 34 20 34 14

 2,3
42 28 42 16

 3,08
54 36 54 22

 4,4
68 50 69 40

 5,46
ЛБТМ 54 39

 65
 4,0
сск 46 33,4



 4,5
55 45,4



 6,0
70 60,4



 7,65
KCCK
76 70 60

 73 53 7,62
KCCK
76M 70 61 Замок 53
74,5
УБТ
Р
73 73 35


 22 25,3
УБТ
РПУ
 89 45


 28 36,1
89
УБТ
108П 108 56


 28 52,5


При соединении труба в трубу (снаряды сск и ксск) это cooт

ношение еще больше.
При бурении на жидкие. rазоо6разные полезные ископаемые и re

термальные источники бурильная колонна состоит из ведущей буриль

ной трубы, стальных или леrкосплавных бурильных труб, УБТ, резьбо

Bых переводников, центраторов и калибраторов.
Компоновку бурильной колонны (одноразмерную или одноступен

чатую, составленную из бурильных труб одноrо и Toro же наружноrо


210




диаметра; мноrоразмерную или мноrоступенчатую, составленную из
труб различных наружных диаметров; мноrосекционную, составленную
из нескольких участков труб одной и той же rpуппы прочности, одноrо
и Toro же наружноrо диаметра с одинаковой толщиной стенки и одина

ковой конструкцией резьбовых соединений) выбирают исходя из KOHCТ

рукции скважины, способа бурения и rорн
rеолоrических условий.
В настоящем учебном пособии приводятся размеры и масса только
стальных бурильных труб с высаженными внутрь и наружу концами
(табл. 9.2). Размеры замков к трубам и остальных труб (с коническими
стабилизирующими поясками, приваренными соединительными KOHцa

ми и высадкой наружу, ЛБТ, ведущих труб квадратноrо сечения) можно
найти в табл.l.l, 1.10, 1.11, 1.20, 1.21, 1.30 и 1.51 справочника [11]. Me

ханические свойства материала труб и муфт даны в табл.l.18, а труб с
приваренными замками после высадки и термообработки в таБЛ.l.31
[11].


Труба Муфта Масса, кr
Диаметр, мм толщина наружный 1 м rлад
 двух муФ

услов
 наруж
 стенки, диаметр, кой тpy
 высадок ты
ный ный мм мм бы
Бурильные трубы с высаженными Bнyrpь концами
60 60,3 7; 9 80 9,15; 11,3 1,5 2,7
73 73 7; 9; 11 95 11,4; 14,2; 16,8 2,0 4,2
89 89 7; 9; 11 108 14,2; 17,8; 21,2 3,2 4,4
102 101,6 7; 8; 9; 1 О 127 16,4; 18,5; 20,4 5,0 7,0
22,4
114 114,3 7; 8; 9; 140 18,5; 20,9; 23,3 6,0 9,0
10; 11 25,7; 28,0
127 127 7; 8; 9; 10 152 20,7; 23,5; 6,5 10,0
26,2; 28,9
140 139,7 8; 9;10; 171 26;29;32;35 7,5 14
11
168 168,3 9; 10 197 35,3; 39,0 9,5 16,7
Бурильные трубы с высаженными Bнyrpь концами
60 60,3 7; 9 86 9,15; 11,3 1,5 2,7
73 73 7; 9; 11 105 11,4; 2,5 4,7
14,2; 16,8


Таблица9.2.
Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб.


211




Труба Муфта Масса, кr
Диамerр, мм толщи
 наруж
 1 м rладкой двух муф
услов
 наруж
 на cтeH
 ный диа
 трубы BЫ
 ты
ный ный КИ,ММ Merp, мм садок
Бурильные трубы с высаженными наружу концами
89 89 7; 9; 11 118 14,2; 17,8; 21,2 3,5 5,2
102 101,6 8; 9; 10 140 18,5; 20,4; 22,4 4,5 9,0
114 114,3 8; 9; 10; 152 20,9; 23,3; 25,7; 5,0 11,0
11 28,0
140 139,7 8; 9; 11 185 26,0; 29,0; 35,0 7,0 15,0


продолжение таблицы 9.2.


для бурения неrлубоких вертикальных скважин роторным спос

бом рекомендуется применять трубы типа ТБВ, ТБН, ТБВК и ТБПВ;
для бурения rлубоких скважин в осложненных условиях
 трубы типа
ТБВК, ТБНК, ТБС и ТБПВ; для бурения вертикальных скважин с ис

пользованием забойных двиraтелей
 трубы типа ТБН, ТБНК и ТБПВ;
для бурения наклонно направленных скважин с использованием забой

ных двиraтелей
 трубы типа ТБНК, ТБПВ и ЛБТ.
НаДЦОЛОПIЫЙ комплект, обычно принимаемый длиной 500 м, ycтa

навливается над УБТ и составляется из бурильных труб типа ТБПВ,
ТБНК, ТБС, ТБПВ rpуппы прочности Д С максимальной толщиной
стенки.
основныIe размеры и масса УБТ приведеныI в таБЛ.9.3


Таблица9.3


новные размеры и масса
Шифр Диамerр, мм Длина, м Масса/вес 1 м трубы,
наружный внyrpенний кr/M и кН/м
УБТ
 95 95 38 6и8 4710,461
УБТ
 108 108 46 6и8 5910,579
УБТ
 146 146 74 6и8 9810,958
УБТ
 178 178 90 12 и 8 145/1,42
УБТ
 203 203 100 8 и 12 192/1,88
УБТ
 219 219 110 8 22012,16
УБТ
 245 245 135 7 25812,53
УБТС2
 120 120 64 6 6510,635
УБТС2
 133 133 64 6 8410,824
УБТС2
 146 146 68 6 103/1,01
УБТС2
 178 178 80 6 156/1,53


ос


УБТ


212




Шифр Диаметр, мм Длина, м Масса/вес 1 м трубы,
наружный внyrpенний кr/M и кН/м
УБТС2
 203 203 80 6 215/2,10
УБТС2
 229 229 90 6 273/2,68
УБТС2
 254 254 100 6 336/3,30
УБТС2
 254 254 127 6 296/2,90
УБТС2
 273 273 100 6 398/3,90
УБТС2
 273 273 127 6 360/3,53
Примечание. 1. УБТ (rорячекатаные) поставляются без проточки под элеватор, УБТС

с проточкой под элеватор. 2.Звездочкой обозначена резьба укороченноrо профиля. 3.УБТ
изrотовляются из стали rpупп прочносrn Д и К, УБТС
 из стали 40ХН2МА или
38ХНЗМФл.


продолжение таблицы 9.3


Механические свойства металла УБТ после нормализации приве

дены в табл.l.62 и 1.65 справочника [11].
В проектах буровых работ rладкие по всей длине rорячекатаные
УБТ рекомендуется выбирать только для бурения с забойными двиraте

лями; УБТС
 для бурения в осложненных условиях; УБТ с квадратным
сечением
 при бурении интервалов, склонных к самопроизвольному
искривлению, а со спиральными и продольными канавками
 в услови

ях повышенной опасности затяжек и прихватов бурильной колонны.
Диаметр бурильных труб выбирается в зависимости от диаметра
предьщушей обсадной колонны и способа бурения (см.табл.9.4)


Т а б л и ц а 9.4


Трубы Способ ДиамC1J! труб, мм
буреllЮl
Обсадные абойными




 178 194 219 245 273 299 324 340 >406
виraтелями
оторный 114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 299



урильные абойными




 89 102 114 127 140 140 140 140 168
виraтелями 146 146 146 146 168
отоnный 6() 6() 73 73 89 89 102 114 127 140 140 146 146 168


9.2 Выбор парамеТРО8 УБТ


Правильный выбор комплекта УБТ для конкретных rеолоrотехни

ческих условий бурения позволяет улучшить показатели работыI пор

доразрушающеrо инструмента, снизить интенсивность искривления
скважины и аварийность работ, связанных с повреждением бурильной
колонны.


213




При проектировании технолоrии бурения rеолоrоразведочных
скважин твердосплавными коронками большоrо диаметра (93
152 мм),
требующими создания большой осевой наrpузки (более 15 кв) и при
бескерновом бурении, а также в rеолоrических условиях, способст

вующих искривлению ствола скважины, между колонковым снарядом
и бурильными трубами необходимо предусмотреть УБТ.
Ориентировочно длина УБТ (в м) определяется (с обязательным
учетом фактора плавучести) из выражения


L == 1. 25Р т.к
У 9.8т у (1
 Р / Рм )cose .


(9.3)


rде 1 ,25
 коэффициент запаса, учитывающий необходимость превые


ния на 25% веса УБТ от заданной наrpузки на коронку; ту
 масса 1 м
УБТ; Р
 плотность циркулирующеrо аrента, кr/
; РМ
 плотность MaTe

риала труб, кr/M 3 ; е
 зенитный yrол, rpaдyc.
Длина УБТ, определенная по формуле (9.3) yrочняется в COOTBeт

ствии со стандартной длиной. При выборе наружноrо диаметра УБТ
необходимо учитывать следующее. При бурении в интервалах неустой

чивых ropНbIX пород диаметр УБТ выбирается на размер меньше диа

метра колонковой трубы, с тем, чтобы обеспечить возможность обури

вания труб при возникновении аварии. В осталъных случаях можно
применять УБТ одноrо диаметра с колонковым снарядом.


Диаметр нижней (первой) сеКЦИИ УБТ при rлубоком бурении на
нефть, raз выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения
наибольшей устойчивости и прочности. В нормальных условиях буре

ния рекомендуется принимать следующие соотношения между диамет

рами УБТ и долот (dylD):


диаметр долота, мм
соотношение dуб./ D



295,3 2:295,3
0,80
0,85 О, 70
0,80


для ocJlожненных условий это соотношение уменьшается.
Сочетания рекомендуемых диаметров нижней секции УБТ и долот
приведеныI в табл.9.5.
для ocJlожненных условий бурения долотами D>250,8 мм допуска

ется выбирать УБТ ближайшеrо меньшеrо диаметра с одновременной
установкой опорно
центрирующих устройств. При бурении забойными


214




двиraтелями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диа

метра забойноrо двиraтеля, т.е. dубт"Sdз.дв.


Т а б л и ц а 9.5


иаметры нижней секции и долот, мм
Долото УБТ Долото УБТ (НИЖНЯЯ секция)
(НИЖНЯЯ секция)
139,7
146,0 114; 120/108 269,9 219;2291178;203
149,2
158,7 120; 133/108; 114 295,3
311, 1 229;245/203;219
161,0
171,4 133; 146/120; 133 320,0 245/229
187,3
200,0 165/146 349,2 254/229
212,7
228,6 178/165 2:374,6 273/254
244,5
250,8 203/178

Примечание. В числите
 диамerp УБТ для нормальных условий, в знаменателе
 для
осложненных.


д


УБТ


для обеспечения условия EJ';
..EYooК (rде EJ y
 жесткость наддолот

Horo участка УБТ, ЕУ о . к
 жесткость обсадной колонны, под которую
ведется бурение в таБЛ.9.6 приводятся сочетания диаметров обсадных
труб и минимально допускаемых диаметров УБТ.
Соотношение диаметров бурильных труб d б . т , расположенных над
УБТ, к диаметру УБТ dубт должно быть следующим: dб.тldуб
0,7. Если
это соотношение не соблюдается, то комплект УБТ должен состоять из
труб нескольких диаметров, уменъшающихся в направлении к буриль

Hым трубам. При этом отношение диаметра последующей ступени к
предьщущей должно быть не менее 0,8.


Т а б л и ц а 9.6
Диамerpы обсадных труб и минимально допускаемые диамerpы УБТ, мм


Обсадная труба УБТ Обсадная труба УБТ
114,3 108 244,5 203
127 120 273,1 219
139,7; 146,1 146 298,5 229
168,3 165 323,9; 339,7 229;254
177,8; 193,7 178 351 254
219,1 178 377 254
244,5 203 >406 273


Обычно число секций мноrоразмерной конструкции УБТ п с
 3.
Общая длина УБТ для OДHO
, ДBYX
 И трехразмерных конструкций
в зависимости от Рд и Рб.р определяется из уравнения.


215




1 убт ==


lJ5(Р д
 G T )
1

ql +
(I

Xq2
qз) k 1 cose
п с


(9.4)


rде Р д
 в кВ; G T
 вес турбобура, кВ; ql, q2, qз
 вес 1 м соответственно
первой, второй и третьей секции УБТ, кН/м; kl==l
Рб.plрм
 коэффициент,
учитывающий влияние буровоrо раствора, значения KOToporo приведе

ны в табл.9.7; е
 yrол отклонения УБТ от вертикали;



 == 11 /1; (9.5)
11
 длина нижней части (первой) секции, создающей основную
часть наrpузки.
для определения 11 следует вначале задаться отношением Лl:
при нормалЬНЫХ условиях бурения.


Таблиuа9.7


Коэффициент потери веса колонны УБТ в буровом растворе
Рб.D k 1 k 2 k3 Рб.D k 1 k 2 k3
1000 0,873 0,914 0,956 1600 0,796 0,869 0,927
1100 0,860 0,904 0,951 1700 0,783 0,850 0,922
1200 0,847 0,885 0,946 1800 0,771 0,841 0,917
1300 0,834 0,886 0,941 1900 0,758 0,832 0,912
1400 0,822 0,878 0,937 2000 0,745 0,823 0,907
1500 0,809 0,868 0,932 2100 0,732 0,812 0,901
Примечание. Коэффициенты потери веса определяют по формулам:
k 1 == 1
 Рб.р / Рм; k 2 == k; ; k3 == ifk:.


11 == (0,7 + 0,8)1;


(9.6)


при осложненных условиях
'} == (0,4 + 0,6)1.


(9.7)


Если п с ==3, то 11==Лl/; 12==/з==(1
 lд/2; если п с ==2, то 1 1 ==л}/; 12==1
 11
qз==О; если п с ==l, то Лl==l; q2==qз==0.
для одноразмерной колонны длина УБТ определяется из выраже

пия:


ly&
 (kP, ) ,
ql 1

:


(9.8)


216




rде k==1,15...;-.1,25.
Критические наrpузки (в кв) определяются по следующим форму

лам:
для одноразмерной колонны УБТ
Р кр == (1,90...;-.3,35)k2 V(EJ)/
O,l PoSo;


(9.9)


для дв ухразмер ной колонны УБТ
Ркр == Fкpk2 V (EJ1q2
O,lPoSo;
для трехразмерной колонны УБТ
Ркр == Gкpk)q;l
O,lPoSo'


(9.1 о)
(9.11 )


в приведенных формулах EI,(El»)
 жесткость труб соответственно
одноразмерной и нижней секции колонны УБТ, кВ,м 2 ; q,q)
 вес COOT

ветственно 1 м одноразмерной и нижней секции УБТ, кВ.м; Ро;
 пере

пад давления, Па; So
 площадь сечения выходноrо отверстия; F кр, Gкp

критическая наrpузка в безразмерных единицах соответственно для
двyx
 и трехразмерных колонн УБТ; k),k 2 ,k з
 коэффициенты, учиты

вающие влияние потери веса колонны УБТ в буровом растворе, опреде

ляемые по данным таБЛ.9.13.
Значения БJ, VEJ / q и V EJq 2 даны в таБЛ.8.15 [5].
В формуле (9.8)
q] ==
gI0
З,
rде т)
 масса 1 м нижней секции УБТ, кт/м.
Если бурение предусмотрено вести роторным способом при He

большом перепаде давления без rидромониторноrо эффекта, то величи

ну poSo допускается не учитывать.
Значения Ркр (для колонн УБТ 146х178 и 178х203) и Gкp (для KO

лонн УБТ 146х178х203 и 178х203х229) определяются из рис.9.1 [на оси
ординат ук азаны критические наrpузки в безразмерных величинах
П == Р кр лJ (ЕI)) q2 ] И рис.9.2 в зависимости от величин L 1 , AI, и Аз, BЫ

числяемых соответст венно по формулам.
L) == IУfrrkз v( ЕI ) ) / q)

 == 1) /I yfrr ,
Аз == I з /l ,
rде 1) ,/з
 длина нижней и третьей секции УБТ, м


(9.12)


(9.13)
(9.14)


217




2,2
2,0
1,8
1,6
1,4
1,2
3 4 5 6 7 L


3,0


2,8


2,6


3


4


5


6


7


L


Рис.9.1.
3ависимос'IЪ критической наrpузки от длины секции УБТ:
а
 146х178 мм; б
 178х203 мм


По заданным значениям ).I==lllly и ),з==lзl1у определяют k, а следова

тельно, Р кр==lщ 1 lубт (см.рис.9.2).
для одноразмерной колонны УБТ Р кр может быть также вычислена
по формуле (9.10). При этом величину Fкp получают из рис 9.1 для ).1==1,
если диаметр УБТ равен диаметру нижней секции двухразмерной KOH

струкции УБТ, и для ).1==0 для труб верхней секции (меньшеrо диамет

ра).


218




а


б


А,


Рис.9.2.
ЗависимOCTh величины k от отношения длин секцнй УБТ:
а
 146х178х203 мм; б
 178х203х229 мм


Если dубт нижней секции меньше 203 мм, то для оrpаничения пр

rибов и площади контакта УБТ со стенками скважины при Р ;>Р кр peK

мендуется устанавливать на секциях УБТ промежуточныIe опоры пр

фильноrо сечения (квадратные, спиральные и др.). В таБЛ.8.16 [5] при

водятся наибольшие поперечныIe размеры промежуточных опор а и
диаметры УБТ dубт, на которые они устанавливаются, в зависимости от
диаметра долота D, а в табл. 8.17 [5] рекомендуемые расстояния между
промежуточными опорами а при различных n.
Число опор на длине УБТ определяется по формуле


n п . о == (/j
 10)/ а
 1, (9.15)
rде 1)
 длина i
й секции УБТ, м; 10
 длина компоновки для борьбы
с искривлением ( для i> 1 величина 10 не учитывается).
Условия прочности соединений УБТ:


219




МIO =п 2 E/f /21
;


(9.16)


М мз = ЕП() /57,3,
rде М из
 изrибающий момент, кВ'м; f
 стрела проrиба, м


(9.17)


f = (1,05D
dJ/2; (9.18)
ie
 интенсивность искривления ствола, rpадус/l0 м; D и d y
 диа

метры соответственно долота и наружный УБТ, м; lп
 длина полувол

НЫ,м


1 = 10 4 Е/т 2 .
n т 10q'
m=21tll
 yrловая скорость вращения бурильной колонны, C
I; п
 в C

1; q
 вес 1 м труб, кН/м.
Допускаемый изrибающий момент, кВ'м.


(9.19)


[M IO J=Mnp/k 3 , (9.20)
rде Мпр предельный переменный изrибающий момент,
кВ'м(см.табл.8.18 [5]); k з =I,4
 коэффициент запаса прочности.


Пример 9.1 . Определить параметры конструкции УБТС для буре

пия скважины роторным способом долотом D=393,7 мм в осложненных
условиях с Рд=170кВ при п=I,5c
l; Рб.р=1450кr/
; ()=:6.
Бурение ведется трубами d б . т == 140 мм под обсадную колонну
d O . K =298,5 мм.
Рещение. По табл. 9.10 принимаем диаметр первой секции равным
254 мм. Поскольку d б .тld у =0,55<0,7, то lу должна быть мноrоразмерной.
Примем трехразмерную конструкцию 254х219х178 мм. для верхней
секции удовлетворяется условие d б .тld у =140/178==0,78<0,7. Приняв
ЛI=0,5 и по данным табл.9.4 ql=3,3кН/м; q2=2,16кН/м; И qз=I,53кН/м по
формуле (9.4),


1
 1,15.170 94
убт
 [ 0,5.3,3+....!.....(1
0,5X2,16+1,53)1 ( 1
 1450 ) '0,9925 м.
3
 1 J 7850
Длина каждой секции /1==47 м; с учетом фактической длины труб
УБТС d y ==254 мм и l ф ==6 м принимаем /1==48 м; 12=lз==(94
48)/2==23 м.


220




Пример 9.2. Вычислить и сравнить длину УБТС2. d y ==178MM с уче

том и без учета фактора плавучести, если известно, что Р д== 150кН, а
Рб.р== 1400кr/M 3 .
Решение. Примем k==1,25. для заданноro значения Р д с учетом фак

тора плавучести [см.формулу (9.8)] при ql==I,53кН1M (см.табл.9.4)
1 бт == 1,25 .150
 149м
у 153 ( 1
 1400 ) .
, 7850
Без учета фактора плавучести
l
бт == 1,25.150 /1,53
 122м.


Следовательно, без учета фактора плавучести lубт уменьшится при

мерно на 18%.


Пример 9.3. Рассчитать одноразмерную колонну УБТ с d y == 178мм и
d B ==80MM для бурения скважины в нормальных условиях долотом диа

метром D==215,9мм, если Р д ==200кН; Рб.р==1100кr/м 3 ; n==lc
l.
Решение. для одноразмерной конструкции УБС2
 178 определим
по формуле (9.8), приняв k==1,15, а из табл.9.10 и 9.4 k l ==0,860 и
q==I,53кН1M,
lу
 1,15.200 ==175м.
0,860.1,53


Из таБЛ.8 VEl q 2 == 28,53 кН, а из табл.9.10 k 2 ==O,904, Torдa по фор

муле (9.6) без учета перепада давленияро


Р кр == 1,90. 0,904. 28,53 == 49,ОкН.
Поскольку d y <203MM, а Ркр<Р д , то соrласно данным табл.8.16[4]
при D==215,9 мм следует предусмотреть промежуточные опоры разме

ром 203 мм с расстоянием между нами а==33 м (см.табл.8.17[4]). Число
опор по формуле (9.12) при 10==0 составляет пп.о==174/33
1==4,3, Т.е. пре

дусматриваются 4 опоры. для определения прочности резьбовых co

единений вычислим }1F2.з,14'1==6,зс
1 и определим длину полуволны,
для чеrо подставим из табл.8.15[5] значения EI==9920Iili'M 2 и q== 1,53кН1м
(см.табл.9.4) В выражение (9.19)
1 == 1 О 4 9920.6,з2 == 20м.
n 6,3 10.1,53


221




Стрела проrиба по формуле (9.18)
f = (1,05 .0,2159
0,178)/2 = 0,024м.


Изrибающий момент по формуле (9.16)
М ш = 3,142.9920.0,024/(2.202)= 2,93кН.


для УБТ с О'т==440МПа (см.табл.9.17) отношение
M,q,l М из ==23,5/2,93==8,02, что превышает коэффициент запаса прочности,
равный 1,4
 1,5.
Вывод: УБТ с О'т==440МПа MOryr быть использованы для заданных
условий.


9.3. Проверочный расчет бурильной колонны на прочность


9.3.1. Общие сведения. об vсловиях работы бvpильной колонны. Д ля
осуществления проверочноro расчета бурильной колонны на прочность,
необходимо знать напряжения, действующие в любом сечении буриль

ной колонны. Напряжения, возникающие в бурильной колонне, рассчи

тыаютсяя приближенно, так как колонна не является стержнем пост

янноro сечения из
за наличия высаженных концов на трубах и соедини

тельных элементов.
При вращательном бурении скважин любоrо назначения буриль

ная колонна подверraется воздействию различных статических и дина

мических наrpузок. Так, при бурении скважины с вращающейся бу

рильной колонной на нее действуют следующие наrpузки: осевая сила
растяжения от собственноrо веса колонны, осевая сила сжатия, созда

ваемая весом части колонны; за счет изrибающеrо момента от действия
центробежных сил при вращении колонны и крутящеrо момента, He

ходимоrо для непрерывноrо вращения колонны. Изrибающие напряже

ния носят переменный характер, и зависит от осевой наrpузки, частоты
вращения, диаметра труб и скважины, кривизны ее ствола и др. Под
действием крутящеrо момента возникают касательные напряжения,
которые в бурильной колонне возрастают от забоя к устью скважины.
При бурении с помощью забойных двиraтелей на бурильную K

лонну действуют кроме осевых сил растяжения от собственноrо веса и
сжатия еще и дополнительные наrpузки от перепада давления в забой

ном двиraтеле и момент, прикладываемый к колонне для ее периодиче

cKoro проворачивания и др.


222




Кроме перечисленных статических напряжений растяжений (О'р),
сжатия (О'еж) И касательных (т) на бурильную колонну действуют пере--
менные: касательные в результате действЮI крyrильных колебаний и
напряжения растяжения
 сжатия в результате продольных колебаний
бурильной колонны.
Следует учитывать также, что в процессе бурения скважины про

исходит разработка ее ствола, изменяется профиль сечения, а следова

тельно, изменяются и действующие силы в одном сечении колонны.
Расчет осложняется также необходимостью учета сил трения и дрyrих
неучтенных факторов, которые компенсируются опытными коэффици

ентами запаса прочности.


9.3.2.Расчет колонны бурильных ТРvб пРИ rеолоrоразведочном бурении.
При расчете бурильной колонны на прочность ее условно делят на две
зоны (рис.9.3): верхнюю
 растянyrую, сечение 1
 1, в которой колонна
рассчитывается на статическую прочность, и нижнюю
 сжатую, сече

ние П
 II, в которую входит и область нулевоrо сечения
 сечение О
 О.
Именно нижней частью, обусловлены поломки бурильных труб, нося

щие усталостный характер. Исходя из этоrо, нижнюю часть колонны
бурильных труб рассчитывают на выносливость. Расчет бурильных KO

лонн, работающих в сильно искривленных или rоризонтальных cквa

жинах, производится на выносливость.
Нормальные напряжения от растяжения при бурении скважины
обусловлены массой бурильной колонны и достиrают максимальных
значений на верхнем ее конце. Здесь же cBoero максимума достиraют
касательные напряжения, вызванные крyrящим моментом вращения
колонны. Запас прочности рассчитывают из условия одновременноrо
действия наибольших напряжений растяжения и кручения по третьей
теории прочности


п с == а т / .J(a 2 + 4т 2 )


(9.21)


rде п е
 запас прочности по статическим наrpузкам (пe==I,5
1,4); О'т
 пре

дел текучести материала тела бурильной трубы, МПа; О'
 нормальное
напряжение (растяжения, сжатия или изrиба), МПа; т
 касательные Ha

пряжения, МПа.


223




1


1


ОВ
...........


o

























o


N


11


11


Рис. 9.3.
Эпюра осевых сил и расчеmые сечения колонны бурильных труб
(+Q
 растяrивающие усилия;
 Q
 сжимающие усилия)


Напряжение растяжения О'р (в МПа) у устья скважины (в верхней
бурильной трубе) определяется из выражения


224




kпрkе.тq . L . COS(} е.р (1 + J.ltg(} ер {1
 Р Р Ж м )

Qkp
 '\..
(J'



р s s


(9.22)


rде Qкp
 наrpузка на крюке при подъеме колонны с врашением или при
бурении (Qкp
РПРИ) при заданной осевой наrpузке на породоразру

шающий инструмент
 Р ПРИ ; s
 площадь поперечноrо сечения буриль

ной трубы, м 2 ; kпр
 коэффициент, учитывающий дополнительное co

противление при подъеме, зависящий от интенсивности искривления и
reолоrотехнических условий бурения, выбираемый в диапазоне от 1,2
до 1,8; при бурении скважин в крепких устойчивых породах с малой
интенсивностью искривления и при больших радиальных зазорах
kпр==I,2, а при бурении в мяrкиx породах при большой толщине rлини

стой корки на стенках скважины kпр==I,6; ke.T
 коэффициент, учитыв


ший увеличение веса колонны в зависимости от вида соединения; для
муфтово
замковоrо соединения
 k c . T ==I,I, для ниппельноrо k e . T ==I,05; q

вес 1 м трубы, н/м; L
 длина колонны (rлубина скважины), м; Вер

средний зенитный yrол:


(} == 2(}о +J o .L
ер 2 ' (9.23)
(ВО
 начальный зенитный yrол; J o
 средняя интенсивность искрив

ления, rpад!м); f..l
 коэффициент трения бурильных труб о стенки cквa

жины, при практических расчетах .ц==0,3; Рж, РМ
 плотности, COOТBeтcт

венно, промывочной жидкости И металла труб.
Касательные напряжения т (в МПа) от действия крyrящеrо MOMeH

та находят из выражения


м
т ==........l..
w: ' (9.24)
k
rде M k
 крyrящий момент в верхнем сечении колонны, Нм (наиболь

шее значение имеет у устья скважины, а по направлению к забою сни

жается за счет сопротивления трения колонны о жидкость и стеки
скважины); W k
 полярный момент сопротивления площади поперечно

ro сечения трубы при кручений, м 3


W k ==n(D 4
d4)/l6D, (9.25)
rде D и d
 наружный и внyrpенний диаметры бурильной трубы, м.


225




M k == N / ю, (9.26)
rде N
 мощность, затрачиваемая на бурение в рассматриваемом сече

нии, Вт; (J)
 частота вращения бурильной колонны, C
l,


ro==7m/30, (9.27)
rде п
 частота вращения бурильной колонны, мин
l.
Полная мощность В верхнем сечении колонны NB
B при rеолоrо--
разведочном бурении состоит из мощности, затрачиваемой на холостое
вращение колонны N XB , мощности, затрачиваемой на разрушение rop

ной породы на забое скважины N заб , и мощности, затрачиваемой на пре

одоление сопротивлений, возникающих при трении rpебней полуволны
вращающейся колонны о стенки скважины при передаче осевой наrpуз

ки N доп , Т.е. по формуле (см. раздел 8)


Nи==Nхв+Nзаб+Nдоп'


(9.28)


в нулевом сечении при бурении, rде осевая сила отсутствует
Рпри==О.


Nо
о==Nх.в(о
о}+Nзаб+Nдоп' (9.29)
Nx.B. в этом случае находят при значении L==Zo
o. Здесь Zo
o (в м) KO

ордината нулевоrо сечения, отсчитывемаяя от точки забоя, определяе

мая из выражения
Z
 Р ПРИ
O
 ==
k c . T . . q . COS(}cp


(9.30)


для нижнеrо сечения, Т.е. у забоя скважины


N ш Fl,5N заб ,
rдe 1,5
 коэффициент запаса.
При роторном бурении


(9.31 )


М
FNх.в+Nзаб. (9.32)
Расчетные формулы для определения NX.B, N заб и N доп рассмотрены
в разделе 8 настоящеrо учебноrо пособия.
Напряжения растяжения возникают в бурильной колонне лишь при
условии, коrда скважина достиrает такой rлубины, при которой необ

ходимая осевая наrpузка превышает массу колонны при данной rлуби

не.


226




В случае плоско изоrнутой колонны напряжение изrиба определя

ется зависимостью:


п 2 Ю!
с; ==

из 1 2 w'
п
rде Е
 модуль продольной упруrости, для стали Е==2'10 1l Па; для алю

миниевых сплавов Е==О, 7.1 Oll Па; J
 экваториальный момент инерции
площади, поперечноrо сечения тела трубы, м 4


(9.33)


J ==п /64(D 4
d4)
 0,05(D 4
d4);
f
 стрела проrиба бурильной колонны, м


(9.34)


f == (Dc
 D)/2, (9.35)
(Dc
 диаметр скважины);
l п
 длина полуволны проrиба в м, как в сжатой, так и в растянутой
частях бурильной колонны приближенно вычисляется по формуле
r.М.Саркисова


l п == 10 :t 0,5z + 0,25z2 + EJw 2 ,
т т (
3

z
 координата рассматриваемоrо сечения бурильной колонны, м,
отсчитываемая от нулевоrо (нейтральноrо) сечения (координата z счи

тается положительной в растянутой части колонны, а для сжатой части

 отрицательной: для BepxHero сечения координата z==zo
, а для нулево

ro сечения координата z==0);
W
 осевой момент сопротивления изrибу в расчетном сечении


w == n(D 4
d4 )/32D. (9.37)
Длину полуволны для искривленной скважины можно рассчитать
также из выражения [6]


3,65 ( \2 EJw 2
l п ==
 :t0,5zgcosecp + 0,25 zgcosecp) +2,68
 .
т q


(9.38)


Напряжения изrиба (в Па) в резьбовом соединении бурильных
труб


227




о" из == п 2 EJf. /l

, (9.39)
rде fl==(Dc
M)/2
 стрела проrиба, м; d M
 наружный диаметр муфты или
ниппеля, м; W 1
 осевой момент сопротивления в опасном сечении, м 3



 == n(D:
 d l 4 )/32D 1 , (9.40)
rде Dl и d 1
 размеры опасноrо сечения по наружному и BHyrpeHHeMY
диаметрам трубы или ниппеля в резьбовой части.
Расчет бурильной колонны для Bepxнero ее сечения сводится к cтa

тическому расчету на сложное напряженное состояние по третьей Teo

рин прочности:


О"}: ==
(O" p + О" из 1 +4,2 ,
rде аЕ
 суммарное напряжение в верхнем сечении колонны, Па.
Выбранная бурильная колонна проверяется на прочность.
С этой целью вычисляется коэффициент запаса прочности:


(9.41 )


п == О"Т / О"}:
 1,6 (9.42)
rде а у
 предел текучести материала труб, Па (см.табл.9.4).
При проверке на прочность резьбовой части трубы в месте соеди

нения с замком, муфтовой или ниппелем


п == О"у /O"}:Kk' (9.43)
rде Kk
 коэффициент концентрации напряжений, который учитывается
при расчете на прочность резьбовой части колонны; для BepXHero сече

ния K k ==I,5.
Расчет бурильной колонны для нулевоro сечения ведется на BЫ

носливостъ, так как в нем возможно возникновение знакопеременных
напряжений и динамических наrpузок в результате действия инерцион

HbIX сил.
Коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям:


[О" т 10"
l ]т. Р
пб==
'
'U.O" т Риз + LO"
l Jm. рО" р fK д
при lJр==lJсж==О


(9.44)


по == [O"
ll.p /О"изКд'


(9.45)


228




rдe К д ==I,5
 коэффициент, учитываюЩИЙ ударный характер наrpузок;
[lТ
I]T.p
 предел выносливости трубы в rлинистом растворе (табл.9.8).


Таблица9.8


Материал Предел выносливости и
l в воздухе, МПа
образца трубы резьбовоrо
соединения
Сталь rpуппы прочно
 296 123 62
CfиД
Сталь марки 45У



Сталь марки 36r2C 372


Сталь марки 38ХНМ 387


Сталь марки 40ХН 420


Сплав Д16Т 160 75 35
Примечание. Если не имеется определенных опытным путем числовых значений пpe

делов выносливости в zлинистом растворе (a
J)т.p, то можно, зная (a
J)s.06p материШlа
труб в воздухе, определить (a
J)т.Jh пользуясь следующими формулами:
(а
J)т.в
(а
J)в.оБJ3пи",; (и
J)т.sP",
сде (a
J)т_s и (a
J)e.s
 пределы выносливости в воздухе бурWlЬНЫХ труб и соединений;
(a
J)S.06p
 предел выносливости в воздухе материШlа трубы полированною образца; Pп
O,6

 коэффициент. учитывающий состояние поверхности; и",
 коэффициент, учитывающий
влияние масштабноzо фактора, для стШlЬНЫХ бурWlЬНЫХ труб всех размеров и",
O, 7,
Шlюминиевых труб и",
O,8; PK
O,6
 коэффициент понuжения прочности, обусловленный
нарезкой.
Величины пределов выносливости трубы и соединений в среде zлинистосо раствора
(a
J)т.p
(a
J)т.sPe и (a
J)ep
(a
J)т.,JJK.e
сде Ре
 коэффициент понижения в среде, для Zflинистою растворо Pe
O,5; PK.e
,33

коэффициент. учитывающий совместное влияние концентрации напряжений и среды.


Предел выносливости труб


При значительной интенсивности искривления скважины (I
0,05)
необходимо учитывать напряжения от изrиба, вызванные кривизной
скважины


(J' из.с == ED / 2r k ,
rде rk
 радиус кривизны скважины, м.


(9.46)


L (J' из == (J' из + (J' из.с .


Запас прочности при касательных напряжениях и Mкp==const


п r == [r T ]/ Т.


(9.47)


229




Суммарный запас прочности при совместном действии нормаль

ных и касательных напряжений


пп
n L == l) т
 1,3.
J n
 + п;


(9.48)


Участок колонны между нулевым сечением и забоем (ближе к нy

левому сечению) рассчитыветсяя на выносливость аналоrично расчету
для нулевоro сечения, а в сечениях, близких к сечению 11
 11,
 на cтa

тическую прочностъ аналоrично сечению 1
 1.
9.3.3. Расчет колонны бvvильных трvб ПРИ роторном бvvении. Выше
отмечалось, что диаметр бурильных труб выбирают в зависимости от
диаметра ранее спущенной обсадной колонны и способов бурения по
табл. 9.4 после чеrо соrласно принятой методике рекомендуется [4]
сначала проводитъ расчет на выносливость, а затем
 на статическую
ПРОЧНОСТЪ. Расчет на выносливость осуществляется в следующем по

рядке.
Рассчитывают переменные напряжения изrиба (в Па):


Elfп 2
а а ==
,
L W ю


(9.49)


rдe Е
 модуль упрyrости материала бурильных труб, для стали
Е=2'10 Il Па, для алюминиевых сплавов E==2'10 1 <1Ia; 1
 осевой момент
инерции сечения по телу трубы, м 4 ,
1 == .!!...... ( D 4
 d 4 ) .
64 '


D и d
 наружный и внутренний диаметр трубы соответственно, м;
f
 стрела проrиба, f=={D co
 D з )/2, м; D co
 диаметр скважины,
D скв ==I,ID д , D д ,
 диаметр долота, м; D3
 диаметр замка, м; L
 длина
полуволны, м; W из
 осевой момент сопротивления высаженноrо конца
трубы в основной плоскости резьбы (в опасном сечении резьбы
 по
пояску или по сварному шву), м 3 ,


w == п (D:' K
d:J .
ю 32 D '
Н.К


(9.50)


230




D п . к , D UK ,
 наружный и внутренний диаметры высаженноro конца,


м.


Длина полуволны (м) определяется для сечения непосредственно
над УБТ:


lп
!:..
Юш2 . (9.51)
(J) т l
rде (J)
 yrловая скорость вращения бурильных труб, C
l; тl
 масса 1м
труб, кr/M.
Вычисляют коэффициент запаса прочности на выносливость:


п==(а
I)DfЗ/аа'


(9.52)


rде (lТ
дo
 предел выносливости материала труб, МПа (табл.9.9); р

коэффициент снижения предела выносливости за счет переrpузки резь

бы, Р==0,6, для стали марки Д, Р==0,55 для алюминиевоrо сплава Д16.


з


б


Таблица9.9
б МП


начения предела выносливости тру! ы при симметричном цикле изrи а, а
Диа
 Трубы с резьбой Трубы со стабили
 Трубы с Леrкосплав

метр, треyrольноrо зирующими поя
 приварен
 ные буриль-
мм профиля сками ТБВК ными зам
 ные трубы
ками ТБВП ЛБТ
Д К Е Д К Е Д К Д16Т 1953,
К48
73 75 65
 140 140 [50

 50
56

89 75 60

 120





102



 110 120




114 70 60 80 140 110 120 [00 90 43
52

127



 100 110 100 90


140 70 60 80
 100 110 100 90


147







 3646 40


Расчет одноразмерной бурильной колонны ведется в следующем
порядке.
Задаются длиной первой (нижней) секции бурильных труб и опре

деляют напряжения, Па


231




ст = k(Q... + Qyfu {l
 -;.- ) + p.,F,.
р


Р т . р


(9.53)


rде k
 коэффициент, k==1,15; Qб.т
 вес бурильных труб данной секции,
Н; Qубт
 вес утяжеленных бурильных труб, Н; Рр,рм
 IШотность бурово--
ro раствора и материала бурильных труб соответственно, кr/M 3 ; РО

перепад давления на долоте, Па; р к
 IШощадь сечения канала трубы, м 2 ;
Ртр
 IШощадь сечения трубы, м 2 .
Определяются касательные напряжения (Па) для труб данной ceK

ции по формуле (9.24)
Крутящий момент


N B +N д
М == .
к '
т


(9.54)


N B
 мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт;
N д
 мощность на вращение долота, кВт; W p
 полярный момент
сопротивления, м 3 [см. формулу (9.25)].
Значения величин, входящих в формулу (9.54) рассчитываются по
формулам, приведенным в разделе 8.
Рассчитывается коэффициент запаса прочности при совместном
действии нормальны х и касательных напряжений:
I 2 2 (9.55)
п) ==а т / ",ар +4, ,


rде а т
 предел текучести материала бурильных труб, МПа.
Допустимые значения: п==I,4 для вертикальных скважин в HOp

мальных условиях; п==I,45
 при бурении в осложненных условиях.
Если величина п не отвечает требованиям, то изменяют длину ceK

ции или применяют трубы с большей прочностью. Затем необходимо
задаться длиной труб второй секции с большей прочностью и выпол

нить аналоrичный расчет. rеометрические характеристики бурШIЬНЫХ
труб нефтяноrо сортамента приведены в приложении 1 справочника
[11].


9.3.4. Расчет колонны бурильных ТРVб пРи турбинном бурении. При
турбинном бурении колонна бурильных труб неподвижна и восприни

мает реактивный момент во время работы турбобура. Однако даже при


232




небольшом искривлении скважины бурильная колонна лежит на ее
стенках, а реактивный момент воспринимается только нижней частью
этой колонны и затухает по мере удаления от турбобура из
за трения о
стенки скважины. Поэтому колонна бурильных труб практически раз

rpужена от действия врашающеrо момента. Расчет бурильных труб при
турбинном бурении сводится к определению допускаемой длины KO

лонны С учетом веса турбобура, УБТ и давления промывочной жидко

сти.
Расчет проводится в приведенной ниже последовательности.
Выбирается диаметр бурильных труб по табл. 9.16
Определяется допускаемая rлубина спуска колонны и труб с оди

наковой толшиной стенки и одной rpуппой прочности материала:


Q,
k(Q,fu +G{l
-;.- )
(pд +
jF.
[ДОП == ( )
kqб.т 1
 =:


(9.56)


rде Qp
 допускаемая растяrивающая наrpузка для труб нижней секции,
МВ,


а т
 Ртр Qnp
Qp == п
 --;;; (9.57)
а т
 предел текучести материала труб, МПа; Р т . р
 площадь сечения
труб, м 2 ; п
 коэффициент запаса прочности, п==I,3 для нормальных yc

ловий, п==I,35 для осложненных условий; Qпр
 предельная наrpузка,
МВ; k
 коэффициент, k==1,15; G
 вес забойноrо двиrателя, МВ; Р Т
 пе

репад давления в турбобуре, МПа; qб.т
 вес 1 м бурильных труб, МН; Fk

 площадь сечения канала труб, м 2 .
Остальные обозначения те же, что и в формуле (8.22).
Значения Fт.р,F'k,qб.т,U т берутся из приложения 1 справочника [11].
Обшая длина колонны:


L == [ДОП + [Уfл'


(9.58)


rде [убт
 длина утяжеленных труб, м.


233




Если БУРШIьная колонна составлена из труб одноrо диаметра, но
разных толщин стенок или различных rpупп прочности материала, то
такая колонна будет состоять из нескольких секций.
Длина каждой последующей секции определяется по формуле:


1 == Qpm
 Qpm
l
m ( ,
kqб.т.т 1
.!!..L
Рм


(9.59)


rде QPT, Qpт
l
 допустимые растяrивающие наrpузки каждой последую

щей и предыдущей секций соответственно, МН; qб.т.т
 вес 1 м труб по

следующей секции, МНе
для удобства должна быть выбрана и проверена расчетом такая
колонна, которая будет состоять из наименьшеrо числа секций одноrо
диаметра труб, отличающихея толщиной стенки и rpуппой прочности
материала.
Необходимо стремиться применять бурильные трубы с меньшим
значением предела текучести, как менее дефицитные и меньшей стои

мости.


Пример 9.4 . Определить суммарный запас прочности при COBMeCT

ном действии нормальных и касательных напряжений в нулевом сече

нии при следующих условиях: rлубина скважины z==500 м; диаметр ее
64 мм (64'10
3)M; диаметр керна 39 мм (39.10
3); бурение осуществляется
бурильными трубами диаметром 50 мм ниппелъноrо соединения (из
стали rpуппы прочности д) В очень крепких малоабразивных породах
XI катеrории по буримости импреrнированной алмазной коронкой диа

метром 59 мм при п==700 мин
l и Ра.I(==8кН; плотность эмульсионноrо
раствора p==1080кr/M 3 ; начальный yrол искривления 8 н ==ОО, а на конеч

ной rлубине 81(==60; полная, расходуемая в нулевом сечении мощность
Nо
0==26,8кВт; предел текучести при кручении для стали rpуппы прочно

сти Д тт==186'10 6 Па; расчетное сечение
 опасное сечение в плоскости
впадины первоrо полноrо витка трубной резьбы, размеры которой по
наружному и BHyrpeHHeMY диаметрам трубы в резьбовой части
Dl==50'1O
3M и dl==41,5.1O
3M. Начальная кривизна труб 0,75 мм/м.
Решение. Расчет ведется на выносливость.
для заданных условий находим: из табл.9.1. d==39 мм (39'10
3M);
q==6,04кr; принимаем k cT ==I,05; 8ср==з 0 .
По формуле (9.34)


234




J == 0,05(0,054
 0,0394)== 1,97 .1O
7 м 4 .


Уrловая скорость вращения


т ==3J4.700/30==73,26c
l.


По формуле (9.36) для нулевоrо сечения


/п


10
73,26


2.1011 .1,97 .10
7 .73,262
== 5,9 м .
9.81.6,04


Стрела проrиба


f
 (64
 52).1O
3 == 6 .10
3 М
2 '


rде 52'10
3
 наружный диаметр ниппеля (табл.9.1).
Из выражения (9.30)


8000
/ == z
 == 150 М.
еж (н) 1,05.9,81. 6,04 (1
 1080/7850 » .994


По формуле (9.25)

 == 3.1 4(0,054
 0,0394 )/(16' 0,05) == 15 .1 O
 м 3 .


По формуле (9.26)


м k == 26800/73.26 == 365.8 Н . м .


Тоrда касательные напряжения из уравнения (9.24)


'с == 365,8/(15 .10
)== 24.4 .106 Па.


Определим [a
l]e.p. Соrласно табл (9.11) предел выносливости тpy

бы rpуппы прочности Д В воздухе [a
1]==123.106 Па. Тоrда по формуле из
приложения к таБЛ.9.11 при fЗк.е==О,33.


235




[О"
J == 123 .106 .0,33 == 40,59 .106 .


По формуле (9.40)


Jt: == 3,14 0,054
 0,04154
 6 4.10
 м 3 .
1 32 0,05 '


Из уравнения (9.39)


о" == 3,142 .2.1011.1,97.1O
7 .6.1O
3
 104.106Па
из 5,92 . 6,4 .10
 '


Коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям
(при О"р==О"сж==О) по формуле (9.45) при Кд==I,5


по == 40,59.106110,4 .106.1,5 == 2,6.


Запас прочности при касательных напряжениях


п т == 186.106/24,4 .106 == 7,6.


Суммарный запас прочности из выражения (9.48)


пI: == 2,6.7,6/ .J 2,6 2 + 7,6 == 4,6 .


При данных условиях значение пr. можно считать достаточным.


Пюимею 9.5 Рассчитать на прочность бурильную колонну для po

TopHoro бурения и следуюших условий: L==350Oм; диаметр обсадной
колонны, в которой работают бурильные трубы
 244,5 мм; п==l80 мин
l;


т
 3,14 .180
 18 84c
1.
30 ' ,


мошность на врашение бурильной колонны и долота составляет
93,6 кВт.


236




Рд==I,4'10 5 Н DJFI90,5'1O
3M; Ур==13000Н/м 3 ; ум==78500Н/м 3 ;
ро==7.10 6 Па; /убт==150м; Qубт==I,6'10 5 н. Условия
 осложненные; породы

средние.
Решение. По табл. 9.9 выбираем бурильные трубы диаметром 127
мм. Принимаем бурильные трубы с высаженными BHyrpb концами и
толшиной стенки 9 мм (ТБВК
 127) rpуппы прочности К.
Рассчитываем бурильные трубы на выносливость.
для выбранноrо типа бурильных труб осевой момент инерции ce

чения трубы составляет J==584,ICM 4 , (см.приложение 1[11]) или
J==584,1.1O
8M4, а приведенная масса т}==26,2 кт/м.
Torдa


/ == 3,14 2,0.1011 .584,1.10---8.18,842 == 10 08м.
п 18,84 26,2 '


Если длина одной бурильной трубы составляет 12,1 м, то принима

ем /п==124м.


Стрела проrиба


f == (190,5
 161,9)/2 == 14,3 .10
3 м.


Осевой момент сопротивления находим из приложения 1[11]


w из == 138,4см 3 == 138,4 .1O
 м 3 .


Torдa по формуле (9.49) определяем переменные напряжения из

rиба:


а
2,0.101l.584,1.10
8.14,3.1O
3.(3,14)
 7,73.106 Па ==7,73МПа.
а (12,4) .138,4'10



для данноrо материала бурильных труб (а
дD==100МПа. По Форму

ле (9.52) находим


n == 100.0,6
 7 76.
7,73 "


237




п
I,9, что допустимо.
рассчитывемM выбранный тип бурильных труб на статическую
прочность.
Принимаем длину первой секции труб равной 2500 м.
Torдa Qб.т==2500'293==732500н.
По формуле (9.53):


1.15(0,733 .106 + 1,6 .105 f 1
 13000 ) + 7.106.93,3.10--4
(J' == \. 78500
 2,76 .108 Па =
р 33.4 .1O
4


==276 МПа.


Крутящий момент определяем по формуле (9.55)


м kp = 93,6/18,84 == 4,96.103 Н . м.


Определяем полярный момент сопротивления сечения труб при
кручении по формуле (9.25):


w ==02'01273 [ 1
 0.1094 ] =019.103 3
Р " 0.1244' М .


Находим касательные напряжения для труб данной секции по фор.-
муле (9.24):


't == 4,96.1 03
 25 8.106 Па == 25 8 МПа .
0,19.10
3' ,


По табл. 9.5 предел текучести материала труб oi=490 МПа (для
rpуппы прочности стали К).
Коэффициент запаса прочности по формуле (9.56)


490
п 1 =
(276,oY + 4(25,8У
 1,74,


что допустимо, так как 1,74>1,45.


238




Задаемся ДЛИНОЙ труб второй секции той же rpуппы прочности К,
но С толщиной стенки 10 мм, что будет составлять 700 м.
Torдa


Qб.т = L 2 q2 + L 1 q..
rде

 ДЛина труб второй секции,
=700 м; Ll
 длина труб первой ceK

ции (считая снизу), м; q2 И ql
 вес 1 м труб второй и первой секций co

ответственно.
Имеем


Qб.т=700. 320+2500.293=242200+ 732500==974700Н;
1,15(0,975.106 + 1,6.105 f 1
 13000 ) + 7 .106 .89,9.10
4
(J
 '\. 78500 = 318.108 Па=
р 36,7 .10
4 '
= 318 МПа;
NB=13,5'10
8'3200.0,1272'1801,5'0,19o,5'13000=94 кВт;


Nw20,2 кВт;


м
 94.103 +20,2.103
 606.103H'M.
kp 18,84 ' ,



 = 0,2. 0,1273 ( 1
 0,1 07: ) = 0,2 .1O
3 м 3 .
0,127


Следовательно,


п l =500/ .J3 18 2 +4.30,з2 =1,54,


что допустимо, так как 1,54> 1,45.
Третью секцию бурильных труб предусматриваем диаметром 127
мм с толщиной стенки 10 мм, но rpуппы прочности Е, чтобы достичь
rлубины спуска всей бурильной колонны 3500 м. В этом случае вес бу

рильной колонны (н) составит


239




Qб.т==Lзqз+
q2+Llql,


rде L3
 длина бурильных труб третьей секции, Lз==3550
3200==300м.
Torдa


Qб.т==300' 320+700.320+2500- 293==96000+242200+732500== 1 070700 Н,


115. ( 107.106 +16'105 ) ' ( 1
 13000 ) +7.106 .899.10
4
" , 78500 '
(j ==
р 36,7 .1O
4
== 3,39 -106 Па ==
==339 МПа,
NB==13,5.10
6'3500'0, 1272'180)1,5'0,190,5. 13000==102кВт,


Nд==20,2кВт,


м
 102.103 +20,2.103
 649.103H'M
kp 18,84 ' ,


Wp==0,2'1O
3
, как и в предыдущем случае,


't == 6,49 .10:
 32,4.106 Па == 32,4МПа.
0,2.10



Следовательно,


П 1 == 550/ .J 339 2 +4.32,42 == 1,59,


что допустимо, так как 1,54> 1 ,45.
Параметры разработанной и рассчитанной бурильной колонны
сводим в табл. 9.10


240




Таблица9.10


араметры ресчитанной бурильной колонны
Номера секций снизу вверх
Показатели 1 2 3
Толщина стенки трубы, мм 9 10 10
rруппа прочности материала К К Е
труб
Интервал расположения, м 850
3350 150
850 o
 150
Длина секции, м 2500 700 300
50==150
.
м
Вес 1 м трубы, Н1м 293 320 320
Вес секции, МН 0,733 0,975 1,071
· Lyfyr ==150 м по условию пpuмepa.
Прuмечание. Общий вес бурильной колонны (с учетом веса УБТ) 2,206 мн


п


Пример.9.6 Рассчитать одноразмерную бурильную колонну при
турбинном бурении для следующих исходных данных: rлубина
 3500
м; условия бурения
 нормальные; G==О,О26МН; pp==1300кr/M 3 ;
Qубт==0,117МН; lубт==75м; диаметр предыдущей обсадной колонны
 245
мм; рд+рт==6,0 МПа.
Решение. Выбираем по табл. 9.6 диаметр бурильных труб
 127


мм.


Принимаем бурильные трубы типа В, с толщиной стенки 9 мм (<5==9
мм), rpуппа прочности М.
Допускаемая растяrивающая наrpузка по формуле (9.58):


Q == 750.33.4 .10--4
 193 мн
р(9М) 1,3 ' .


Допускаемая rлубина спуска труб rpуппы прочности М (<5 == 9 мм)


( { 1300 )
4
193
115. 0117+0026 1


6.93 ,3 .10
, , , , 7850
lдоп9М
 ( )
 5990м.
. 115.0000305 1
 1300
" 7850


Как видно, допускаемая rлубина спуска труб из материала rpуппы
прочности М (<5 == 9 мм) HaмHoro больше rлубины скважины. Очевидно,


241




что трубы с такой rpуппой прочности выбраны нерационально. Необ

ходимо использовать трубы с меньшим пределом текучести.
Выбираем трубы rpуппы прочности Д (д == 9 мм).
Допускаемая растяrивающая наrpузка


Q
 380.0.00334
 098МН.
р(9Д) 1,3 '


Допускаемая шубина спуска


0,98
 1.15(0.1 17 + 0,026{ 1
 1300 )
 6. 93,3 .10

'\ 7850
lДОП(9Д) = ( ) = 2713м.
10
3 .115. О 305 1
 1300
" 7850


Выбираем вторую секцию: берем трубы той же rpуппы прочности
Д, но С д == 1 О мм.
Допускаемая растяrивающая наrpузка


Qр(lоД)==500'0,00367/1 ,3==0, 7МН.


Длина второй секции


1 1,7
 0,98 290 3
2(IOД)
 ( )
 ,М.
115.331.10
5 1
 1300
., 7850


Длина колонны
L==IДОП(9Д)+12(10дJ+lубт==2713+ 290,3+ 75==3078,3 м,


что меньше шубины скважины (3078,3<3500).
Следовательно, необходимо выбрать третью секцию. Берем трубы
rpуппы прочности К, д== 1 О мм.
Допускаемая растяrивающая наrpузка


Qр(lоК)==500'0,0О367/1,3==1,41 МНе
Длина третьей секции


242




1
 1,41
 1,07 1072м.
3(lOK)
 1J 5 . 33,1.1 0
5 .0,834


Принимаем длину третьей секции
lз==3500
(lдоп(9Д)+I2(lоД)+lубт)==3500
3078,3==421, 7м.


результаты
 расчетов сводим в табл. 9.11.


Таблица 9.11


Показатели Номе а секций снизу вверх
1 2 3
Толщина стенки трубы, мм 9 10 10
rруппа прочности материала Д Д к
труб
Интервал расположения секции, 7l2
33425 421,7
 712 0-421,7
м
Длина секции, м 2713 290,3 421,7
Вес 1 м трубы, Н/М 305 331 331
Вес секции, МИ 0,827 0,096 0,140
Примечание. Общий вес бурильной колонны 1,180 ми.


Список литературы.


1. Буровой инструмент для rеолоrоразведочных скважин. Спра

вочник /НИ.Корников, ННБухарев, А. Т.Киселев и др.Под ред.
НИ.Корнилов.М., Недра, 1990.
2. rанджумян Р.А. Практические расчеты
 в разведочном бурении.
2
e изд.перераб. И доп. М., Недра. 1986.
3. Зиненко В.П. Буровые машины и механизмы. Методическое
пособие по расчету бурильной колонны на прочность. М., мrr А. 2000.
4. Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных rазо

вых скважин. М., 1997.
5. Калинин A.r., Левицкий А.З., Мессер A.r., Соловьев Н.В.
Практическое руководство по технолоrии бурения скважин на жидкие и
raзообразные полезные ископаемые. тод ред. А.r.Калинина. М., He

дра, 2001.
6. Лачинян Л.А. Работа бурильной колонны. 2
e изд., перераб. И
ДОП. М., Недра 1992.
7. Михайлова НД. Техническое проектирование колонковоrо бу

рения. М.: Недра, 1985.


243




8. Расчет бурильных труб в rеолоrоразведочном бурении.
/Е.Ф.эпштейн, В.и.Мацейчик, И.и.Ивахнин, А. Ш. Асатурян. М., Недра.
1979.
9. Сароян А.К Теория и практика работы бурильной колонны. М.,
Недра, 1990.
10. Справочник по бурению rеолоrоразведочных скважин. Афа

насьев и.с., Блинов r.А.Пономарев п.п. и др-Л., ВИТР, 2000.
11. Трубы нефтяноrо сортамента: Справочник тод общ. ред. А.Е.
Сарояна.
 3
e изд., перераб. и доп.
 М.: Недра, 1987.
12. Файн r.M. Штамбурr В.Ф., Данелянц С.М. Нефтяные трубы из
леrкиx сплавов. М, Недра, 1990.


244




10. Расчет обсадных колонн


10.1 Наrрузки, действующие на обсадные трубы reолоrораз..
ведочноrосортамента


Обсадные колонны для крепления rеолоrоразведочных скважин
составляются из обсадных труб безниппельноrо и ниппелъноrо соедИ

нения по rOCT 6238
77 (табл.l0.l)


Таблица 10.1
Основные размеры обсадных труб при бурении на твердые полезные ископаемые


(rOCT 62З8
77)
Параметры Нормы
Ниппельное соединение
Наружный диаметр трубы и 73 89 108 127 146
ниппеля, мм
Толщина стенки трубы, мм 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0
Внyrpенний диаметр ниппеля, 62,0 78,0 95,5 114,5 134,5
мм
Наружный диаметр, мм:
наружной резьбы 68,5 84,5 103,0 122,0 141,0
внутренней резьбы 68,54 84,55 103,05 122,06 141,06
Внyrpенний диаметр резьбы, 67,0 83,0 101,5 120,5 139,5
мм
Длина трубы, мм 1500;3000;4500;6000
Масса 1 м трубы. кr 8,4 10,4 13,0 16,0 17,4
Безниппельное соединение
Наружный диаметр трубы, мм 34 44 57 73 89
Толщина стенки трубы, мм 3,0 3,5 4,5 5,0 5,0
Наружный диаметр, мм
наружной резьбы 31,6 42,0 54,0 69,5 85,5
внутренней резьбы 31,632 42,032 54,040 69,540 85,550
Внyrpенний диаметр резьбы, 30,1 40,5 52,5 68,0 84,0
мм
Длина трубы, мм 1500; 1500; 1500; 1500; 1500;
3000 3000 3000; 3000; 3000;
4500 4500; 4500;
6000 6000
Масса 1 м трубы. кr 3,0 4,0 5,2 8,4 10,4


245




На обсадные трубы в процессе спуска в их скважину, цементиро

вания и дальнейшеrо бурения действуют различные силы. Они вызы

ваются собственным весом обсадной колонны, боковым давлением rop

ных пород, внyrpенним давлением наrнетаемой жидкости в процессе
бурения, которые MOryт привести к изrибу труб, уменьшению их проч

ности, смятию или разрьmу. Поэтому при rлубоком бурении на твердые
полезные ископаемые следует проводить проверочный расчет прочно

сти колонны И устанавливать предельно допустимую rлубину ее спуска.
Максимальные растяrивающие напряжения возникают в опасном
сечении труб от действия собственноro веса колонны. Растяrивающие
усилия (в Н), проявляющиеся в подвешенной неподвижно на xOMyre
или клиньях колонне, которая заполнена и поrpужена в промывочную
жидкость, можно определить формуле


Р О . К = gqL(1
 Р / p,J, (10.1)
rдe q
 масса 1 м трубы, кr; L
 длина обсадной колонны. м; Р и РМ

плотности промывочной жидкости И материала труб, кr/M 3 .


Предельная rлубина спуска Lпр (в м) обсадных колонн определяет

ся расчетом на прочность в наиболее слабом сечении трубы из выраже

ния


Lпр = Роат /2gq(1
 р / pJ. (10.2)
Здесь РО
 опасное сечение трубы в нарезной части, м 2
РО =
 (d;'p
 d;.J; (10.3)
d и . р
 внутренний диаметр резьбы (рис. 10.1). м; d и . п
 внyrpенний
диаметр ниппеля, м (для без ниппельных труб будет внyrpенний диа

метр трубы d и ); а т
 предел текучести материала труб, Па.


с учетом коэффициента запаса прочности труб на растяжение
(Кз=I,5
.2)
L
 =Lпр / К З " (10.4)


Допустимая растяrивающая наrpузка (в н) на обсадные трубы MO

жет быть также определена по формуле:


Р р = Р(Рт / К З '


(10.5)


246




.
I
.
I
d..i
.
I
.
I
d..'1
.


Рис. 1 0.1
Схема ниппельноrо соединения обсадных труб.


Пример 10.1 Найти предельную шубину спуска обсадной колонны
(из стали rpуппы прочности д, О"т==372.10 6 Па) диаметром 89 мм с нип

пельным соединением в скважину, заполненную водой, и допустимую
растяrиваюшую наrpузку на обсадные трубы при извлечении из cквa

жины.
Решение . Из табл. 10.1 находим: внyrpенний диаметр резьбы
dв.р==83'10
ЗМ и внyrpенний диаметр ниппеля dв.н==78'10
Зм.
Torдa по формуле (10.3)
РО == 3.14 [{83 '10
3}
 {78.10
3}]== 628.10
 м 2 .
4


Из уравнения (10.2) получим
L == 628-10...(; -372.106
 13115м
пр 2.9,81.10,4. (1
 1000/7850 ) "
rде q==10,4 кт/м (см.табл. 10.1).
Принимая К з ==2, из уравнения (10.5) получаем


Pp==628.10
6.372.106/2==11,6'104н.


247




10.2. Расчет обсадных колонн, составленных из труб нефтя

Horo сортамента


Характеристика обсадных труб нефтяноrо сортамента по rOCT
632
80
(с треуrольной резьбой (короткой и удлиненной У), с трапецеи

дальной резьбой (ОТТМ и OТIT), безмуфтовых труб с трапецеидальной
резьбой (ОТТМ и OTTr) и безмуфтовых труб с трапецеидальной резь

бой ТБО в двух исполнениях (А и Б), отличающихея точностью и каче

ством, можно найти из табл.8.1
8.5 справочника [11].
Рекомендации по выбору типа обсадных труб в соответствии с yc

ловиями В скважине приведены на основании Инструкции по расчету
обсадных колонн для нефтяных и rазовых скважин, 1997 r. [4].
В интервалах, rде обсадная колонна формируется по расчету на
смятие, при выборе предпочтение отдается трубам из сталей низкой
rpуппы прочности с максимальной толщиной стенки. Трубы с резьбой
треyrольноrо профиля по rOCT 632
80 MOryт использоваться при
внешнем избыточном давлении до 15 МПа в rазовых средах и до 20
МПа в жидких средах при условии уплотнения резьб лентой ФУМ.
Трубы с оцинкованной резьбой рекомендуется использовать только в
жидких средах на rлубине до 1500 м и при давлении до 1 О МПа.
В интервалах, представленных высокопластичными породами (Ka

менная соль), предпочтение отдается трубам с максимальной толщиной
стенки либо импортным трубам с повышенным сопротивлением смя

НПО.
для интервалов, rде трубы выбираются по условию прочности на
растяжение, а также в интервалах с интенсивностью искривления более
1,50 ни 1 О м рекомендуется применятъ трубы с трапецеидальной резь

бой.
Обсадные трубы резьбовоrо соединения диаметром 351; 377 и 426
мм и электросварные трубы диаметром 473 мм допускаются к исполь

зованию В качестве направлений и кондукторов. для промежуточных
колонн, кондукторов и направлений без установки противовыбросовоrо
оборудования (ПО) рекомендуются трубы с треyrольной резьбой или
трубы ОТТМ на смазке P
2 или Р402, допускается применение rpафи

товой смазки по rOCT 3333
80. для всех секций эксплуатационной и
промежуточных колонн и кондукторов, на которых устанавливается ПО
(в интервале от устья до отметки на 150 м ниже уровня цемента за KO

лонной, но не менее 500 м от устья), трубы выбираются по табл.9.1
справочноrо пособия [7]. для остальной части обсадной колонны дo



248




пускается использование труб с треyrольной резьбой и труб ОТТМ со
смазкой P
2 или Р402.
В интервалах с повышенной интенсивностью протирания обсаk
ных колонн следует применять трубы с максимальной толщиной cтeH

КИе В подобных условиях MOryт также применяться сменные обсадные
колонны или колонны из труб сталей rpупп прочности М И выше отече

ственноrо производства или из импортных труб rpуппы прочности N
80
И выше.
В продуктивной зоне rеотермальных скважин толщина стенок об

саднЫХ труб принимается в пределах 9
10 мм [3].
При выборе обсадных труб с треуrольной резьбой надо учитывать,
что они MOryт иметь удлиненную и короткую резьбы, кроме Toro, rOCT
632
80 предусматривает два исполнения труб
 А и Б, различающихея
требованиями по качеству изrотовления (для исполнения А требования
по точности соблюдения размеров более жесткие).


10.2.1. Расчет ЭКСIШvатационной колонны. Расчет обсадной колонны
сводится к определению расчетных наrpузок и их распределения по
длине колонны, выявлению наиболее опасной из расчетных наrpузок в
рассматриваемом сечении колонны и к подбору труб, соответствующих
заданным значениям коэффициента запаса прочности, для КОМIШекто--
вания секций обсадной колонны.
Условия наrpужения обсадной колонны зависят от rлубины ее
спуска, сложности строения rеолоrическоrо разреза, назначения cквa

жины и назначения колонны.
Вьщеляются три расчетные наrpузки:
наружное избыточное давление смятия;
осевая наrpузка растяжения от собственноrо веса колонны;
внутреннее избыточное давление.
Поскольку условия наrpужения обсадной колонны в скважине
весьма разнообразны, инструкцией [4] реrламентированы правила оп

ределения расчетных наrpузок.
При расчетах обсадных колонн, спущенных в нефтяную добы

вающую скважину, наиболее часто применяется схема 1 (рис.lО.2), для
разведочных нефтяных скважин обсадные колонны рассчитывают с
использованием схемы II, а для rазовых скважин
 схема II!.


249




1 Д а'
=:::: "',..:" =::::
'" '"
'"


 nJ#"'w1


н "'", '"
"'", '"
'" '"
"'", '"
'" в'
11 Д а'
..... '"
'"
"'", '"
'" '"
'"
'" '"
н '" '" '"
'" '"
'"
'" '" '"
..... б'
/11 Д tl'
'" '"
'"
'" '"
'"
'" '" '"
н "',..:"
'" '"
'"
"'", '"
'" '"
'"
'" б'


«


'" '"
'"
"'...., '"
'" z


....,...., '"
"''''.....
...., «


Б (1'


...:
 - ...
-<...,:"'.
!
i"""
'


.;.. .."
...:
 -..


.. .....
......
 '. I
.."
 . ,
" .:'0.


r':
 l
1 1....."'''1 з 1:..:'=J 4


Рис. 10.2. Расчетные схемы при npoeKrnpo

вании обсадной колонны для скважин добы

вающей нефтяной (1), разведочной (п) и
добывающей raзовой (III): А, Б
 в исходном
сосroянии и на завершающем этапе cooтвeт

ственно; 1
 буровой раствор за колонной; 2

 цементный pacтвop
KaMeHЬ; 3
 жидкость в
колонне; 4
 raз в колонне


250


Значение внутренних давле

ний максимально в период ввода
скважины в эксплуатацию или
при опрессовке колонны (пози

ции А расчетных схем). Наруж

ные избыточные давления, rлав

ным образом, проявляются на
стадии окончания эксплуатации
скважины (позиции Б расчетных
схем). За счет этих давлений MO

жет произойти разрыв колонны
или ее смятие.
Кроме Toro, на рис. 1 0.2 точ

ка а,б,в,2
 это характерные точ

ки, в которых определяют избы

точные наружные давления на
стадии окончания эксплуатации,
а точки а',б',в'
 характерные точ

ки, в которых находят BHyтpeH

ние избыточные давления при
испытании колонны на repMe

тичность или при вводе в экс

плуатацию.
Нарvжное избыточное лав

лени е на колонну определяется
как разность между наружным РН
и внyrpенним РВ давлениями


Pн..H==PH
 РВ,
(10.6)


при их наиболее неблаr

приятном сочетании, Т.е. в тех
условиях, коrда одновременно
наружное давление достиraет
максимальной величины, а BHyr

реннее
 минимальной.




Прежде чем приступить к расчету наружноrо давления и построе

нию эпюры ero распределения по колонне, необходимо проанализиро

ватЬ положение колонны и особенности rеолоrическоrо разреза в OT

крытом стволе, перекрываемом данной колонной и выделить xapaктep

ные интервалы и отметки шубины. Таковыми являются отметки BЫCO

ты подъема цемента за колонной и шубины спуска предыдущей обсаk
ной колонны, интервалы пластов с АВПД, интервалы залеraния BЫCO

копластичных пород (например, соленосная толща). Затем приступают
к расчету наружноrо давления.
В соответствии с требованиями инструкции, оно рассчитывается
по следующим правилам:в незацементированном интервале (в интерва

ле, перекрытом предьщущей обсадной колонной, или в открытом стволе
при отсутствии зон АВПД и высокопластичных пород) по плотности
жидкости Рж за колонной


рн==ржgz, (10.7)
(z
 координата шубины по вертикали, м; g
 ускорение силы тяже

сти, M/c 2 );
при цементировании на момент окончания продавливания цeMeнт

Horo раствора наружное давление рассчитывают по высоте столба жид

костей за колонной с учетом их плотностей)


Рн==Ржg).1+рц.рg(z
h) (10.8)
(h
 шубина до цемента за колонной; Рц.р
 плотность цементноro
раствора), но при этом значение наружноrо давления в любом случае не
может быть ниже давления столба минерализованной воды с плотно

стью 1100 кr/M 3 ;
в зацементированной части колонны после ОЗЦ по плотности ми

нерализованной воды рж==1100 кr/M 3 ;
в интервале, перекрытом предыдущей колонной, в зацементиро

ванной зоне наружное давление после ОЗЦ определяется по rидроста

тическому давлению составноro столба жидкости (до цемента по плот

ности жидкости за колонной и ниже по плотности минерализованной
воды или по фактической плотности жидкости затворения цементноrо
раствора)


Рн== Ржg).1+ 1100g(z
h); (10.9)
при наличии за колонной интервалов с АВПД наружное давление
принимается равным пластовому Рн==Рпл, причем IШастовое давление в
пластах толщиной до 200 м принимают постоянным:


251




Рnл==Ркр +Рпод2 (10.1 О)
(ркр и РПОД
 пластовое давление соответственно в кровле и подошве
пласта), а в пластах толщиной свыше 200 м распределение давления
между кровлей и подошвой принимают по линейному закону. Интервал
действия пластовоrо давления распространяют за пределы подошвы и
кровли пласта на 50 м;
в интервале залеrания склонных к пластическим деформациям rop

ных пород наружное давление рассчитывают по средней плотности rop

ных пород в массиве Рr.п:


рн==р
пgz, (10.11)
и это давление распространяют на 50 м по обе стороны за пределы
интервала.
По давлению в характерных точках и интервалах строится эпюра
наружноrо давления. В промежyrках между пластами с АВПД и зонами
высокопластичных пород изменение наружноrо давления принимается
по линейному закону.
При определении наружноrо избыточноrо давления внyrpеннее
давление в колонне рассчитывают по давлению столба жидкости в
скважине при самом низком положении ее уровня:


Pвz==Pнz
 Ржg(z
 h ж ),
rде h ж
 уровень жидкости в скважине.


(10.12)


в raзовой скважине за BнyrpeHHee давление принимают наимень

шее устьевое и забойное давления в момент завершения эксплуатации,
причем ero распределение по колонне между забоем и устьем считают
линейным.
В блаrоприятных rеолоrических условиях (коэффициент аномаль

ности пластовоrо давления ka:51, 1, отсyrствие в разрезе высокопластич

ных пород) при расчете эксплуатационных колонн в зацементирован

ной зоне должно учитываться разrpужающее действие цементноro
кольца. Наружное избыточное давление в таком случае определяется по
формуле


Рн.иz ==lРц.р(Z
h)+Рб.рh
рж(Z
hж}
(I
k), (10.13)
rдe h
 rлубина до уровня цемента в скважине за колонной; Рж, Рб.р

плотность соответственно в колонне и буровоrо раствора за колонной; k

 коэффициент разrpузки.
Значения коэффициента разrpузки k приведеныI ниже.


252




Диаметр обсадной
колонны, мм
Значения коэффициен

Tak
Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточ

ное давление:
для интервала продуктивноrо пласта k з ==I--=--I,3;
для остальной части k з ==l.
При выборе труб критическое давление смятия должно быть CKOp

ректировано для всех секций, начиная со второй снизу, по формуле


114,3

177,8
0,25


193, 7

244,5
0,30


273,0

323,7
0,35



340


0,40


Р:,
 р .,(1
о.з ;). (10.14)
rдe Р
 растяrивающая наrpузка от веса расположенных ниже труб (без
учета архимедовых сил); Ру
 осевая наrpузка растяжения, при которой
напряжения в теле трубы достиrают предела текучести.
Осевая наrpузка растяжения от собственноrо веса рассчитывается
по весу расположенных ниже секций без учета архимедовых сил:


р; =т 1 g1 1 +т 2 g1 2 +...+тHg/ HJ (10.15)
rде P i
 наrpузка растяжения на нижнем конце i
й секции, Н; т}'....., тi
}

 масса 1 м трубы соответствующей секции, кr; I},..., li
l
 длина COOTBeт

ствующей секции, м.


Допустимая наrpузка растяжения принимается следующей:
для труб с треуrольной резьбой по страrивающей наrpузке с уче

том коэффициента запаса (табл.l0.2)


Таблица 10.2
Коэффициент запаса прочности при расчете на растяжение эксплуатационных колонн с


треуrольнойрезьбой
Диаметр колонны, мм Длина колонны, м Запас прочноcrи в Bep

тикальной скважине
114,3
168,3
зооо 1,15
>3000 1,3
177,8
219,1
1500 1,3
>1500 1,45


[Р]==Рстр/k з ;


(10.16)


253




для труб с трапецеидальной резьбой исполнения А коэффициент
запаса k з == 1,75 от наrpузки, при которой напряжения в теле трубы дoc

тиrают предела текучести ау, для труб С трапецеидальной резьбой ис

полнения Б k з ==1,8.
Внутреннее избыточное давление определяется по разности между
внутренним и наружным давлениями для одноrо и Toro же момента Bpe

мени


Рв.и==Рв
 Ри.


(10.17)


Порядок расчета наружноrо давления был рассмотрен выше.
За расчетное внутреннее давление принимается ero максимальное
значение, которое может возникнуть при вскрытии продуктивноro пла

ста с АВПД, при опрессовке обсадной колонны или при проведении
мероприятий по повышению нефтеraзоотдачи пластов (rидроразрыв,
кислотная обработка и пр.).
Внутреннее давление рассчитывают следующим образом:
1) в нефтяной скважине при закрытом устье в момент вскрытия
продуктивноrо пласта


P ez == Рпл
 ржg{Н nл
 z) (10.18)
(Н ПЛ
 rлубина кровли пласта с давлением Рпл; рж
 плотность нефти
ИЛИ плотность пластовоrо флюида в пластовых условиях, если давление
насьпцения нефти rазом ниже давления на устье);


2) если предусмотрена обработка продуктивноrо пласта с создани

ем репрессии на пласт ДР (ее значение задается rеолоrической служ

бой), то при расчете BнyтpeHHero давления величина!lp прибавляется к
пластовому давлению;


З) при испытании обсадной колонны на rерметичность в один при

ем без пакера внутреннее давление рассчитывается, если Рв.у.>Роп, по
формуле


рвz==I,lрв.у+ржgz (10.19)
(рв.у
 внутреннее давление на устье) и, если Рв.у.>Роп, по формуле


Рвz==Роп + p..gz (10.20)
(роп
 рекомендуемое минимальное давление опрессовки обсадной
колонны (табл.IО.З);
254




4) в хорошо освоенных районах BнyrpeHHee давление рассчитыва

ется по фактическому давлению на устье скважины.


т а б л и ц а 10.3
Рекомендуемые значения минимальноrо давления опрессовки при испытании обсадных


колонн на re рметичностъ
Диаметр обсад
 Давление опрес
 Диаметр обсад
 Давление опрес

ной колонны, ММ совки, МПа ной колонны, ММ совки, МПа
114,3
127,0 15,0 219,1
244,5 9,0
139,7
146,1 12,5 273,1
351,0 7,5
168,3 11,5 377,0
508 6,5
177,8
 193, 7 9,5


Внутреннее давление особенно опасно в rазовых скважинах. При
закрытом превенторе повышение BнyтpeHHero давления может привес

ти к разрыву обсадной колонны в ее приустьевой части.
Распределение давления по стволу rазовой скважины при закры

том устье рассчитывается по формуле


рвz==рпл/ еS ,


(10.21)


rде РПЛ
 пластовое давление в rазовом пласте;


s
 0,03415р(Н
z) ,
тт ср


(10.22)


rде р
 относительная плотность природноrо raза по воздуху, для пер

BbIX скважин можно принять р; H
 rлубина залеrания rазовоrо пласта,
м; т
 коэффициент сверхсжимаемости rаза, Тер
 средняя абсолютная
температура по скважине, К..
В rазонефтяных и rазовых скважинах, rде при закрытом устье под
rазом в скважине образуется столб нефти, в интервале, заполненном
нефтью, внутреннее давление определяют по пластовому с учетом ero
снижения за счет давления столба нефти, а в части, заполненной rазом,

 по давлению на rpанице с нефтью с учетом ero снижения к устью по
закону PB==Pь/e s , rде рь
 давление У rpаницы с нефтью.
При rлубине Н5:.1000 м и пластовом давлении в rазовой залежи не
свыше 1 О МПа, а также при пластовом давлении не свыше 4 МПа и лю



к
 термодинамическая темпера1)'ра К=ОС +273,15


255




бой rлубине скважины допускается принимать внутреннее давление по
всей скважине равным пластовому.


Внутреннее избыточное давление определяется как разность BHYТ

peHHero и наружноrо давлений
Ри.в:=Рв
 Рн.. (10.23)


Допустимое значение BHyтpeHHero давления определяется по фор

муле
[Рв]==Рв.кplk з , (10.24)


rде Рв.кр
 внyrpеннее критическое давление, значения Koтoporo нахо--
дятся по таблице 9.8 справочноrо пособия [7]; k3
 коэффициент запаса
прочности.


Коэффициент запаса прочности при расчете на
избыточное внутреннее давление.


Диаметр труб, мм
Исполнение А
Исполнение Б


114,3
219,1
1,15
1,15


>219,1
1,15
1,45


Устьевую часть обсадной колонны приходится также проверять по
давлеюпо, которое создастся при ее опрессовке. При опрессовке давле

ние должно превышать ожидаемое давление на устье в 1,1 раза или, по
крайней мере, быть не ниже рекомендуемоrо давления опрессовки
(см.табл.l0.3).
Порядок расчета эксплуатационной колонны на прочностъ сле

дующий.
По расчетным данным о наружных и внyrpенних давлениях по xa

рактерным точкам строятся эпюры избыточных давлений наружноrо и
BHyrpeHHero. В качестве характерных точек для построения эпюры при

нимают уровни жидкости в колонне и цементноrо раствора за колон

ной, положение башмака предьщущей обсадной колонны, отметки
кровли и подошвы зон АВПД и интервалов высокопластичных пород,
перекрываемых эксплуатационной колонной. Изменение избыточных
давлений между указанными точками, как правило, принимается ли

нейным. Исключение составляют пласты с АВПД толщиной до 200 м,
ДЛЯ КОТОРЫХ давление принимается постоянным по толщине пласта, и


256




BHyrpeHHee давление в скважине, заполненной rазом, рассчитываемое
по формуле Pz==P rule s .
При расчете обсадной колонны наружное и внутреннее избыточ

ные давления в любом ее сечении определяются по соответствующим
эmoрам.
Значения критических давлений, растяrивающих и страrивающих
наrpузок для соединений обсадных труб, допустимые растяrивающие
наrpузки можно найти в табл. 9
14
9.15 [7].
Действующей инструкцией [4] определен следующий порядок pac

чета обсадной колонны:
расчет начинают с самой нижней секции, по наружному избыточ

ному давленmo, для нее подбираются трубы с р
kзрн.и) [де РН.И)
 Ha

ружное избыточное давление на нижней отметке обсадной колонны;
затем нижнюю секцmo проверяют на внутреннее избыточное дaB

ление, и если коэффициент запаса прочности на внутреннее давление
окажется ниже решаментированноrо, трубы подбираются по BHyrpeH

нему избыточному давленmo, но следует заметить, что, как правило, в
нижней части колонны внутреннее давление оказывается в значитель

ной степени уравновешено наружным;
для комплектования 2
й секции выбирают трубы с показателем Ha

ружноro критическоrо давления Р2кр ниже, чем для первой секции, и с
учетом коэффициента запаса прочности Рн.и2'Sp2кр1k з определяют воз

можную rлубину h 2 спуска 2
й секции;
вычисляют длину l
й секции I)==H
 h 2 и определяют ее вес
P)==m)g/), rде т)
 масса 1 м трубы;
с учетом веса 1
й секции критическое давление смятия труб 2
й
секции пересчитывается по формуле Р;кр == P 2кp ( 1
 о.з.в... ) , [де Р 2т


T
растяrивающая наrpузка по табл. 9.7[7], и по величине р' 2кр уточняется
допустимая шубина спуска 2
й секции h'2 и соответственно корректиру

ется длина 1
й секции 1; == Н
 h;.,-
проводят проверку труб 2
й секции на BHyrpeHHee избыточное дaB

ление;
подобным образом производят расчет последующих секций обсад

ной колонны и одновременно подсчитывают суммарный вес секций;
коrда он превысит допустимую наrpузку растяжения для последующей
секции, длину предьщущей секции следует пересчитать по допустимой


257




т
l
m [pJ
 Lqj
наrpузке растяжения, Т.е. при L qj > [Pm+1l имеем 1т ' rде
j
l тmg
[Р т ] и [РТ+l]
 допустимые наrpузки растяжения соответственно для труб
т
 й и (т+l) секций;
одновременно производится проверка секций на внутреннее дaB

ление;
длины вышерасположенных секций определяют по расчету на pac

тяжение. Поскольку вес колонны возрастает, для верхних секций под

бирают все более прочные трубы.
Расчет продолжают до тех пор, пока суммарная длина всех секций
не превысит шубины спуска колонны; в этом случае длина самой Bepx

п
I
ней секции корректируется по шубине скважины I
 ==Н
 Llj.
j
l


Пример 10.2 Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной
скважины.
Исходные данные. Скважина вертикальная добывающая, диаметр
обсадной колонны d== 146,1 мм, диаметр ствола скважины [)=; 190,5 мм,
шубина спуска колонны h u ==2300 м; плотность цементноrо раствора
рц==1850 кr/M 3 ; rлубина спуска промежуточной колонны hпр==250Ом; ин

тервал продуктивноrо пласта 3300
3380 м; коэффициент аномальности
пластовоrо давления в продуктивном пласте k a ==I,35; плотность пласто--
BOro флюида (в период ввода в эксплуатацию) рпл==860кr/м 3 ; плотность
жидкости, поступающей в скважину в конце эксплуатации, рфл==950
Kr/M 3 ; снижение уровня в колонне в конце эксплуатации h k ==2400 м.
Сведения о проницаемом пласте: интервал положения пласта 2900

3100 м; коэффициент аномальности проницаемоrо пласта ka== 1 ,17; ИН

деке давления пошощения проницаемоrо пласта Rп==1,6; плотность жид

кости в колонне при ее испытании на rерметичностъ роп.ж==1420 кr/м З .
Решение. Расчет наружноrо давления.
На шубине 2300 м около цемента:
Р2300 == Рб.рgh ц ==] 420.9,8.2300.1 O
 == 32,0 МПа;
на rлубине 2500 м
Р2500 == Р2300 + 11 00g(2500
 2300).1 O
 == 32,0 + 2,2 == 34,2 МПа;
на rлубине 2900 м в кровле проницаемоrо пласта
Р29О() == Р2500 + 1l00.9,8(2900
 2500).10
 == 34,2 + 43 == 38,5МПа.


258




в интервале проницаемоrо пласта с k a ==I,17:
давление у кровли
Ркр == kaPBghкp == 1.1 7.1000.9,8.2900.1 o
 == 333 МПа;


давление У подошвы
Рпод ==kарвghпод ==1,17.1000.9,8.3100.10
 ==35,5 МПа.
Так как толщина проницаемоrо пласта не превышает 200 м, в ин

тервале 2900
 3100 м наружное давление принимается постоянным и
равным среднеарифметическому
Рпр == (33,3 + 35,5)/2 == 34.4 МПа.
На шубине 3100 м под проницаемым пластом
РЗ1О0 == Р2900 + 1100.9,8(31 00
 2900).1 o
 == 38.5 + 2,2 == 40,7 МПа.
Так как давление против проницаемоrо пласта оказывается ниже
давления в цементном камне против подошвы и кровли, при построе

нии эпюры наружноrо избьпочноrо давления влияние проницаемоrо
пласта можно не учитывать.
На шубине 3300 м над продуктивным пластом
Рззоо == Р3100 + 1100. 9,8(3300
 3100).1 o
 == 40,7+ 2,2 == 42,9 МПа .


На rлубине 3300 м в продуктивном пласте
Рззоо == kаРвghкр.под == 1,35 .1000.9,8.3300.10
 == 43,7 МПа.


На rлубине 3380 м в продуктивном пласте
Рззоо == kаРвghпод.прод == 1,35 .1000.9,8. 3380.10
 == 44,7 МПа.
Так как толщина продуктивноrо пласта менее 200 м, давление в
нем принимается ПОСТОЯННЫМ и равным среднеарифметическому
Рпрод==(43,7+44,7)12==44,2 МПа. Это давление распространяется на 50 м
выше кровли продуктивноrо пласта, Т.е. до шубины 3250 м.
Давление на отметке 3250 м в цементном камне
Р3250 == Р2900 + 1100.9,8(3250
 2900).10
 == 38,5 + 3,8 ==42.3 МПа.
По рассчитанным величинам строится эпюра наружноrо давления
на эксплуатационную колонну (рис. 10.3).


Расчет BнvтpeHHero давления в колонне.
Давление на устье:
в период ввода в эксплуатацmo


259




Ру == Рпр.3300
 РfUlghкр.пр == 43,7
860. 9,8. 3300 .10
 == 43,7
 27,8 == 15,9 МПа;


при опрессовке колонныроп==I,I.15,9==17,5 МПа
 это давление при

нимается в качестве расчетноrо, так как оно превышает минимальное
рекомендуемое давление опрессовки роп==12,5 МПа для обсадных ко--
лонн диаметром 146,1 мм (см.табл 10.3).
Минимальное давление у башмака колонны в период ввода в экс

плуатацию


Р3400 == pfUlgh == 860.9,8. 3400.10
 == 28,7 МПа.


Давление у башмака колонны
в период опрессовки


Р3400 == Роп + Рб.рgh == 17,5 + 1420.9,8.3400.10
 == 17,5 + 47,3 == 64,8 МПа;


в конце эксплуатации


P
 == рф.лg(h
hk)== 950.9,8(3400
 2400).10
 == 9,3 МПа.


По рассчитанным величинам строятся эпюры BнyrpeHHero давле

ния во время опрессовки колонны и в конце эксплуатации.
Построение эпюры нарvжноrо избыточноrо давления.
Эпюра наружноrо избыточноrо давления С1роится для самых He

блаroприятных условий наrpужения, т.е. на заключительном этапе экс

плуатации, коrда вследствие снижения уровня жидкости в колонне
Bнyrpeннee противодавление становится минимальным. Так как при
снижении уровня жидкости в колонне она опорожняется до rлубины
2400 м, то в интервале от устья до шубины 2400 м эпюра наружноrо
избыточноrо давления аналоrична эпюре наружноrо давления:
на шубине 2300 м
Рн.и == 32,0 МПа;
на шубине 2400 м


Рн.н == 32,0+ 1100 .9,8(2400
 2300).10
 == 32,0+ 1,1 == 33,1 МПа;


на шубине 3250 м


260




рн.н==32,0+ 1100.9,8(3250
2300)-1 O

 950.9,8(3250
2400)'1O--6==32,0+ 1 0,2

7,9==34,3 МПа;


на rлубине 3400 м


рн.н==32,0+ 1100.9,8(3400
2300)
950'1O--6(3400
2400)'1O--6==32,0+ 11,9
9,3==
== 34,6 МПа.


По разностям наружноrо и BHyтpeHHero давлений в характерных
точках строится эmoра наружноrо избыточноrо давления (см.рис.l0.3),
которая затем используется при расчете эксплуатационной колонны.
ПОСтРоение эmoоы BнvmeHHero избыточноrо давления.
для построения эпюры BHyтpeHHero избыточноrо давления исход

ной является эmoра наружноrо давления, и для сопоставления подби

раются условия наrpужения колонны, при которых внутреннее давле

ине будет максимальным. Как видим, в рассматриваемом примере MaK

симальное давление в колонне возникает 80 время ее опрессовки. При

нимается, что внутреннее давление в колонне равномерно увеличивает

ся от 17,5 МПа на устье до 64,8 МПа у башмака.
Приведем некоторые расчетные значения внутреннеrо избыточно--
ro давления в характерных точках:
на устье РВ.Н== 17,5 МПа;
на rлубине 2300 м


Рв.н==Ру+ 1420'9,8'2300.10--6
32,0==17,5+32,0
32,0==17,5 МПа;


на rлубине 3250 м


Рв.н==Ру + 1420'9,8' 3250.1 O

32,0
 11 OO'9,8(3250
2300).IO--6==17 ,5+45,2
32,0

10,2== ==20,5 МПа;
на rлубине 3250 м (под влиянием продуктивноrо пласта)
рв.н==17,5+45,244,2==18,5 МПа;
на rлубине 3400 м


Рв.н==Ру + 1420'9,8' 3400'10--644,2== 17,5+47,3--44,2==20,6 МПа.


Эmoра BнyrpeHHero избыточноrо давления представлена на
рис. 1 0.3


261




о


10


20
I


30


40 р, 1\fПа


1000


"


2000


3000


Н,М


81 82 8з 84


Рис. 10.3.
Эпюра наrpужения эксплуатационной колонны, к примеру, 10.2
1,2,3
 наружное, внутренне и избыточное наружное давление соответственно;
4
 избыточное BHyrpeHHee давление (прн опрессовке колонны)


Выбор типа обсадных тРуб для комплектования обсадной колонны
и rерметИЗиРvющеrо материала.
Поскольку некоторые показатели прочности обсадных труб (Ha

пример, при расчете на растяжение) зависят от типа резьбовоrо соеди

нения труб, прежде чем приступить к расчerу производится выбор об

садных труб. В соотвerствии с табл.9.1[7] для эксплуатационных ко--
лонн диаметром до 219,1 мм, работающих в жидкой среде при избыточ

ном внyrpеннем давлении в пределах 1 o
 30 МПа, рекомендуются об

садные трубы с треуrольной резьбой и уплотнением ФУМ или трубы с
трапецеидальной резьбой типа ОТТМ. Выбираем обсадные трубы с
треyrольной резьбой. Треyrольная резьба может быть короткой и удли

ненной. Учитьmая, что эксплуатационная колонна проектируется для
rлубокой скважины, принимаем удлиненную резьбу.


262




Проектирование ЭКСIШvатационной колонны .
Расчет обсадной колонны ведется от ее нижнеrо конца. В нижней
частИ наибольшее наrpужение колонны возникает от избыточноrо Ha

ружноrо давления, поэтому оно и принимается, прежде Bcero, во вни

мание.
Коэффициент запаса прочности на смятие в интервале продуктив

Horo IШаста принимается в пределах kз==l,О
l,З в зависимости от устой

чивости коллектора. Примем k з ==1,2. Тоща критическое давление об

садных труб, приroдных для КОМIШектования нижней секции в интерва

ле 3250
3400 м, должно быть РI<p
1,2.З4,6==41,5 МПа. Этому давлению
соответствуют трубы из стали rpуппы прочности Д С толщиной стенки
10,7 мм, Ркр==4З,7 МПа (см.табл.9.5 [7]), внутреннее избыточное давле

ние рв_и==48,6 МПа (см.табл.9.8[7]). Оно значительно превышает факти

ческое внутреннее избыточное давление рв.и==20,6 МПа.


Длина l
й секции 11==3400
3250==15Oм.


Вес l
й секции PI==0,360'150==54Iill (см.табл. 9.14)[7].
на отметке 3250 м выше 1
й секции рв.и==34,3МПа.
При коэффициенте запаса k з ==1 для второй секции выбираем трубы
с Ркр==34,3 МПа. Этому давлению соответствуют трубы из стали rpуппы
прочности Д С толщиной стенки 9,5 мм, Ркр==37,1 МПа (см.табл. 9.5 [7]),
рв==43,1 МПа.
Скорректированное критическое давление для труб 2
й секции


p
 = Pкp ( I
0,3
 ) = 37,1 ( 1
0,3
 ) =36,7 МПа,
Р2т 1548


[де Р2т==1548 кн по таБЛ.9.7 [7].


Так как 36,7 МПа > 34,4 МПа , трубы из стали rpуппы прочности
Д С толщиной стенки 9,5 мм подходят для 2
й секции.


для 3
й секции принимаем трубы из стали rpуппы прочности Д С
толщиной стенки 8,5 мм, pl<p==31,4 МПа (см таБЛ.9.5 [7]), рв==38,6 МПа
(см.табл.9.8 [7]). Эти трубы в соответствии с эпюрой наружноrо избы

точноrо давления можно применять выше отметки 2250 м.
Длина 2
й секции 12==3250
2250==1000M.
Вес 2
й секции Р2==0,32З'1000==323 кн (см.табл.9.14[7]).


263




Суммарный вес двух секций Р 1
2 == 54 + 323 == 377 кН.
Скорректированное критическое давление смятия для труб 3
й ceK



ции


p
 == Ркр ( 1
 0,3 Pl
2 ) == 31,А( 1
 0,3 377 ) == 28,8 МПа,
Р зт \. 1392


rде Р зт ==1392кН по табл.9.7[7]
Скорректированная rлубина спуска 3
й секции по эпюре


h 'з==2070м.


Скорректированная дина 2
й секции
1'2==3250
2070==1180M.


Вес 2
й секции P'2==0,323'1180==381,lIill.
Суммарный вес двух секций Pl
2==54+381,1==435,IIill.
для 4
й секции принимаем трубы из стали rpуппы прочности Д С
толщиной стенки 7,7 мм, Ркр==26,7 МПа (табл.9.5 [7]), рв.н==35,0 (см.табл.
9.5 [7]), Р с1р ==794кН (см.табл.9.9 [7]).
Ceкцmo 4 можно использовать выше отметки h 4 ==199Oм.
Длина 3
й секции lз==2070
 1900== 170м.
Вес 3
й секции Р з ==О,292'170==49,6кН (см.табл.9.14 [7]).
Суммарный вес трех секций Рl
з==435,1+49,6==484,7кН.
Скорректированное критическое давление смятия для 4
й секции


p
 == Ркр ( 1
0,3 Р Н ) == 26,7 ( 1
0,3 484,7 ) == 23,6МПа,
Р 4 1: 1274


rде Р 4т ==1274кН по табл.9.7[7].


Скорректированная rлубина спуска 4
й секции
h '4== 1700м.


Скорректированная длина 3
й секции
l'з==2070
 1700==3 70м.
Вес 3
й секции Р з ==0,292'370==108,ОкН (см.табл.9.14[7]).
Суммарный вес трех секций Рl
з==435,1+ 108,0==543,IIill.


264




Страrивающая наrpузка для труб 4
й секции Р стр ==823кН, допусти

мая наrpузка растяжения [Р]==Р с тplk з ==823/1,3==633,ОкН.
Трубы из стали rpуппы прочности Д С толщиной стенки 7,7 мм
приrодны для комплектования 4--й секции.
для 5
й секuии примем трубы из стали Д с ТОЛЩИНОЙ стенки 7 мм,
Ркр==22,4 МПа (см.табл. 9.5 [7]),рвн==31,8 МПа (см.табл.9.8 [7]).
В соответствии с эmoрой наружноrо избыточноrо давления 5
я
секция может быть спущена на rлубину h 5 == 1600м.
Длина 4
й секции /4== 1700
 1600== 100м.
Вес 4
й секции Р 4 ==0,245'100==24,5кН (см.табл.9.15 [7]).
Суммарный вес четырех секций P I4 ==543, 1 +24, 5==567, 6кН.
Скорректированное критическое давление смятия для труб 5
й ceK



ции


, == ( 1
о.з PI
4 ) == 224 ( 1
 О 3 567,6 ) == 191 МПа
Ркр Ркр Р , , 1156 ' ,
5т


[де P 5T ==1l56Iill по табл.9.7. [7].


Скорректированная rлубина спуска 5
й секции h'5==1370M.
Скорректированная длина 4
й секции
'4==1700
137O==330M.
Скорректированный вес 4--й секции
р' 4==0,245' 330==80,9кН.
Суммарный вес четырех секций Р 1 4==543 , 1 +80,9==624,ОКН.
для труб 4
й секции из стали rpуппы прочности Д С толщиной
стенки 7,7 мм допускаемая наrpузка растяжения [P 4 ]==823/l,3==633,0, для
труб 5
й секции из стали rpуппы прочности Д С толщиной стенки 7,0 мм
допускаемая наrpузка растяжения [Р 5 ]==735/1,3==565,4кН.
на основании сопоставления допустимой наrpузки с весом четы

рех секций P I4 ==624,OIill можно установить, что трубы 5
й секции не
приrодны для использования, кроме Toro, начиная с 4
й секции расчет
колонны надо вести по наrpузке растяжения.
Скорректированная длина 4
й секции


/

 [P4]
PH
 633,O
543,1
 337M.
q4 0,267


Вес 4
й секuии Р 4 ==0,267'337==90кН.


265




Суммарный вес четырех секций Р I4 ==543,1+90==633,lкН.


для 5
й секции трубы из стали Д с 8,5
MM толшиной стенки
Р стр5 ==931кН (см. табл.9.9 [7]), [P 5 ]==931/l,3==716,IIili.


Вес 5
й секции Р 5 ==0,292.284==82,9кН.


для 6
й секции трубы из стали Д с 9,5
MM толщиной стенки
Р стр5 ==1059кН (см.табл.9.9 [7]), [P B ]==1059/l,3==814,6Iili.
Длина 6
й секции 1 6 ==(814,6--716,0)/О,232==305м.
Суммарная длина шести секций


11--6==150+ 1180+370+337+284+305==2626м.
Вес 6
й секции Р 6 ==0,323'305==98,5кН.
Суммарный вес шести секций P I --6==716,0+98,5==814,5кН.


для 7
й секции трубы из стали Д с 1O,7
мм толщиной стенки
Р стр7 ==1216кН (см.табл.9.9[7]), [Р 7 ]==1216/1,3==935,3КН.


Длина 7
й секции 17==(935,3
814,5)/O,36O==330M.


Вес 7
й секции Р 7==0,360.330== 118,8кН.
Суммарный вес семи секций Р и ==814,5+118,8==933,3кН.
Суммарная длина семи секций l и ==2626+330==2956м.


для 8
й секции трубы из стали К исполнения Б с толшиной стенки
10,7 мм


Р стрв ==1569кН (см.табл.9.9[7]), [Р в ]==1569/1,3==1206,9кН.


Длина 8
й секции 1B==(1206,9
933,3)/O,360==760M.
Скорректированная длина 8
й секции
'B==3400
2956==444M.


Вес 8
й секции Р в ==0,360'444==159,8кН.
Суммарный вес восьми секций Pl
8==933,3+159,8==1093,IIili.


Конструкция колонны приведена в таБЛ.l 0.4


266




по
 с удлиненно и 'ц еуrольнои Jезь ои по данным расчета
Номер Интер
 Длина Толщина rруппа Испол
 Вес Hapac

ceK
 вал ус- ceK
 стенки, проч
 нение ceK
 тающий
ции тановки, ции, мм ности ции, вес KO

(снизу М м стали кн лонны,
вверх) кн
1 3400
 150 10,7 Д А 54,0 54,0
3250
2 3250
 1180 9,5 Д А 381,1 435,1
2070
3 2070
 370 8,5 Д А 108,0 543,1
1700
4 1700
 337 7,7 Д А 90,0 633,1
1363
5 1363
 284 8,5 Д А 82,9 716,0
1079
6 1079
774 305 9,5 Д А 98,5 814,5
7 774444 330 10,7 Д А 118,8 933,3
8 444
0 444 10,7 К Б 159,8 1093,1


Таблица 10.4
Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 146,1 мм из труб
rOCT 632 80

 б



ПримеР.I0.3. Расчет ЭКСlUIуатационной колонны для raзовой cквa

жины.
Исходные данные. Скважина вертикальная добывающая; диаметр
обсадной колонны d==177,8MM; диаметр ствола скважины D==215,9 мм;
rлубина спуска обсадной колонны h==2700M; 1UI0rnOCТb буровоrо pac

твора при вскрытии продуктивноrо lUIacтa Рб.р== 1700кr/
.
Сведения о цементировании колонны: высота подъема цемента

до устья; 1UI0THOCТb цементноrо раствора Рц.р==1930 кr/M 3 ; rлубина спус

ка промежyrочной колонны hпр==2100м; интервал продуктивноrо lUIacтa
2500
2700 м.
Давление в продуктивном rтacтe при вводе в ЭКСlUIуатацmo рм==43
МПа; давление в колонне в конце ЭКСlUIуатацииркон==I,О МПа.
Относительная 1UI0THOCТb природноrо raза по воздуху 15 ==0,65; KO

эффициент сверхсжимаемости raза т=0,8. Температура у забоя 100 ОС,
У устья при ЭКСlUIуатации 55 Ос.
Испытание колонны на rерметичность с водой в одни прием без
пакера.
Интервал залеraния ВЫСОКОlUIастичных rлин 2200
2350 м; средняя
1UI0THOCТb rорных пород 2500 кr/M 3 .
Решение. Построение эпюры нарvжноrо давления .


267




Расчет наружноrо давления в характерных точках эпюры.
В зацементированном интервале у устья Рку==О,
У кровли пластичных шин на шубине 2200 м
Ph2200==1100'9,8'2200.10--6==23,7 МПа,


в интервале залеraния пластичных шин в кровле на шубине 2200 м
р' H.2200==Pr.
кp ==2500'9,8.2200'1 0--6==53,9МПа,


в подошве на rлубине 2350 м
p'H.2350==2500'9,8'2350'10-6==57,6МПа.


Так как толщина пласта 150 м<200 м, принимается
Рср==( 53,9+57 ,6)/2
55,8МПа.


в зацементированном интервале:
у подошвы шин на шубине 2350 м


РН.2зso==1100'9,8'2350.1O-6==25,3МПа;


у кровли rазовоrо пласта на rлубине 2500 м
Ph.2500==1100'9,8.2500'1O-6==27,ОМПа.


в продуктивном пласте рн==43,ОМПа.
Построение эпюры BнvroeHHero давления .
Расчет внyrpеннеrо давления в колонне в характерных точках
эпюры.
При завершении цементирования:
на устье скважины
Pв.y==(pцp
 Рб.р)gh==(1930
1700)9,8'2700'1O-6==6,IМПа


(буровой раствор использован в качестве продавочной жидкости);
у забоя на rлубине 2700 м


Рв2700==Рв.у +Рб.рgh==6, 1 + 1700'9,8' 2700'10-6==6,1 +45,0==51,1 МПа.


Перед началом эксплуатации:
против интервала продуктивноrо пласта РВ==РШI==43 МПа;
на устье рву==рnл/еS,
0,03415ph
rде S == .. т
 средняя абсолютная температура по стволу,
тТ


268




Т==273+ 100+55
 350.5K
2
== 0,03415.0,65.2700 == О 214-
S 0,8.350,5 "
== 43 0/ е О . 214 == 34 7 МПа.
PH
' ,


При опрессовке обсадной колонны с водой:
у устья


Роп.у== 1, lрву== 1,1' 34, 7==38,2МПа;
у забоя


pon.з==Pon.y+p.gh==38,2+ 1000'9,8.2700'10--6==38,2+26,5==64,7 МПа.


При окончании добычи rаза Bнyrpeннee давление рв==I,О МПа при

нимается постоянным по всей колонне.
ПОСтРоение эпюры нарvжноrо избыточноrо павления .
Расчет наружноrо избыточноrо давления в характерных точках
эпюры для самых неблarоприятных условий наrpужения обсадной KO

лонны, Korna в конце эксплуатации внутреннее противопавление сни

зится ПО 1 О МПа:
у устья


Рн.и.у==Рн.у
 Рв.у==()
 1,0==
1,0 МПа;


давление в интервале пластичных rлин постоянно (рн.и==55,8
1,0==
==54,8 МПа) и распространяется на 50 м выше и ниже интервале rлин,
Т.е. в интервале 2150
2400 м;
в зацементированном интервале на отметке 2150 м
рн.и==1100.9,8'2150'10.{;
1,0==2З,2
1,0==22,2 МПа;


в зацементированном интервале на шубине 2400 м
Рн.и== 1100.9,8'2400'10.{;
 1,0==23,2
 1,0==22,2 МПа;


в зацементированной части против продуктивноrо пласта и на 50 м
выше ero кровли, Т.е. в интервале 2450
27OO м,
рн-и==43,0
 1,0==42,ОМПа.


269




ПОСтРоение ЭПЮРЫ BHyrpeHHero избыточноrо давления.
Расчет BHyтpeHHero избыточноrо давления в характерных точках
эпюры при опрессовке колонны, Korдa внутреннее давление макси

мально:
у устья


Рв.и.у==Роп.у
 рн==38,2
0==38,2МПа;


на шубине 2200 м против кровли шин


Рв.н.2200==Роп.у +PBg2200.1 0--6
 Рн2200==38,2 + 1000.9,8' 2200.1 0
6
 23,7==
==38,2+21,6
 23,7==36,IМПа;


на шубине 2200 м против пластичных шин


P'B.н2200==38,2+21,6
53,9==5,9 МПа;


на шубине 2350 м против пластичных шин


Рв.н2350==38,2+ 1000.9,8.2350.1 О.{;
57,6==38,2+23,0
57 ,6==3,6МПа;


на шубине 2350 м у подошвы пластичных шин


Рв.н2350==38,2+ 1000'9,8-2350.1 О.{;
25,3==38,2+23,0
25,3==35,9МПа;
Рв.н2500==38,2+ 1 000'9,8'2500-1 О.{;
27,0==38,2+24,5
27,0==35, 7МПа;
на шубине 2500 м в продуктивном пласте


р'в.т2500==38,2+ 24,543,0== 19, 7МПа;


на шубине 2700 м в продуктивном пласте


Рв.н2700==38,2+ 1000'9,8.2700.1 0--643,0==38,2+26,543,0==21, 7МПа.


Выбор типа обсадных тРуб для комплектования эксплуатационной
колонны.
Тип резьбовых соединений обсадных труб и уплотнительные Ma

териалы подбираются по таБЛ.l 0.2 по BHyrpeHHeMY избыточному давле

нию, превышающему 30 МПа. Принимаем трубы с трапецеидальной


270




резьбой типа OTTr и уплотнительный материал Р
2МВП, так как TeM

пература в скважине не превышает 100 Ос.
Расчет эксплvатационной колонны на прочность .
Расчет начинается с самой нижней секции. для нижней секции по
табл. 9.5 (7].
подбираются трубы по наибольшему наружному избыточному дaв

ленНЮ с учетом коэффициента запаса прочности. для интервала про

дуктивноrо пласта принимаем коэффициент запаса k з == 1,3. Выбираем
трубы OTтr из стали rpуппы прочности Е с толщиной стенки 12,7 мм,
Ркр==58,7МПа>42,0'1,3==54,6МПа (см.табл.9.5 [7]), рв==68,9МПа
(табл.9.8[7]), [Ррас]==2285кН (см.табл.9.10[7]).
Длина l
й секции 11==(2700
2500)+50==250M.
Вес l
й секции Pl==0,515.250==128,75Iili (см.табл.9.14 [7]).
Секция 2 располаrается в интервале 2400
2450 м. На rлубине 2450
м наружное избыточное давление по эпюре 35,8 МПа. Коэффициент
запаса прочности k3 == 1,0. По таБЛ.9.5 [7] выбираем трубы из стали
rpуппы прочности Д С толщиной стенки 11,5 MM
pкp==36,9 МПа (см.
табл.9.15 (7]),рв==42,9 (см.табл.9.8(7)), [Ррас)==1814кН (см.табл.9.10(7]).
Скорректированное критическое давление для труб секции 2 с уче

том веса нижней секции
, == ( l
оз
 J ==369 ( I
оз I28'75 ) ==362 МПа.
Ркр Ркр , Р , , 2275 '
т2


Так как 36,2 МI1a>35,8 МПа, секцию 2 в интервале 2400
2450 м
можно комплектовать трубами из стали Д с толщиной стенки 11,5 мм.
Длина 2
й секции 12==50м, вес Р2==0,473.50==23,65кН (см.табл.9.14
[7]).
Суммарный вес двух секций Pl
2 == 128,75 + 23,65 == 152,4кН.
В интервале 2150
2400 м наружное избыточное давление
рн.и==54,9МПа. По табл.9.5 (7] для этоrо интервала rодятся трубы из cтa

ли rpуппы прочности Л С толщиной стенки 11,5 мм
 Ркр==57,0
МПа>54,9МПа.
Скорректированное значение критическоrо давления для труб
секции 3


Р:Р3 == 57,0 ( 1
 0,3 152,4 ) == 56,3 МПа,
3922
rде Ртз==3922кН (см.табл. 9.7 [7]).


271




ДЛЯ комплектования секции 3 принимаем трубы из стали rpуппы
прочности Л С толщиной стенки 11,5 мм.
Длина секции 3 по протяженности интервала /з==2400
2150==250м,
вес Рз==0,473.250==118,25кН.
Суммарный вес трех секций РI
з==152,4+ 1 18,25==270,65кН..
на rлубине 2150 м избыточное наружное давление 22,2 МПа.
для секции 4 выбираем трубы из стали rpуппы прочности Д С тол

щиной стенки 9,2 мм
рIq)==25,9МПа>22,2 МПа (см.табл.9.5[7]).
Скорректированное критическое давление для труб секции 4


p
 =25,9 ( 1
0,3 270,65 ) =24,7 МПа (см. табл.9.7[7]).
1842


Из табл.9.14[7] следует, что трубы OTTr
178 с толщиной стенки
менее 9,2 мм не выпускаются, следовательно, до поверхности пока сле

дует оставить трубы из стали rpуппы прочности Д С толщиной стенки
9,2 мм.
Проверка нижнеrо конца секции 4 на растяжение. Допустимая Ha

rpузка растяжения для труб секции 4 [Р рас ]==1480кН (табл.9.10[7]). Beco

вая наrpузка от трех секций значительно ниже допустимой.
Проверка BepxHero конца секции 4: вес
P4==q4/4==0,385'2150==827,75ill; суммарный вес четырех секций PJ

4==270,65+827,75==1098,4кН; суммарный вес менее допустимой наrpузки
растяжения.
Проверка труб секции на Bнyrpeннee избыточное давление:
коэффициент запаса прочности на BнyrpeHHee давление k з ==I,15
(см. стр. 281[7]);
Bнyrpeннee избыточное давление у нижнеrо конца секции 4


Рв.и2150==РОП.у + 1 000'9,8'2150'1 О.{;
PH=38,2+21,1
23,2==36,IМПа.
Предельное Bнyrpeннee давление для труб OTTr
 178 из стали
rpуппы прочности Д С толщиной стенки 9,2 мм рв==34,3 МПа
(см.табл.9.8[7]).
С учетом коэффициента запаса прочности для труб исполнения А
необходимы трубы с р.;> 1,15' 36,1 ==41 ,5МПа.
По табл.9.8[7] для комплектования секции 4 по BнyrpeннeMY дaB

лению выбираем трубы из стали rpуппы прочности Е с толщиной cтeH

ки 9,2 мм
 рв==49,9МПа и [Р в ]==49,9/l,15==43,4МПа. Оно превышает дaB

ление на устье 38,2 МПа, создаваемое при опрессовке. Следовательно,


272




для секции 4 ПОДХОДЯТ трубы из стали rpуппы прочности Е столшиной
стенки 9,2 ММ в интервале 0
2150 м.
Проверка труб секции 4 на растяжение: вес
Р4==0,385'2150==827,75кН; суммарный вес четырех секций Pl

4==270,65+827,75==1098кН; суммарная наrpузка растяжения для труб ceK

ции 4 (Р рас ]==1676кН (см.табл.9.10(7]), вес обсадной колонны 1098,4 кн
значительно меньше допустимой наrpузки.
Рассчитанная конструкция из четыIехx секций принимается сле

дуюшей (табл.l0.5).


Таблица 10.5
КОНСТРУКЦИЯ эксплуатационной колонны диаметром 177,8 мм из труб OTTr


Ho
 Интервал Дли
 Тол
 rруппа Испол Вес Hapac

мер ycтaHOB
 на щина прочно
 нение ceK
 тающий
ceK
 КИ,М ceK
 cтeH
 сти cтa
 ЦИИ, вес KO

ции ЦИИ, КИ, ли кн лонны, кн
(сни
 М ММ
зу
вверх
)
1 2700
 250 12,7 Е А 128,75 128,75
2450
2 2450
 50 11,5 Д А 23,65 152,40
2400
3 2400
 250 11,5 Л А 118,25 270,65
2150
4 2150
0 2150 9,2 Е А 827,75 1098,4


10.2.2. Проверка обсадных тРуб по наrovзке в клиновом захвате npи
СпУске обсадной колонны. Предельное значение растяrиваюшей Ha

rpузки в клиновом захвате, при котором напряжение в теле трубы дoc

тиrает предела текучести а т определяется из выражения


Р == Faтx
пред d
1+ ер
41tg(d + qJ)


(10.25)


rде F
 плошадь сечения трубы, м 2 ; а т
 предел текучести, Па; d cp
 cpeд

ний диаметр трубы, мм; 1
 длина плашки клина, мм; а==9 0 27'15"; rp

yrол трения; Х
 коэффициент; х==ут/2п; у
 yrол охвата, y
600; т
 число
клиньев.


273




Допустимая наrpузка растяжения для трубы, находящейся в КЛИне,
определяется как [Рдоп]==Рпредlk з , rде k з ==I,3.
10.2.3 Принципы расчета промежуточной колонны . Промежyrочная
обсадная колонна, как и эксплуатационная, рассчитывается на три вида
наrpужения (см. под разд.l0.2).
Orличие состоит в том, что через промежyrочную колонну осуще

ствляется бурение нижележащих интервалов и от условий в разрезе,
вскрываемом скважиной, даRЛение внyrpи колонны может изменяться в
широких пределах, причем за минимальное Bнyrpeннee даRЛение при

нимается такое, которое может возникнyrь при поrлощении промывоч

ной жидкости или при открытом выбросе. для первых двyx
тpex разве

дочных скважин опорожнение промежуточной колонны вследствие по.-
rлощения может быть принято не более чем на 30--40%.
В rазовой скважине полное замещение буровоrо раствора прИРОk
ным rазом принимается при объемном содержании в нем H 2 S более 6%
и в скважинах большой rлубины при отсутствии в разрезе водоносных
rоризонтов ниже башмака колонныI.
Максимальное внyrpеннее давление в промежуточной колонне для
нефтяной скважины, оборудованной ПО, рассчитывается по пластовому
давлению с учетом разrpузки от давления столба жидкости в кОлонне
после полноrо замещения буровоrо раствора пластовым флюидом. За
расчетное внутреннее давление может быть принято rидростатическое
давление столба yrяжеленноrо буровоrо раствора, применяемоrо при
вскрытии нижележащих интервалов, или давление цементноrо раствора
при цементировании последующей колонны.
для нефтяных скважин максимальное давление на устье при за

крытом превенторе рекомендуется увеличивать на 6.р, Т.е. на дополни

тельное давление, необходимое для ликвидации проявления.
Такой же порядок определения максимальноrо BнyrpeHHero давле

ния устанаRЛивается и для rазовых скважин, только распределение дaB

ления принимается по закону PB==prule s с учетом полноrо замещения в
скважине буровоrо раствора пластовым флюидом.
Наружное давление на промежуточную колонну рассчитывается
по тем же правилам, что и для эксплуатационной колонны.
Рекомендуемые значения коэффициента запаса прочности при
расчете промежуточной колонны:
на наружное избыточное давление
 kз==l,О;
на BнyrpeHHee избыточное давление значения k3 те же, что и для
эксплуатационной колонныI (см.выше);
на растяжение
 коэффициента запаса приведены в табл. 10.6.


274




Т а б л и ц а 10.6
Значения коэффициента запаса прочнос1И при расчете промежуточной колонны на


растяжение (для веl1ИКальных скважин)
Диаметр трубы, Длина колонны, Величина коэффициенrа запаса
мм м прочности
114,3
 168,3 2:3000 1,15
>3000 1,30
177,8
244,5 :::;1500 1,30
>1500 1,45
273,1
323,9 :::;1500 1,45
>1500 1,60
>323,9 :::;1500 1,60
>1500 1,75


с учетом возможноrо повыенноrоo износа промежуточной колон

ныI при последующем бурении нижележащих интервалов peKOMeндyeт

ся у устья устанавливать трубы с максимальной толщиной стенки об

шей длиной 20 м. Если бурение из
под колонны будет вестись продол

жительное время, на участках наибольшеrо возможноrо износа обсад

ной колонны положено увеличивать толщину стенки обсадных труб на
основании опытных данных или расчета по реrиональным методикам.
Следует отметить, что приведенный выше порядок расчета Harpy

зок применим и для колонн, комплектуемых импортными трубами, oд

нако при этом коэффициенты запаса прочности будут иными:
на избыточное наружное давление в зоне эксплуатационноrо объ

екта k з == 1,125..;-.1,25;
на избыточное наружное давление в остальной части k з ==I,125;
на внутреннее избыточное давлении k з == 1,1;
на наrpузку растяжения
 по страrивающей наrpузке k з ==I,75, по
наrpузке в теле трубы k з ==I,25.


10.2.4. Принципы расчета потайной обсадной колонны (хвостовика).
Длина участка потайной колонны внутри предыдущей обсадной колон

ны должна быть не менее 70 м. на всем протяжении этоrо интервала
потайная колонна должна состоять из труб, аналоrичных тем, что Haxo

дятся у башмака предыдущей колонны.
Расчет потайной колонны ведется по наружному и внутреннему
избыточному давлению, причем учитываются их наибольшие величи

ны, возникающие при самых неблarоприятных сочетаниях давлений
снаружи и внутри колонны.


275




Наружное избыточное давление рассчитывается для следующих
условий:
в момент окончания продавливания цементноrо раствора по всей
длине потайной колонны
PH.нz == (Рц.р
 Рnp.ж )g(z
 h T )
(Рц.р И Рпр.ж
 IDЮТНОСТЬ соответственно цементноrо раствора и про--
давочной жидкости; h T
 rлубина до roловы потайной колонны);
после цементирования потайной колонны.
PH.UZ==Puz
 PU.Hg Z
(Puz
 наибольшее наружное давление, определенное по плотности
жидкости затворения Рж== 11 00 кr/M 3 либо по пластовому давлению в
зоне АВПД, либо по rеостатическому давлению при наличии высоко--
пластичной породы за колонной; РВН
 плотность жидкости внутри по--
тайной колонны);
при возможном поrлощении буровоrо раствора во время бурения
ниже потайной колонны
Рн.ш==Рш
 рвиg(z
 н) (10.27)
(Н
 снижение уровня буровоrо раствора в скважине вследствие
поrлощения);
при открытом фонтанировании raзовых и rазонефтяных скважин
для определения наружноrо избыточноrо давления внутреннее давле--
ние рассчитывается по инструкции [4], вместе с тем при недостатке ис

ходных данных допускается расчет наружноrо избыточноrо давления
по упрощенной формуле
0,6р пл
Р
 p

z
И.ИZ
 нz h
пл
(z
 rлубина до кровли пласта с Рпл).
Внутреннее избыточное давление в потайной колонне может дoc

тиrать наибольших значений при испытании на reрметичность (без yc

тановки пакера выше rоловы потайной колонны)
Рв.ш== 1, lру +Рвgz
 Pнz,
rде ру
 ожидаемое давление на устье.
Если испытание на rерметичность не проводится, то в процессе
бурения ниже потайной колонны с использованием yrяжеленноrо pac

твора
Рв.uz==Рб.рgz
 pнz'


(10.26)


(10.28)


(10.29)


(10.30)


Расчет потайной колонны на прочность производится в том же по--
рядке, как и эксплуатационной колонны.


276




10.2.5.Расчет обсадных колонн для наклонно напРавленных скважин.
Расчет обсадных колонн в этом случае выполняется с учетом проектно--
ro профиля скважины, а при сушественном отклонении фактическоrо
профиля от проектноrо рассчитанная конструкция обсадной колонны
должна быть скорректирована с учетом фактической траектории. При
общем удлинении обсадной колонны по профилю скважины не более
чем на 50 м по сравнению с вертикальной расчет давлений допускается
производить так же, как и для вертикальной скважины, Т.е. по длине
колонны. В остальных случаях давление рассчитывается по проекции
на вертикаль. Если выполняется расчет с учетом внешнеrо пластовоrо
или ropHoro давления, протяженность соответствующеrо интервала
определяется по rлубинам за вычетом ero удлинения из
за наклона
скважины.
При расчете обсадных колонн на прочностъ влияние искривления
профиля скважины учитывается увеличением запаса прочности в зави

симости от интенсивности искривления, размера и прочности соедине.-
ния труб.
Интенсивность искривления принято оценивать в rpадусах на 1 О м;
если известен радиус R интервала искривления, то интенсивность pac

считывается по формуле
о. и ::::;573/ R. (10.31)


в случае пространственноrо искривления скважины расчет интен

сивности искривления выполняют по формуле


а и ::::; 5
3 J 2 (1
 siп а 1 siп а 2 cos д/3
 cos а 1 cos а 2 ) .
rде 0.1 и 0.2
 зенитные уrлы в пунктах траектории на расстоянии 1;
!!1fЗ::::;/3z
 /31
 изменение азимутальноrо yrла в тех же пунктах.
Коэффициент запаса прочности на растяжение для обсадных труб
с треуrольной резьбой для участка с интенсивностью искривления o. u
пересчитывают по формуле


(l0.32)


k'
 k3
3
 l
k3"А"l(аи
05)' (10.33)
[де k3
 коэффиuиент запаса для вертикальной скважины; А-1
 коэффи

циент, учитывающий влияние размера соединения и ero прочностных
характеристик (табл.l0.8).
Минимальные значения коэффициента запаса для обсадных труб
по rOCT 632
80 приведены ниже:


277




Наружный диа

метр обсадных 114,3
168,3 177 ,8
244,4 273
323,9 > 323,9
труб
Коэффициент
запаса k3 1,3 1,45 1,6 1,75


При расчете обсадных колонн из труб с трапецеидальной резьбой и
нормальным диаметром муфт (ОТТМ, OTTr, ТБО и импортные) учи

тываются следующие условия:
расчет на прочность соединения при растяжении для труб диамет

ром до 168,3 мм при интенсивности искривления до 50 на 1 О м и для
труб диаметром выше 168,3 мм при интенсивности до з0 на 1 О м Beдeт

ся, как ШIЯ вертикальной скважины;
при интенсивности искривления от 3 до 50 на 1 О м для труб диа

метром свыше 168,3 мм допустимая наrpузка на растяжение уменьша

ется на 10 %.
С учетом изrиба допустимую наrpузку на растяжение для rладкоrо
reлатр
ыопр
етоотпоф
м
е


(р]== Ра т / k;.rл'


rде p
 шющадь поперечноrо сечения тела трубы,
; бт
 предел текуче

сти материала трубы, Па; k'з.rл
 коэффиuиент запаса.
Значение коэффициента запаса для изоrнутоrо участка рассчиты

вается по формуле


k' == k з . rл
з.rл ] ( ) '
1
 k з . rn ,'2 ан
 0,5
rде "з.r:л
 коэффициент запаса для вертикальной скважины, k з . rл ==I,25; 1..2

 коэффициент, учитывающий влияние диаметра трубы и ее прочност

HbIX характеристик (см.табл. 9.19 [7]).
Интервалы, rде происходит набор зенитноrо уrла, увеличивают на
25 м в сторону устья скважины.
В траектории скважины выдетоот интервал с максимальной ин

тенсивностъю искривления ан тах' Если этот интервал расположен пеtr
вым от устья, то расчет обсадной колонны на всем нижележащем участ

ке от начала искривления ведут с коэффициентом запаса k'з, получен

ным исходя из ан ПJaX, не принимая во внимание интенсивности после

дующих участков аи2 и а н з. Если интенсивность искривления макси

278


(10.34)




мальна на втором участке, то верхний участок рассчитывают с учетом
ero интенсивности анI а последующие
 с учетом аи2 и Т.д.
Допустимые длины секций по расчету на растяжение определяют

ся без учета архимедовых сил


/. = (PJ
 Р ,
I qj
rде р
 общий вес нижележащих секций; qi
 вес 1 м трубы i
й секции.
При длине вертикальноro участка не более 100 м запас прочности
на растяжение может быть принят по нижележашему интервалу набора
зенитноrо yrла.


Пример 10.4 . Расчет эксплуатационной колонны для направляю

щеrо участка rоризонтальной скважины.
Характеристика профиля. Направляющий участок имеет следую

щий 4
интервальный профиль:
вертикальный интервал h l ==150M;
радиус 1
ro интервала набора зенитноrо уrла R==25Oм, интенсив

ность i==573/250==2,ЗО/1Ом;
зенитный yrол в конце интервала al==9,50;
протяженность интервала: набора зенитноrо yrла /2==41,5м стаби

лизация зенитноrо yrла /з==214Ом;
радиус 2
ro интервала набора зенитноrо уrла r==60M, интенсивность
i==573/60==9,6°/1Oм;
длина 2
ro интервала набора зенитноrо yrла /4==84,5;
зенитный уrол в конце интервала набора а2==900;
длина эксплуатационной колонны L==2416M;
шубина скважины (по вертикали) h==235Oм;
отход от забоя А==415м.
Исходные данные для расчета. Диаметр эксплуатационной колон

ны d== 193, 7мм;
rлубина до кровли нефтяноrо пласта h H ==230Oм.
Характеристики нефтяноrо пласта: давление в пласте рпл==30,5МПа
(k a ==I,35); индекс давления пошощения k п ==I,85, плотность нефти
рп==860кr/м З , плотность обводненной нефти, отбираемой в конце экс

плуатации, р'пл==940 кr/м З .
Снижение уровня в скважине в конце эксплуатации h yp == 170Ом;
плотность буровоrо раствора Рб.р== 1450кr/м З .
Сведения о цементировании. Цементирование эксплуатационной
колонны до устья; плотность цементноrо раствора pц=1700кr/
; преды

279




дутая колонна спущена на шубину h==500M, в интервале 590
710 м про

ницаемый пласт с минерализованной водой с k a ==I,3.
ПОСтРоение эпюры нарvжноrо давления .
Расчет наружноrо давления в характерных точках про филя cквa

жины. На шубине 150 м PH150== 11 00.9 ,8-150.1 O
== 1 ,6 МПа; на шубине
190 м PH190==1100'9,8-190'10
==2,0 МПа.
На шубине 590 м в кровле водоносноrо пласта
Рн590== 11 00.9,8'590'1 0
6==6,36 МПа.


в водоносном пласте:
на rлубине 590 м
p'H590==1,3'1000'9,8'590'10
6==7,52 МПа;


на шубине 71 О м
р'н 590==1,3'1 000'9,8'710'1O
6==9,04 МПа.


в подошве водоносноrо пласта на rлубине 71 О м
р'н 59O==1000.9,8'710'10
==7,65 МПа.


в кровле продуктивноrо пласта на rлубине 2300 м.
р'Н2зоо==1000'9,8'2300'10
6==24,80 МПа.


в продуктивном пласте рnл==30,5 МПа.
По рассчитанным значениям строится эпюра наружноrо давления
(рис. 10.4)
ПОСтРоение эпюры внvroенних давлений .
Расчет внутреннеrо давления в эксплуатационной колонне для по

строения эпюры.
Ожидаемое давление на устье в начале эксплуатации


Рву==Рnл
 Рнghн==зо,5
860.9,8'2300'10
==зо,5
19,4==II,1 МПа


Давление опрессовки на устье Роп== 1,1 '11,1== 12,2 МПа. Оно превы

шает минимальное рекомендуемое давление опрессовки для 193,7
MM
колонны р'оп==9,5 МПа (см.табл. 10.3), поэтому принимается роп==12,2
МПа.


280




о 10 20 , 1\1Па


1915 ,
(190)

\
500 ,
596,5 718,5 ...
(590) ...



(710) \
1000

\




1722,5
(1700) \
2000
23З 1,5
(2300)
2500


\
\
2416.(2350)


1500


Е;::)1 82 Е3з 84


Рис. 10.4.
Эпюра наrpужения эксплуатационной колонны направляющеrо участка rоризонтальной
скважины, к примеру 1 0.4. Условные обозначения см. рис. 1 0.3; в скобках указаны oтмeT

ки по rлубине.


Давление при опрессовке колонны:
на rлубине 150 м Рвl 50== 12,2+ 1450'9,8'150'10
6==14,З МПа;
на rлубине 190 м PBI90==12,2+ 1450'9,8'190'10
6==14,9 МПа;
на rлубине 590 м Рв590== 12,2+ 1450'9,8'590.1 0
6==20,6 МПа;
на rлубине 710 м Рв710==12,2+1450'9,8'790' 10--6==22,з МПа;
на rлубине 2300 м Рв2зоо==12,2+ 1450'9,8'2300'10
6==44,9 МПа;
на rлубине 2350 м Рв2350==12,2+ 1450'9,8'2350'10
6==45,6 МПа.


Давление в конце ЭКСIШуатации:
в интервале o
 1700 м Рв==О;
на rлубине 2300 м PB==940'9,8(2300
 1700)==5,5МПа;
на rлубине 2350 м PB==940'9,8(2300
 1700)==6,ОМПа.


281




Давление на устье в конце цементирования
PB.Y
(pц.P
рпр.ж)gh
(l700
1450)-9,8'2350'10

5,75 МПа.


По данным вьшолненноrо расчета строится эпюра BHyтpeHHero
давления (см. рис. 1 0.4)
Построение эпюры нарvжноrо избыточноrо давления .
Эпюра наружноrо избыточноrо давления строится ДJIЯ наиболее
неблаrоприятных условий наrpужения колонны, коrда в конце эксплуа

тации внутреннее давление снижается до минимума.
Расчет избыточноrо наружноrо давления в характерных точках
эпюры. На шубине 150 м Рн.и150==Ри150
1,6 МПа; на шубине 190 м
Рн.и190
Ри190
2,0 МПа.
На шубине 590 м в кровле водоносноrо пласта Рн.и590
Ри590
6,36
МПа.
В водоносном пласте:
на шубине 590 м


р' н.и590
Р' и590
7,5 2 МПа;


на шубине 71 О м


р'н.и71O
р'и710==9,04 МПа.


Так как толщина водоносноrо пласта менее 200 м, в интервале 59о..
71 О м давление принимается постоянным Рн.и
(7 ,52+9,04)/2==8,28 МПа.
В подошве водоносноrо маста на шубине 71 О м


Рн.и71O==Ри710==7,65 МПа.


в кровле продуктивноrо пласта на rлубине 2300 м


Рн.и2зоо
24,8
5,5
19,3 МПа.
В продуктивном пласте:
на rлубине 2300 м


р'н.и2зоо
30,5
5,5==25,0 МПа;


на rлубине 2350 м


р'н.и2350==30,5
,0==24,5 МПа.


282




Построение ЭПЮРЫ BнYТPeHHero избыточноrо давления .
Как показывает расчет, внутреннее давление в нефтяной скважине
достиrает наибольших значений при опрессовке обсадной колонны.
Расчет BнyтpeHHero избыточноrо давления в характерных точках
эпюры.
На устье скважины при опрессовке Рв.и== 12,2 МПа.
На rлубине 150 и 190 м Рв.и150==14,3
1,6==12,7 МПа и Рв.и190==14,9
2,0==
== 12,9 МПа соответственно.
В кровле водоносноrо пласта на rлубине 590 м


Рв.и590==20,6
6,36== 14,24 МПа.


В водоносном пласте на rлубине 590 и 710 м р'в.и590==20,6

7,52==13,08 МПа ир'в.и710==22,3
9,04==13,26 МПа соответственно.
На rлубине 710 м в подошве водоносноrо пласта


Рв.и710==22,3
 7 ,65== 14,65МПа.


На rлубине 2300 м в кровле продуктивноrо пласта


Рв.и2зоо=44,9
24,8==20, lМПа.


В продуктивном пласте на rлубине 2300 и 2350 м Рв.и2зоо==44,9

30,4==14,4МПа ир'в.и2З50=45,6
30,5==15,1 МПа соответственно.
Выбор типа обсадных труб для комплектования эксплуатационной
колонны.
По табл.9.1[7] для жидкой среды выбираем трубы OTTr со смаз

кой P
2. Эти трубы рекомендуются к использованmo при внутреннем
избыточном давлении до 25 МПа и интенсивности искривления до
10°110 м. Выше кровли продуктивноrо пласта, rде интенсивность ис

кривления не превышает 5 0 /10м, возможно использование труб ОТТМ.


Расчет эксплуатационной колонны для напоаВЛЯIOщеrо vчастка .
для нижней секции в интервале продуктивноrо пласта с учетом
коэффициента запаса прочности k з ==I,2 нужны трубы с критическим
давлением смятия р
I,2'25,0==30МПа.
По табл.9.5[7] выбираем трубы OTтr из стали rpуппы прочности
Д С толщиной стенки 10,9 мм с Ркр==29,8МПа, коэффициент запаса
k з ==29,8/25,0== 1,19.
Длина l
й секции 11==2416
2331,5+50==134,5
135M.


283




Вес l
й секции й==0,498' 135==67,23кН (см.табл. 9.14 [7]).
Наrpузка на верхнем конце секции с учетом искривления ствола с
интенсивностью i==9 ,60 /l ом.


рв.к==67 ,23+ 1820== 1887 ,23кН (см.табл. 9.23[7]).


Так как в табл.9.23[7] отсyrствуют данные для труб диаметром
193,7 мм, дополнительная наrpузка Рдоп==1820кН принята для труб диа

метром 168,3 мм с максимальной толщиной стенки 12,1 мм
Скорректированное критическое давление с учетом наrрузки pac

тяжения


p
 == Ркр ( l
 0.312. ) == 29.8 ( 1
 0.3 67.23 ) == 29.8(1
 0.028) == 29.0МПа.
РТ! 2372


Поскольку р'кр<30,ОМПа, для l
й секции принимаем трубы из cтa

ли rpуппы прочности Д С толщиной стенки 12,7 мм и Ркр==37,5МПа
(см.табл.9.5[7]).
Вес l
й сеКЦИИРi==0,571'135==77,lкН.
Наrpузка на верхнем конце секции с учетом искривления ствола
Рв.к==77,1+ 1820==1897,lкН. Допустимая наrpузка растяжения [Pi]:=2187Iill
(см.табл.9.10[7]).
для секции 2 выбираем трубы из стали rpуппы прочности Д С тол

шиной стенки 9,5 мм, Ркр==23,4МПа> 19,3МПа.
Как следует из табл. 9.14[7], трубы OTTr
 193,8 с толшиной cтeH

ки менее 9,5 мм не выпускаются, поэтому трубами 2
й секции обсадную
колонну можно КОМШIектовать до поверхности.
В соответствии с правилам и при интенсивности искривления дО
З°110 м расчет обсадных труб диаметром свыше 168,3 мм ведется, как
для вертикальной скважины.
Определим суммарный вес двух секций:
ри==77, 1 +0,440(2416
 135)==77,1 + 1 003,6== 1 080, 7кН.
Допускаемая наrpузка растяжения для 193,7
MM труб типа oтrr из
стали rpуппы прочности Д С толщиной стенки 9,5 мм [Р2}=1677кН
(см. табл. 9.10).
Вес двух секций значительно ниже допустимой наrpузки растяже

ния, поэтому принимаем колонну из двух секций (табл. 10.7).
Избыточное давление рв.и==32,5МПа (см.табл. 9.8[7]) при давлении
опрессовки 12,2 МПа. Трубы секции имеют большой запас прочности.


284




Таблица 10.7
Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 193,7 мм для направляющеrо


участка.
Ho
 Интервал Длина Толщи
 rруппа Ис
 Вес Hapac

мер ycтaHOB
 секции, на cтeH
 проч
 пол
 ceK
 таю

ceK
 ки м КИ,ММ ности нение ции, щий
ции стали кн вес
(снизу колон

вверх) ны,кН
1 2416
 135,0 12,7 Д А 77,1 77,1
2281
2 2281
o 2281,0 9,5 Д А 1003,6 1080,7


10.2.6.Расчет обсадной колонны для rоризонтальной скважины. Так как
rоризонтальная скважина представляет собой разновидность наклонно
направленной и различие состоит только в том, что ее конечный интер

вал проходится в rоризонтальном направлении или под небольшим yr

лом к нему, поэтому особенности расчета обсадной колонны и выбора
обсадных труб в основном относятся к этому конечному интервалу.
Наружное избыточное давление определяется по разности


Рн.иz==Рнz
 Pвz,
rде Pнz и Pвz
 соответственно наружное и внутреннее давления, рассчи

танные по rлубине.
Если при расчете обсадной колонны руководствуются ее длиной в
наклонном стволе, то приведение rлубины по стволу к вертикальной
производится расчетным путем по зенитному уrлу или rpафическим
методом по построенному в масштабе профилю.
Наружное давление на колонну определяется по тем же правилам,
что и для вертикальной скважины, а избыточное наружное давление в
зацементированной части колонны рассчитывается по разности наруж

Horo rидростатическоrо давления буровоrо и цементноrо растворов (по
интервалам за колонной) и BнyтpeHHero давления с учетом коэффици

ента разrpузки колонны:


Рн.иz==(рнz
 pвz)(1
 k),
rде k
 коэффиuиент разrpузки.
Значение коэффициента k принимается в зависимости от диаметра
обсадной колонны:
Диаметр обсадной
колонны, мм
Коэффициент k


(10.35)


114
178
0,25


194
245
0,30


273
324
0,35


340
508
0,40
285




При расчете эксплуатационной колонны на участке ниже башмака
предьщущей включая roризонтальный участок наружное избыточное
давление определяется по пластовому давленто, причем перфорация
обсадных труб не учитывается и перфорированные трубы рассматри

ваются как целые.
Внутреннее избыточное давление рассчитывается по максималь

ному внутреннему давленmo, которое может возникнуть в колонне. По
инструкции [5] рекомендуется за исходное внутреннее давление при

ниматъ давление, возникающее в колонне при ее опрессовке, Т.е.
PB==I,lpy+PIUIgz, а наружное давление рассчитывается по rидростатиче

скому давленто столба цеменrn:оrо и буровоrо растворов за колонной
(по интервалам):


Pu==[Pu.p(H
 hжJ+Рб.рhж/g, (10.36)
rде h ж
 уровень жидкости за колонной.
Внутреннее избыточное давление таюке определяется с учетом
разrpузки:


Рв.иz==(Рвz
 pнz)(1
k), (10.37)
(значения коэффициента k аналоrичны приведенным выше для расчета
наружноrо избыточноrо давления).
Распределение BнyтpeHHero избыточноrо давления по обсадной
колонне в ее зацементированной части принимается линейным от ypOB

ия подъема цемента за колонной до башмака колонны.
По полученным значениям давления в характерных точках строят

ся эmoры наружноrо и BнyтpeHHero избыточных давлений. Они исполь

зуются, при подборе подходящих труб, по марке стали и толщине cтeH

ки и определении длин секций.
Трубы подбираются на основе сопоставления расчетных наrpузок
с предельно допускаемыми.
Допускаемое наружное избыточное давление определяется по кри

тическому давленто смятия: [PJ==pкp/k 3l , rде k31
 коэффициент запаса
прочности. Значение коэффициента запаса прочности в пределах rори

зонтальноrо участка k 3l ==I,З...;.-I,5. В зависимости от интенсивности ис

кривления значения коэффициента запаса прочности:
Интенсивность ис

кривления, rpздус на <3 3
5 5
10
10м
k31 1,0 1,05 1,10


286




В интервале искривления допустимое наружное давление распро--
страняется на 25 м за пределы интервала.
Допускаемое внутреннее давление [рв]==р./k з2 , rде РТ
 BHyrpeHHe
давление в трубе, при котором напряжение в опасной точке сечения
трубы достиrает предела текучести; k з2
 коэффициент запаса прочно--
сти; ero величина зависит от диаметра трубы и качества изrотовления
(табл.l0.8)


114
219
>219


Таблица 10.8
ициента запаса на вн еннее давление.
Коэффициент запаса прочности
Исполнение А Исполнение Б
1,15 1,15
1,15 1,45


Значения коз
Диаметр колонны, мм


Расчетная наrpузка растяжения определяется по суммарному весу
секций, расположенных ниже рассматриваемоrо сечения, без учета ap

химедовых сил по формуле (10.15)
В rоризонтальных скважинах в соответствии с инструкцией [5] при
длине rоризонтальноrо участка не свыше 600 м допускается определять
растяrиваюшую наrpузку по весу колонны в воздухе.
Допускаемая наrpузка растяжения для труб с треуrольной резьбой
устанавливается по страrиваюшей наrpузке, которая пересчитывается с
учетом искривления скважины:
Рст.и==Рст(1
cao), (10.38)


rдерст
 страmваюшая наrpузка (см.табл.9.9 [7]); С
 коэффициент сни

жения прочности резьбовоrо соединения (см.табл. 9.22[7]); ао
 yrол
искривления на 10 м.
Уrол искривления (rpaдyc/l0 м):
для ШIоскоrо профиля
ao==573/R; (10.39)


для пространственноrо профиля
а о == [да 2 + (Alp siп аср f r. 5 , (10.40)
rде дu==IUl
 а2 I
 изменение зенитноrо уrла, приведенное к длине ин

тервала 10 м; aq,==(Ul+a2)/2; Дq>==I<Рl
<Р21
 изменение азимутальноrо уrла,
приведены к 10 м. Ul, <Pl, И а2, <Р2,
 уrлы в конце и начале интервала со--
ответственно.
Допускаемая наrpузка


287




[р ]=рст.и/kз,
rде k з
 коэффициент запаса, для 114
168
 мм труб k з ==I,15, для труб
диаметром свыше 168 мм k з ==I,30.
При расчете допускаемой наrpузки непосредственно по РСТ коэф

фициент запаса может быть рассчитан по формуле


k з ==k за i(1
 Сао).


(10.41)


Во всех случаях, в том числе для вертикальноrо участка наклонно
направленной скважины, ero значения не Moryт быть ниже приведен

ных:


Диаметр
мм
k з . и


труб,


1l4
168


178
245


273
324


>324


1,30


1,45


1,60


1,75


Прочность труб С трапецеидальной резьбой и импортных на pac

тяжение с учетом изrиба


Рр.и==Рр
 Ри, (10.42)
rде Рр
 разрушающая наrpузка для резьбовоrо соединения, кН; Ри
 до--
полнительная наrpузка растяжения вследствие изrиба колонны, кН,
ри==2,32Dqао; q
 вес 1 м обсадной трубы, кВ.
Значения Ри для некоторых ходовых размеров труб приведены в
табл. 9.23. [7].
С использованием величины Рр.и допускаемая наrpузка растяжения
ра
считывается по формуле [р]== pp.Jk з , rде значение коэффициента за

паса принимается по рекомендуемому для вертикальных скважин.
Расчет обсадной колонны для rоризонтальной скважины прово--
дится аналоrично описанному выше для наклонно направленной CKBa

жины. Следует только учитывть,' ч1О В случае расчета колонны по пла

стовому или ropHoMY давлению, протяженность интервала в наклонном
стволе должна быть скорректирована с учетом удлинения, Т.е. необхо--
дим уточненный расчет расположения данноrо интервала.
для правильноrо обоснованноrо выбора обсадных труб по типу
резьбы и уплотнительным материалам, применяемым в резьбовом со--
единении, в описании конструкuии скважины должны быть приведены
условия, в которых будет находиться колонна: положение интервалов
набора зенитноrо уrла и их протяженность, интенсивность искривле

ния, протяженность rоризонтальноrо участка, интервалы цементирова



288




ния, сведения о пластовых флюидах, пластовых давлениях и температу

ре.
В rоризонтальном стволе рекомендуются использовать обсадные
трубы с трапецеидальной резьбой, причем длина секций этих труб
должна устанавливаться с таким расчетом, чтобы верхняя труба нахо--
дилась в обсаженном стволе (с захождением внутрь на 50 м) и по воз

можности В прямолинейном интервале. В нижней части колонны peKO

мендуется применять трубы одной толщины стенки и с увеличенной
фаской по концам труб в муфте. для rоризонтальноrо участка peKOMeH

дуются трубы наиболее низкой rpуппы прочности И С повышенной
толщиной стенки.
Тип резьбовоrо соединения и rерметизирующие средства должны
соответствовать:
виду флюида, находящеrося в колонне (если в колонне две среды,
то длина интервала с rазовой средой увеличивается на 100
150 м от
расчетной rpаницы сред);
максимальному внутреннему избыточному давлению (трубы с тpe

уrольной резьбой и уплотнением соединений лентой ФУМ Moryт при

меняться в raзовой среде при давлении до 15 МПа и в жидкой
 при
давлении до 25 МПа при интенсивности искривления не более 20 на 10
м);
максимальной температуре, под воздействием которой колонна
находится в процессе строительства и эксплуатации скважины (при
температуре свыше 200 0 с рекомендуются резьбовые соединения с уп

лотнением металл
 металл).
Типы резьбовых соединений и уплотняющие материалы выбирают
по таБЛ.9.24 и 9.25. [7].


10.3.Расчет усилия натяжения обсадной колонны


На разных стадиях использования скважины с системе разработки
месторождения условия раБотыI обсадной колонны в скважине изменя

ются, а следовательно, изменяются и условия ее наrpужения. Особенно
они проявляются в верхней незацементированной части обсадной ко--
ЛОННЫ. Нарушение первоначальноrо температурноrо режима в скважи

не влечет разоrpев или охлаждение колонны, что в незацементирован

ной части колонны с закрепленными концами ведет к перераспределе

нию осевых наrpузок. Аналоrичным образом изменение давления BHYТ

ри колонны вызывает появление дополнительных наrpузок в колонне.


289




Дополнительные наrpузки в совокупности с первоначальными MOryт
превыситъ допустимые и повлечь нежелательную деформацию, и даже
нарушение обсадной колонны в верхней незацементированной части.
Один из способов предупреждения неraтивных последствий пере

распределения наrpузок в колонне
 предварительное натяжение Bepx

ней части колонны. Значение усилия натяжения должно быть заранее
определено с учетом проrнозируемоrо изменения условий в скважине.
В соответствии с инструкцией [4], минимальное значение усилия
натяжения устанавливается по наибольшей величине из двух сопостав

ляемых:


Рн==Р,


Р н == P+aEFL1t.l0
3 +0,31pd 2 .103
0,655/(D2PH
d2pJ.l0
2, (10.43)
rAe Р н
 усилие натяжения колонны, кВ; Р
 вес незацементированной
части колонны, кВ; а
 коэффициент линейноrо расширения стали,
а== 1 ,2'1 O
s l/rpaдyc; F
 средневзвешенная ruюшадь поперечноrо сечения
труб в незацементированной части, м 2 ,


F == F;/l +Fi2 +...+Fin ;
/, + /2 + ." + /п (10.44)
/ и F
 длины секций и соответствуюшие плошади сечений; Ilt

средняя величина изменения температуры в незацементированной час

ти колонны, со знаками «плюс» при HarpeBe и «минус» при охлажде

нии; р
 BнyrpeHHee давление в колонне при эксплуатации или при Ha

rнетании, МПа; D и d
 соответственно наружный и внyrpенний диа

метры колонны, м, величина d рассчитывается по средневзвешенной
плошади сечения трубы Р,


d == D .J l
 (4 Р / nD 2 ) ;


(10.45)
Р н и Р в
 плотность жидкости за колонной и внутри ее в период
эксплуатации, кr/
.
Усилие натяжения колонны определяется, исходя из условия, что в
процессе вьmолнения различных работ в скважине суммарная наrpузка
не превысит допускаемой осевой наrpузки растяжения. Расчет ведется
по следуюшим формулам (в кН):
для BepxHero конца колонны
PH
[P];


(10.46)


290




для HeKoToporo сечения в незацементированной части колонны
Р н
 PoS[P]
Р н
 Ро
 Р 1 + Р 2
 РзS[Р], (10.47)
rде Р н
 усилие натяжения; [Р]
 допустимая наrpузка на растяжение; Ро

 вес колонны от устья до рассматриваемоrо сечения; Р 1
 осевое усилие
в результате изменения температурноrо режима; Р 2
 осевое усилие,
возникающее под действием BнyrpeHHero давления в колонне в процес

се эксплуатации; Р з
 осевое усилие, возникающее от действия rидро--
статическоrо давления жидкостей, находящихея внутри колонны и вне
ее.


Определение величин P 1 , Р 2 И Р э :


РI
аЕFД1'10
З (10.48)
(а
 коэффициент линейноrо расширения материала обсадной тpy

бы l/rpaдyc, для стали a
I,2'1O
s'l/rpaдyc; Е
 модуль продольной упру

rости. Па, для стали Е
2,1'10IlПа; F
 площадь
 средневзвешенная по
рассматриваемой части колонны
 поперечноrо сечения трубы, м 2 ; Д1

средняя температура HarpeBa (охлаждения) в рассматриваемой части
колонны, rpaдyc,
L\t
 (1з
(1)+(14
(2) . (10.49)
2 '
11, 12
 первоначальная температура у BepXHero и нижнеrо концов
рассматриваемоrо участка колонны, ос; 1з, 14
 температура в тех же точ

ках при эксплуатации, Ос, рис. 1 0.5);


Р2
0,47Рв.ytf'10З (10.50)
(Рв.у
 BнyrpeHHee давление на устье при эксплуатации; d
 BнyтpeH

ний
 средневзвешенный
 диаметр колонны, м);
Р з ==О,2351(D 2 дрн
 d2IlPB)'10
2 (10.51)
(1
 расстояние от устья до рассматриваемоrо сечения колонны, м;
D, d
 соответственно наружный и внутренний
 средневзвешенный по
площади сечения труб
 диаметры колонны, м; ДРн
 изменение плотно

сти раствора за колонной после спуска и цементирования колонны,
кr/м З ; ДРв
 изменение плотности жидкости в колонне, кr/м З ).
Если на данной скважине предусмотрено значительное изменение
режима ее работы (например, использование добывающей скважины в
качестве наrнетательной), то УСWIИе натяжения обсадной колонны
должно быть пересчитано на новые условия работы.


291




Пример 10.5. Вьmолнить расчет натяжения обсадной колонны для
условий ее наrpужения, рассмотренных в примере 10.2
Исходные данные: диаметр обсадной колонны cFI46,lMM; rлубина
спуска колонны h==3400M; шубина до уровня цемента за колонной
h ц ==230Ом; плотность промывочной жидкости за колонной и продавоч

ной жидкости в колонне рж==1420кr/м З ; пластовое давление на шубине
3300 м рпл==43,7 МПа; плотность нефти при фонтанной эксплуатации
рн==860 кr/М3; плотность пластовоrо флюида в конце эксплуатации
р'пл==950кr/м 3 ; снижение уровня жидкости в колонне в конце эксплуата

ции h k ==2400M; внутреннее давление на устье в период ввода в эксплуа

тацию Ру==15,9МПа; температура: на rлубине 3400 м
 lз==115 0 с; темпе

pa'I)'pa у устья исходная
 l у _ н ==20 0 с; при эксплуатации l у _ д ==60 0 с.
Решение. Определение плошади сечения обсадных тРvб .
для труб с толщиной стенки 9,5; 8,5; 7,7 и 10,7 мм соответственно



_5 n(d;
d;) 3,14(14,612
 12,712) 40,75см2;
4 4
F. 3,14(14,612
 12,9е) 36 , 72см2 , .
8.5 4
F == 3,14 (1 4,612
 13,072 ) 33 46 2
77 ' см;
. 4
F.
 3,14 (14 ,612
 12,472 ) == 45 49 2
1 0 7
 . см.
. 4


Среднее значение плошади сечения труб
F = 40.75.535+36.72.654+33.36.337+45,49.774 =4013см 2 .
ер 535+654+337+774 '


Средний внутренний диаметр обсадной колонны



 Fcp 4.40,13
d SH = D 1

 = 14,61 1 2 == 12,74 см.
nD 3,14.14,61


Определение средней температуры HarpeBa колонны (см. рис. 10.5)


292




о 20


50 60


100 т , ОС


\
\
\
\
\
\
\
\уl
\
\
\
84 0 С \


2300


3400
Н,М


115 0 С


Рис. 10.5.
Распределение темпера'I}'Р по шубине:
1
 в исходном положении; 2
 при добыче нефти.


t == 20+ (115
20). 2300 == 84 0 с.
2 3400 '


t ==60+ (115
60).2300
 970c.
4 3400 '


.1t
 (60
 20)+ (97
 84)
 26,50 С.
2


ОпРеделение минимальноrо УСИЛИЯ натяжения :


Рн==р+аЕF.М.1О
3+0,З lpyd2BH.l03......(),6551(d2HPH
2BHPB).10
2==
==732,3+ 1,2.1O
5.2,1.101l.40,13.104.26,5.10
3+0,3 1'15,9'12,742'104'103



293





 0,655'2300(14,612.1420
 12, 742'860)'1Q
2==732,З+ 1268,0+80,

246,3==834,0 кН.
Минимальное усилие натяжения превышает вес незацементиро--
ванной части обсадной колонны 834,0>732,3 кН, поэтому принимается
исходная величина Рн==834,ОкН.
Проверка прочности колонны, находящейся под действием усилия
натяжения Р!!, В процессе эксплуатации.
Так как изменение температурноrо режима работы колонны уже
учтено при определении усилия натяжения, при расчете наrpузок в KO

лонне Р. (усилие, возникающее в результате температурных изменений)
не учитывается.
у силие растяжения, возникающее в результате BнyтpeHHero давле

пия при эксплуатации


Р2==0,47. 15,9.12,742. 10-4. lQЗ==121,зкН.


Усилие растяжения, возникающее в результате изменения плотно--
сти жидкости в колонне


рз==0,2351(d 2 н рн
 d 2 H 6PB)'10. 2 ,


rде l1pH
 изменение плотности жидкости в затрубном пространстве,
l1pH==O; дfJB
 изменение плотности жидкости в колонне, l1pB== 1420

860==560кr/
; P2==O,235'2300(0
 12, 742.560)-10
==--49кН.


Проверка по первому условию


k
 Рстр
3 Рн + Р2
 Р3


1569 == 1 73 > 1 3.
834+121.з
49' ,


Проверка по второму условию


k3 == Рстр == 1569 == 188> 13.
Р Н 834 ' ,


Верхняя секция при натяжении колонны с усилием рн==834кН
удовлетворяет требованиям по запасу прочности.


294




Проверим на растяжение наиболее слабую третью секцию из труб
rpуппы прочности Д С толщиной стенки 7,7 мм с РСЧJ==823кН (см.табл.
9.9[7]).
Наrpузка на растяжение
P==PH
 P4
7 + P2
 Р з ==834
 (82,9+98,5+118,8+159,8)+121,3
49==446,3кН.
Проверка по второму условию PH
 P4
7 + P2
 РзS[Р]:
k з ==I,3; [Р]==823/l,3==633КН, условие соблюдено.
Подобным образом проверяются все секции незацементированной
части обсадной колонны. Результаты расчета сведены в таБЛ.I0.9.


Таблица 10.9.


ОНС трукция садной колонны В интервале
 м
Номер Интервал Длина, Тол
 rруппа Испол
 Вес Нарас.-
ceK
 ycтaнOB
 ceK
 щина проч
 нение ceK
 тающий
цИИ КИ,М ЦИИ,м cтeH
 ности ЦИИ, вес ко--
(снизу ки, стали кн лонны,
вверх) мм кн
1 2300
 230 9,5 Д А 74,3 74,3
2070
2 2070
 370 8,5 Д А 108,0 182,3
1700
3 1700
 337 7,7 Д А 90,0 272,3
1363
4 1363
 284 8,5 Д А 82,9 355,2
1079
5 1079
774 305 9,5 Д А 98,5 453,7
6 774444 330 10,7 Д А 118,8 572,5
7 444
0 444 10,7 К Б 159,8 732,3


к


об


о 2300


10.4. Особенности расчета обсадных колонн ДЛЯ специфич

ских условий в скважине


Расчет обсадных колонн для специфических условий работы (в ce

роводородной среде, в присутствии yrлекислоrо raза, в морских CKBa

жинах) выполняется в соответствии с положениями и нормами инст

рукции [4}.
В частности, расчет обсадных колонн, находящихея под воздейст

вием сероводородной среды, но наrpузкам, выьmающим в теле трубы
напряжения растяжения (такие наrpузки, как внутреннее давление, Ha

rpузка растяжения от собственноrо веса обсадной колонны), ведется с
использованием увеличенноrо коэффициента запаса прочности


295




kзS==-k,j k S,


(10.52)


rде k3
 значение коэффициента запаса прочности для нормальных уСЛ<r
вий; ks
 коэффициент снижения несущей способности в cepOBOДOpOД

ной среде, ks:51.
С учетом дополнительноrо воздействия повышенных температур


k3S==-k,/kskt,


(10.53)


rде kt
 коэффициент, учитывающий снижение механической прочности
стали под воздействием сероводорода при повышенных температурах.
Значения коэффициентов ks и kt задаются в зависимости от марки
стали по техническим условиям изrотовителя и рассчитываются по Me

тодикам, соrласованным с rосrортехнадзором.
Расчет обсадных колонн, находящихся в сероводородной среде под
наrpузкой, вызьmающей сжимающие напряжения в теле трубы (напри

мер, наружное избыточное давление), выполняется при k s ==-I,O.
По зарубежным данным [3] при бурении rеотермалъных скважин, в
УСЛОВИЯХ сероводородной аrpессии при содержании H 2 S дО 25
35% при

меняются трубы из стали марки C
95. В качестве меры профилактики в
условиях коррозионноrо воздействия rорячеrо флюида и кислотообра

зующих rазов предусматривают использование обсадных труб из сталей
специальных марок, устойчивых к аrpессивному воздействию H 2 S и
минерализованных вод.


Список литературы


1. Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.r., rноевых А.Н. и др. Буровое
оборудование. Буровой инструмент. 2003. т.2. М., Недра.
2. Башкатов Д.Н., Панков А.Б., Коломиец А.М. Проrpессивная
технолоrия бурения rидроrеолоrических скважин. М., Недра, 1992.
3. Бурение скважин на термальные воды/r.П.Новиков,
r.М.rульянц, Ю.Н.Аrеев, А.И.Вареца. М., Недра, 1986.
4. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и raз<r
вых скважин. rосrортехнадзор России, .NИО
13/127 от 12.03.97. М.,
1997.
5. Инструкция по расчету обсадных колонн для rоризонтальных
скважин. rосrортехнадзор России, .N210
03/667 jn 06109/2000. М., 2000.


296




6. Иоrансен К.Б. Спутник буровика. М., Недра, 1990.
7. Калинин A.r., Левицкий А.З., Мессер A.r., Соловьев НВ.
Практическое руководство по технолоrии бурения скважин на жидкие и
rазообразные полезные ископаемые. Под ред. А.r.Калинина. М., Недра,
2001.
8. Матвеев r.M. Типовые задачи по структурному бурению М.Ю,
Недра, 1973.
9. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. М., Недра,
1989.
10. Справочник по бурению скважин на воду. Под ред.
Д.НБашкатова М., Недра, 1979.
11. Трубы нефтяноrо сортамента. Справочник! Под общ.ред
А.Е.Сарояна. 3
e изд., перераб. и доп. М., Недра, 1987.


297




11. Расчеты, связанные с цементированием обсадных KO

лонн, те:хнолоrическим и ликвидационным тампонирова

нием


11.1. Выбор тампонажноrо материала


Тампонажные цементы на основе портландцементноrо клинкера по
вещественному составу в зависимости от содержания и вида добавок под

разделяют на тампонажные портландuемент бездобавочный, тампонаж

ный портландцемент с минеральными добавками и тампонажный порт

ландцемент со специальными добавками, реryлирующими свойства цe

мента. Перед названием TaKoro цемента добавляется наименование добав

КИе
По температуре применения ес) тампонажные цементы подразде

ляются следующим образом:
для низких температур
 ниже 15;
для нормальных температур
 от 15 до 50;
для умеренных температур
 от 50 до 100;
для повышенных температур
 от 100 до 150;
для высоких температур
 от 150 до 250;
для сверхвысоких температур
 выше 250;
для циклически меняющихея температур.
Цементы по средней плотности тампонажноrо цементноrо теста
(кr/M 3 ) подразделяются следующим образом:
леrкие
 ниже 1400;
облеrченные
 от 1400 до 1650;
нормальные
 от 1650 до 1950;
утяжеленные
 от 1950 до 2300;
тяжелые
 свыше 2300.
По устойчивости тампонажноrо камня к воздействию аrpессивных
пластовых вод выделяют следующие виды тампонажных цементов:
цементы, к которым не предъявляют требований по устойчивости
тампонажноrо камня к аrpессивности пластовых вод;
устойчивые к сульфатным пластовым водам;
устойчивые к кислым (yrлекислым, сероводородным) пластовым BO

дам;
устойчивые к маrнезиальным пластовым водам;
устойчивые к полиминеральным пластовым водам.


298




По объемным деформаuиям тампонажноrо камня при твердении в
водной среде в 3
суточном возрасте цементы подразделяют на следую

щие:
цементы, к которым требования не предъявляют;
безусадочные с расширением не более 0,1 %;
расширяющиеся с расширением более 0,1 %.
Начало схватывания тампонажных цементов должно наступать pa



нее:


2 ч для низких и нормальных температур;
1 ч 45 мин для умеренных и повышенных температур.
Конец схватывания тампонажнъlX цементов для низких и нормаль

ных температур должен наступать не позднее:
10 ч для тампонажных портландцементов до и Д20;
18 ч для облеrченноrо и песчанистоrо.
Конец схватывания тампонажнъlX цементов для умереннъlX и повы

шеннъlX температур должен наступать не позднее:
5 ч для тампнажных портландцементов до и Д20;
8 ч для облеrченноrо;
6 ч для утяжеленноrо и песчанистоrо.
для цементирования скважин следует применять тампонажные Maтe

риалы (табл.l1.1), удовлетворяющие требованиям соответствующих
стандартов [1,2,4].


Тампонажные растворы для различных условий бурения состоят из
тампонажноrо цемента, среды затворения, peareHToB ускорителей и за

медлителей сроков схватывания, реаreнтов
понизителей, показателя
фильтрации и специальных добавок во избежание разрыва пород и по

rлощения, а также с целью лучшеrо вытеснения буровоrо раствора из
кольцевоrо пространства.
При бурении на твердые, жидкие и rазообразныIe полезные ископае

мые применяются тампонажные растворы [3, 5, 7, 9,10] на основе вяжу

щих веществ (цементныI,, аэрированный, нефтецементный, нефтеэмуль

сионный, rипсовый, известковый, расширяющийся, rипсоцементный pac

творы); сухие быстросхватывающиеся тампонажныIe смеси; тампонажные
растворы на основе коаryлирующих веществ (rинистый, соляробентони

товый), комбинированные тампонажные растворы на основе неорraниче

ских веществ (rлиноцементныI,, соляробентонитовый); тампонажныIe со--
ставы на основе орrанических веществ (синтетические смолы, rипано

хлоркальциевая тампонажная смесь, латексныIe и битумные составы и др);
комбинированные орraноминеральные тампонажные смеси (полимерце



299




ментный. вязкоупрyrий rлинистыIй составы, rипано
цементная смесь, OT

верждаемый rлинистый состав).


Таблица 11.1


Тампонажные цементы


Цемент Марка Стандарт
Портландцемеm для скважин: rOCT 1581
85
холодных пцх
rорячих rщr
Утяжеленный портландцемент для
скважин:
холодных УПЦХ
rорячих yrщr
Песчанистый портландцемент для
скважин:
холодных rпщx
rорячих пrщr
Цемент Марка Стандарт
Солестойкий портландцемент для
скважин:
холодных СПЦХ
rорячих Сrщr
Низкоrиrpocкопичный портланд

цемент для скважин
холодных НIЩX
rорячих нпцr
Облеrченный портландцемеm для ТУ 21
20
36
78
скважин:
холодных ОПЦХ
rорячих оrщr
Шлакопесчаный COBMeCТHoro по
 ШПЦС
120 ОСТ 30
017
80
мола ШПЦС
200
Утяжеленный umаковый YIlЩl
120 ОСТ 39
014
80
УШПЦ2
 120
УШПЦl
200
УШПЦ2
200
Утяжеленный для rорячих скважин YПr
1 ТУ 39
01
08
535
80
Облеrченный для скважин:
холодных ОЦХ ТУ 39
01
8
P46--75
rорячих Oцr ТУ 39
0 1
08469
80
Цементн
rлинистые составы цrC

Тампонажный быстротвердеющий ЦТБР ТУ 21
32
61
74
расширяющийся
Цементно
смоляная композиция ЦСК



300




Если в разрезе проектируемой скважины встречается несколько TeM

пературнъlX зон, в раствор добавляют химические реаrенты, чтобы Bepx

няя пачка тампонажноrо раствора по срокам схватывания и твердения
сушественно не отличалась от нижней пачки раствора, Т.е. время ОЗЦ
должно быть одинаково по всему интервалу цементирования.


в этом случае для выполнения требований по успешной доставке
тампонажноrо раствора в затрубное пространство скважины в заданные
сроки и для предупреждения осложнений, связанных с седиментацион

ными, контракционными и дрyrими эффектами взаимодействия тампо

нажных растворов с породами, необходимо реryлировать сроки cXBaTЫBa

ния растворов, которые без химических добавок интенсивно реаrируют на
изменение температурных условий


Среду затворения выбирают по табл.ll.2 в зависимости от наличия
солевых отложений в разрезе скважины или от степени минерализации
пластовых вод.


Таблица 11.2


Отложения Среда затворения Концентрация
соли, %
rалиr Насыщенный раствор хлорида Ha
 35
трия, JF 1190 кr/M 3
Бишофит Насыщенный раствор хлорида Mar
 36
ния, JF 1270 кr/M 3
Сульфаты Техническая вода

Минерализованная вода Тоже



Выбор среДЫ затворения


для предотвращения преждевременноrо заryстевания тампонажноrо
раствора и обводнения продуктивных rоризонтов необходимо снизить
показатель фильтрации тампонажноrо раствора.


Предпочтительность выбора Toro или иноrо тампонажноrо раствора
диктуется конкретными условиями бурения скважины. При этом учиты

вают следующие факторы: сохранение изоляционных свойств камня при
наивысшей температуре; пластовое давление, давление rидроразрыва,
наличие соленоснъlX отложений, устойчивость против коррозии аrpессив

ныIии компонентами и пр.


301




11.2 Проектировавие подrотовки ствола скважины


для обеспечения качественноrо цементирования существенное зна

чение имеет прав ильная подrотовка ствола скважины для спуска обсадной
колонны до намеченной rлубины.


Так, при шаблонировании ствола жесткой компоновкой (особенно
при использовании трехшарошечных расширителей) во избежание воз

никновения rидроразрыва пород и поrлощения буровоrо раствора (что
осложнит процесс последующеrо цементирования) следует оrpаничиватъ
скорость спуска бурильной колонны.


После спуска обсадной колонны буровой раствор должен быть вновь
обработан и скважина промыта с максимально возможной подачей Haco

сов, но не выше допустимой.


Процесс подrотовки ствола к креплению может быть полностью ис

ключен, если диаметр долота и компоновку низа бурильной колонны для
проходки скважины выбирать в зависимости от заданной допустимой ин

тенсивности пространственноrо искривления ствола, диаметра и жестко

сти спускаемой колонны и средневзвешенноrо уrла наклона незакреплен

Horo интервала (рис.l1.1 [1,4]).


Диаметр долота при бурении под обсадную колонну выбирается из
условия ее успешноrо спуска до забоя по методике ВНИИКРнефти:


D=3.36.10 4 .!!!.... ( siпa

 ) +OJ745ie +d.
Е/ f


(11.1)


rде т
 масса 1 м обсадной трубы в жидкости, кr; Е/
 жесткость труб об

садной колонны, Н,м 2 ; а
 средневзвешенный уrол наклона незакреплен

Horo интервала скважины, rpaдyc; ie
 интенсивность пространственноrо
искривления скважины в том же интервале, rpaдyc/l0 м; d
 диаметр об

садной колонны, м


302




377


324


219

 '
'
' 1 1
194 I I 2
243 269
178 ..


 ,
214 243 3
168
::
190 214 I I 4
О 50 100 150 200 (D
d ),1\-11\-1


Рис. Н.!.
[рафик для определения диаметра скважин под обсадную колонну
(с учетом кривизны ствола):
l
sin СЖср=оО,О5; 2
sin aq,
O,l; 3
sin aq,
O,2; 4
sin aq,
O,4.


303




Жесткость обсадных труб можно найти из табл.l1.3


Таблица 11.3


Жесткость обсадных колонн


Диаметр труб. Жесткость. IОЗ Н.м 2 Диаметр труб, Жесткость, IОЗ Н,м 2
мм мм
140 1580 299 20 380
146 1865 324 27 000
168 3215 340 30 700
178 3820 351 34 700
194 5480 377 44 000
219 7650 407 57 000
245 10400 426 64 800
273 15 000 478 93 200


Пvимеv 11.1 . Протяженность интервала крепления 2000 м, отклоне

ние от вертикали 600 м. Определить диаметр долота, которым обеспечи

вается проходимость 377
мм обсадной колонны по стволу скважины.
Решение. для указанноrо случая имеем следующее: El
44-106 н,м 2 ;
т
83,1 кr/M; sin a==60012000==0,3; a
17,50; cos а==0,9537; f
0,3.
Отсюда
D
326.104 83.1 ( 03
 0'9537 ) +01745'15+0377=0462 м.
, 44.106' 0,3 ' " ,


Следовательно. для бурения необходимо принять долото диаметром
490 мм. В том же случае, но при отклонении ствола в интервале крепле

пия от вертикали на 300 м (sin а==0,15) достаточно будет применить для
бурения долото диаметром 445 мм;
D
3,26.104 83.1 6 ( OД5
 O,9894 ) +OД745'1.5+0,377
OA43 м.
44.10 0,3
Расчеты необходимоrо диаметра долота можно вьmолнять оператив

но. используя рис 11.1


Пvимеv 11.2 . Определить диаметр долота для следующих условий:
протяженность интервала крепления 2000 м. Отклонение от вертикали
400 м (sin a
0,2); средняя интенсивность искривления 2,5°110 м.
Решение. Определим по HOMorpaMMe (см.рис.ll.l) диаметр долота,
которым обеспечивается проходимость 273
MM колонны ПО стволу cквa

жины. от точки на оси ординат, соответствующей диаметру обсадной
колонны, прОБОДИМ rоризонтальную линию пересечения с линией, cooт



304




ветствующей sin а==0,2 в области средней интенсивности искривления
2,5°/10 м. Точка пересечения указывает, что диаметр долота должен быть
не менее 346 мм.


11.3 Определение конфиryрации и объема ствола скважины


При бурении скважин, особенно наклонно направленных и rоризон

тальных, в результате взаимодействия со стенками ствола элементов бу

рильной колонны при продольном и поперечном перемещениях, вибра

ции, а также упруrой деформации бурильноrо инструмента от сжимаю

щих наrpузок и крутящих моментов в необсаженной части ствола cквa

жины образуются выработки в виде желобов и каверн (уширения). Если
ширина образовавшейся выработки a<1,3d 3 (rne d з
 диаметр УБТ или бу

рильноrо замка), то ее считают желобом, а если а> 1,3d з
 каверной или
уширением. Под физико
химическим воздействием буровоrо раствора
размеры ствола, в том числе и размеры желоба и каверны, Moryr сущест

венно изменяться.
для качественноrо выполнения ряда процессов при бурении и креп

лении скважин требуется точное знание конфиrурации и размеров попе

речноrо сечения ствола. На основе этих данных определяют количество
тампонажных материалов и буферной жидкости для цементирования об

садных колонн и установки цементных мостов, жидкости для установки
жидкостных ванн (нефть, вода, кислота, щелочь) и Т.д.
Установлено, что определение поперечноrо сечения ствола по pe

зультатам кавернометрии приводит к значительным ошибкам в расчетах
требуемоrо количества указанных материалов [1]. Объясняется это тем,
что вследствие конструктивных особенностей и заложенноrо принципа
действия каверномера получаемое поперечное сечение ствола скважины
Bcerna имеет вид окружности. В действительности оно в зависимости от
технико
технолоrических условий проводки скважин и физико

механических свойств [орных пород может иметь различную форму. В
связи с этим более совершенным считается определение конфиrypации и
объема ствола скважин по данным профилеметрии. Профилемер позволя

ет за один рейс одновременно записать три кривые, две из которых xapaK

теризуют изменение двух поперечных размеров ствола во взаимно пер

пендикулярных плоскостях (профилеrpамма), а третья
 усредненный
диаметр скважины (KaBepHorpaMMa).
На рис. 1 1.2 приведены возможные варианты профилеrpамм. При Ha

личии желоба или каверны поперечное сечение ствола скважины xapaктe



305




ризуется тремя параметрами: диаметром ствола (долота) D, шириной же

лоба или каверны а и наибольшим размером поперечноrо сечения ствола
Ь (а и Ь определяются профилеметрией).
Если кривые профилеrpаммы а и Ь совпадают с линией номинально

[о диаметра ствола D, то поперечное сечение скважины представляет со--
бой окружность с диаметром, равным диаметру долота, Т.е. Dc==D
(рис.l1.1,1).
Если кривые профилеrpаммы а и Ь сходятся и расположены правее
линии номинальноrо диаметра ствола D, то диаметр ero поперечноrо ce

чения оказывается больше диаметра долота (каверна с поперечным сече

нием в виде окружности, рис 11.2,2) Размер каверны при этом увеличива

ется с ростом смещения кривых а и Ь от линии D вправо, а Dc== а == Ь> D.
Коrда кривые профилеrpамм а и Ь расходятся и находятся правее ли

нии D , то поперечное сечение ствола представляет собой овал (каверна в
виде овала. рис.11.2,З); при этом чем больше расходятся кривые а и Ь OT

носительно друr друrа, тем более вытянутую форму имеет каверна этоrо
вида.
Если кривая профилеrpаммы а сходится с линией D, а кривая Ь Haxo

дится правее нее, то поперечное сечение ствола характеризуется наличием
каверны шириной a==D (рис.l1.2).
При расположении кривых профилеrpамм а и Ь по разные стороны
от линии D поперечное сечение ствола характеризуется наличием KaBep

ны, если ширина а>I,Зd з (рис.ll.2,5), либо наличием желоба (желобной
выработки), если ширина а<I,Зd з (рис.ll.2, 8, 9). При этом чем больше
расходятся кривые а и Ь, тем значительнее шубина желобной выработки
или каверны в стенках ствола скважины.
В случаях, коrда обе кривые профилеrpаммы расположены влево от
линии D, поперечное сечение ствола характеризуется сужением и пред

ставляется в виде окружности с диаметром Dc==D. При этом кривые про

филеrpаммы сходятся (рис.ll.2, 6) либо расходятся (рис.l1.2, 7).
После расшифровки профилеrpамму рабивают на участки, которые
представлены желобными выработками, кавернами, сужениями и номи

нальным размером ствола. Далее определяют площадь и объем каждоrо
участка ствола, а затем общий объем заколонноrо пространства в интер

вале цементирования обсадной колонны.
ПЛощадь поперечноrо сечения ствола каждоrо участка следует опре

делять с учетом всех параметров, характеризующих данное сечение. По

скольку поперечное сечение стволов с желобом или каверной характери

зуется тремя параметрами D, а и Ь, то площадь поперечноrо сечения их
следует определить с учетом этих трех параметров.


З06




apaкrc

истика Профилсrрамм
твола


...
oi
=
==


Q
==


о D
а==Ь


Поперечное сечение
ствола


Вари
allT


CIS
е.
C:Q
ее




1


2


а


а




==
=


»
U




Q







3

4
ЁEEI 5


RЧ



 " 11 '\
 \
\« I I
"

' tj'''Q





6




\
Ш











7


8


9


Рис.ll.2. Виды поперечных сечений ствола скважины по данным профилеметрии


307




ПЛощадь поперечноrо сечения и объемы стволов с желобами и Ka

вернами определяют по следующим формулам:
при o>D (см. рис 11.2,3)


F
 7r (D 2 2 ) D + о (ь D + О ) .


 +0 +



8 22'


(11.2)


при o==D (см.рис.ll.2,4)
пD 2
F ==
+D(b
D).
4


(11.3)


При o<D площадь поперечноrо сечения ствола с каверной или жело

бом определяется в зависимости от их rлубины д==ь
 D.
Если шуб ина кав ерны и желоба
8 >81( ==o,s( .J D 2
02
D+o) прио>d з ,


(11.4)


или шуб ина жел оба
8 >8; ==o,s(
 D2
d;
D+dз) прио
з,


(11.S)


то площадь поперечноrо сечения ствола с каверной (см.рис.ll.2,S) и
желобом (см.рис.ll.2, 8)


7r ( 2 02 J О ( .J 2 2 ) DCI
p==
 D +
 +
 4b
2D
20
 D
o


4 2 4 4 '


(11.6)


rде


С,

a 2 +j( D
 .J D2
a2 )'.


(11.7)


Если шубина желоба


8 < 8; == o,s(
 D 2
 d;
 D + d з ) ,


(11.8)


308




то площадь поперечноrо сечения ствола (см.рис. 11.2,9)


пD 2 а ( 1
F ==
+
 2b
D
d )

 ( CD
C d \
4 4 3 4 1 2 3).


(11.9)


rдe


С,
 l a' +
( 2b
D
 .JD'
a' )'.


(11.10)


ПЛощадь поперечноrо сечения ствола скважины дпя возможных слу

чаев образования желобов и каверн (уширений) с достаточной дпя прак

тических целей точностью может быть также определена по обобщенной
упрощенной формуле


пD 2
F==
+a(b
D)
4


(11.11)


Если поперечное сечение ствола представляет окружность или xa

рактеризуется сужением (см.рис.11.2, 1,2,6, 7), то ero площадь определя

ется по формуле


F == пD; /4 .


(11.12)


для случаев поперечноrо сечения ствола в виде окружности с номи

нальным диаметром ствола (см.рис.1l.2, 1) или с сужением ствола (см.
рис.ll.2, 6, 7) диаметр ствола принимается равным диаметру долота
(Dc==D). Если ствол скважины характеризуется каверной с поперечным
сечением в виде окружности (см.рис.ll.2, 2), то Dc == а == Ь.
Тоrда объем ствола скважины с разЛИЧНЫМИ поперечными сечения

ми Fi и интервалами /j находят из выражения


v ==F.Il +Fi2 +...+Fin.


(11.13)


Ниже приведены примеры по определению площади поперечноrо
сечения и объема ствола скважины дпя конкретных случаев и форм попе

речноrо сечения скважины (рис.l1.3) по точным и упрощенной формулам
в сопоставлении с методикой [4].


309




2


3


4


Рис.ll.3.
Примеры (1-4) профилеrpамм по скважинам


ПримеР.l1.3 Определить площадь поперечноrо сечения F и объем
ствола скважины V в интервале 625
 715 м, представленном желобной BЫ

работкой (рис.ll.3, 1) при Ь==615 мм, а==234 мм, D==394 мм и /==90 м.
Решение. Ввиду Toro, что а>d з по формуле (11.4),


Б!( ==o,s( .J 394 2
2342
394+234)==78 мм,


Б == b
D == 615
394 == 221 ММ.


Так каКд>д к , поэтому пользуемся формулами (11.7) и (11.6)


С 1 == 2342 +
(394
 .J 3942
2342 у =250 мм,
310




( 2 2342 J 234 ( .J 2 2 )
F==0,785394 +2 +4 4.615
2.394
2.234
 394
234

394. 250
 0.1 706 м 2 ,
4
откуда V==F/==0,1706'90==15,4 м 3 .
По упрощенной формуле (] 1.11)


F == 0,785.3942 + 234(615
394)== 0.1 736м2,


тоrда V==0,1736'90==15,6 м 3 .
Поrpешность при использовании упрощенной обобщенной формулы
(11.11) по сравнению с точной (11.6) составляет Bcero лишь 1,3 %.
По методике [4] для этоrо интервала V==18 М-З, причем поrpешность
составляет 16,9 %.
Если в данном примере принять а== 180 мм, то по указанной методике
объем ствола останется прежним, Т.е V==18 м 3 . В действительности при
этом площадь и объем ствола снизятся и составят Р==О,1594 м 2 и V==14,3
м 3 . Следовательно, поrpешность в определении объема ствола по этой
методике составит 25,9 %.
для этоrо случая по обобщенной упрощенной формуле (11.11)
Р==О,1616 м 2 , V==4,5 м 3 , Т.е. поrpешность по сравнению с точной формулой
(11.6) составляет 1,4 %.


Пример 11.4. Определить площадь поперечноrо сечения и объем
ствола в интервале 3325
3395 м, характеризующемся наличием каверны
(рис.11.3, 4) при а==295 м, Ь==335 мм, D=269 мм, /==70 м.
Решение. По формуле (11.2)


F == 3
 4 (2692 + 2952) + 269
 295 (335 269; 295 ) == 0,0775 м 2 ,


откуда V==0,0775'70==5,4M 3 .
По методике [4] для этоro случая V==6,3 м 3 , Т.е. результат завышен на
16,7 %. Если для данноrо примера принять D==214 мм, то по этой методИ

ке объем ствола останется прежним (V==6,3 м 3 ), Т.е. будет завышен на 24
%, так как площадь поперечноrо сечения и объем ствола снизятся:
Р==О,О7262 м 2 и V==5,08 м 3 .


311




По упрощенной формуле (11.11) при
269 мм значения F==0,07627
м 2 и V==5,3 м 3 , а при
214 мм имеем F==O,07164 м 2 и V==5,02 м 3 , Т.е. п<r
rpешность относительно точноrо метода составляет соответственно 1,8 и
1,2 %.


11.4 Расчет одноступенчатоrо цементирования


Одностynенчатый способ цементирования наиболее распространен.
При ЭТОМ способе в заданный интервал подается тампонажный раствор за
один прием.
Если возникает необходимость делить интервал цементирования на
две части, то используют двухступенчатое цементирование. При этом на
rpанице раздела устанавливают специальную разделительную муфту.
Способ применяют в следующих случаях: поrлощение тампонажноrо pac

твора в нижних IШастах или при большой высоте ero подъема за колон

ной, коrда расчетные давления при прокачивании тампонажноrо раствора
больше давления, развиваемоrо цементировочными аrpеrатами; наличие
резко отличающейся температуры в нижней и верхней зонах интервала
подъема тампонажноrо раствора; невозможность доставки на буровую
нужноrо количества тампонажной техники; возможность возникновения
больших давлений в процессе продавливания тампонажноrо раствора.
Манжетное цементирование применяют, коrда нет необходимости
цементировать ЭКСIШуатационную колонну в зоне продуктивноrо rори

зонта. При расчете одноступенчатоrо цементирования определяют: коли

чество cyxoro тампонажноrо материала; количество воды для затворения;
объем продавочной жидкости; максимальное давление в конце процесса
цементирования; необходимое число смесительных машин и цемеНТир<r
вочных arperaТOB; время, необходимое для проведения Bcero процесса
цементирования.
для повышения качества цементирования необходимо предусмот

ретъ использование при цементировании буферной жидкости, которая
выполняет следующие функции:
отделяет тампонажный раствор от промывочной ЖидКости И предот

вращает образование ryCThIX трудно прокачиваемых смесей;
увеличивает полноту замещения промывочной жидкости тампонаж

ным раствором;
способствует разрушению фильтрационных rлинистых корок на
стенках скважины;


312




способствует лучшему сцеIШению тампонажноrо раствора с rорными
породами, слаraющими стенки скважины.
В качестве буферной жидкости широко используются воды и водные
растворы солей (NaCl, СаСl и т.д.), щелочей (NaOll) и ПАН (сульфонол).
Виды буферных жидкостей приведенЪJ в табл.ll.4.
Известно, что эффективность вытеснения промывочной жидкости
водными растворами (буферной жидкостью) возрастает с увеличением
плотности этих растворов.


т а б л и ц а 11.4


Виды буферных жидкостей
Вид Облаcrь применения
Вода В уcrойчивых породах. не подверженных набуханию при
кратковременном воздейcrвии потока воды
Нефть и нефтеп
 При бурении с промывкой неФтеэмульсионными pacrbo--
дукты рами или коrда crвол скважины цеменrируется нефrе

эмульсионными тампонажными расrворами
Утяжеленные (на Коrда применение больших объемов леrких жидкocrей
солевой и полимер
 связано с опасноcrью выброса или обвалами и осыпями;
ной основах) при наличии сильно кавернозных зон в crволе скважины.
Водные раcrворы В разрезах с наличием соляных куполов
солей
Раcrворы кислот Для удаления фильтрационной корки и ocrатков буровоrо
pacrBopa со creHoK скважины в интервале продуктивноrо
плаcrа
Аэрирование При наличии в разрезе зон поrлощений, затрудняющих
цементирование при больших коэффициенrах уширения
crвола
Эрозионные (водо-- При наличии в crволе больших каверн, crенки которых
песчаные) сложены rлиниcrыми породами
Незамерзающие В зонах мноrолетнемерзлых пород
С низкой вoдooтдa
 На меcrорождениях с низкими rpадиенrами плаcrовых
чей давлений; при наличии в разрезе поrлощающих плаcrов
или малопрочных проплаcrков. склонных к осыпям и об

валам
Вязкоупрyrий разде
 В суженных и расширенных чаcrях crвола скважины для
литель обеспечения вытеснения буровоrо pacrBopa (имеет orpa

ниченное применение из
за ряда недocrатков).


в случае применения буферной жидкости с меньшей плотностью,
чем у буровоrо раствора (Рб>РР), объем этой жидкости выбирается из yc

ловия, чтобы rидростатическое давление столба в заколонном простран

стве несколько превышало IШастовое. Из этоro условия находят, что BЫ

313




сота столба буферной жидкости в заколонном пространстве описывается
соотношением:


h6
 (Р р
 kaPB
пл I
Р р
 Рб
rде Рр, РВ, Рб
 IШотность соответственно буровоrо раствора, пресной воды
и буферной жидкости; ka
 коэффициент аномальности,


(11.14)


k ==
== Р пл
а О 01 ' (11.15)
рвgzпл I gzпл
ZIШ
 расстояние от поверхности до продуктивноrо rоризонта;
РIШ
 IШастовое давление, МПа.
Если расчетное значение высоты столба буферной жидкости по фор

муле (11.14) будет больше расстояния от устья скважины до уровня цe

ментноrо раствора в заколонном пространстве, то необходимо IШотность
буферной жидкости выбирать из соотношения


Рр < Рб <Рц.р.


(11.16)


ПЛотность цементноrо раствора Рц.р выбирается на 200
250 кr/M 3
больше IШотности буровоrо раствора Рр. ПЛотность буферной жидкости
реryлируется путем изменения концентрации водорастворимых солей.
Высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве h б
обычн принимается равной 150
220 м, что оказывается вполне достаточ

ным ДJIЯ обеспечения хорошеrо качества цементирования.
Расчетная схема одноступенчатоrо цементирования показана на
рис.ll.4.
Высота столба буровоrо раствора за колонной:


hp == н
(Hц +h 6 ).


(11.17)


Требуемый объем цементноrо раствора:



 == 7r [K 1 (D 2
dI2)нч + di h ].
4


(11.18)


rде KI
 коэффициент заполнения каверн, K 1 ==1,15; d 1
 наружный диамerp
обсадных труб; d 2
 внутренний диамerp обсадных труб.


314




.
J

































 ...







..:::::;:?' Рр .с::



 ........

/

















.............J.







 'Ir












 .....L....

 РБ u:


. ...............
 .::




 ..
I
.



,




















..,

I




.
., х






 >? >-




 0><
==
 I .)<





 :х


><,>><



 ух
>().><
 ....J.......

 ><Х)(
>&.>< )( )(






 )(

*><
 ...............

 -h :::
К><><



 >< )( )( ==






 ><х;<

 ..........!

 ><х;<
><&
><кх



 )( Р.
>l>

><0

I

 у)(
)с )(





 )10<

.)<



 .;<><
><Х<
 ><)( ><
><.)«



х>« х х )( ><

v
х>« х ><

 х
><>0 )< »СХ
><&

 х
x -=

 ><
х,о )(х хх N ><Х >«


 'х'
 «

)( х Х
,
 >1>< 'Ir ,
>(Х ><
I
Рис. 11.4.
Схема цементирования обсадной колонны.


315




Требуемая масса cyxoro цемента


1
G ц ==VцРЦ
К2'
l+т


(11.19)


rде т
 водоцементное отношение; К 2
 коэффициент, учитывающий n<r
тери.
При цементировании скважин используются цементные растворы с
т==0,470,5. Водоцементное отношение для получения цементноrо pacTB<r
ра заданной плотности определяется из выражения


Рв ( Р ц
 Рц.р)
т == Р:"( Рц.р
 Рв ) .


(11.20)


Количество воды для приrотовления расчетноrо объема цементноrо
раствора


v., == qвGц .


(11.21)


Требуемый объем продавочноrо раствора


тР
Vnp == Д
(H
h)+ V bl ,
4


(11.22)


rде Д
 коэффициент сжимаемости буровоro раствора, Д== 1,04; V u

вместимость манифольда.
Если обсадная колонна составлена из труб с различной толщиной
стенок, то объем продавочной жидкости находят как сумму объемов ин

тервалов обсадных труб с одинаковой толщиной стенок.
Максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное
кольцо.


Ртах ==
 +
,


(11.23)


rде Р I
 давление, создаваемое за счет плотности жидкости в затрубном
пространстве и в трубах


316





 ==O.Olth p p p +h Б Р6 + НцРц
hрц
(H
h)ppJ; (11.24)
Р 2
 давление, необходимое для преодоления rидравлических conp<r
тивлений, находится по формуле Шищенко
Бакланова


Р2==0,ООIН+l,6 МПа (при rлубине скважины до 1500
м);
Р2==0,ООIН+0,8 МПа (при rлубине скважины более 1500 м).


(11.25)


Далее находят число цементировочных arperaTOB из условия обеспе

чения определенной скорости течения цементноrо раствора в кольцевом
пространстве V B :
если в скважине возможно поrлошение, то скорость восходящеrо п<r
тока V B принимается равной скорости течения буровоrо раствора в коль

цевом пространстве за УБТ в процессе последнеrо рейса;
если поrлощение отсутствует, то V B за кондукторами и промежуточ

ными колоннами берется равной не менее 1,5 м/с, а для ЭКСIШуатацион

HbIX колонн не менее 1,8
2,0 м!с.
Требуемая подача цементировочных arperaToB


Q == F; v B ,
rде F з
 IШощадь затрубноrо пространства, м 2


(11.26)


F,
 V ц
 V ц _ с
3 Н
ц


(11.27)


Подача и давление, развиваемые цементировочными аrpеrатами,
приводятся в таБЛ.ll.5


Таблица 11.5


п


одача и давление. развиваемые цементировочными аrреraтами
Тип CKO
 Диаметр втулки, мм
arperaтa рость 100 110 115(120) 125 140
ЦA
 1 1,4/40
/
 1,7/32 2,3/24
/

320М П 2,5/32
/
 3,2/26 4,3/19
/

III 4,8/16
/
 6,0/14 8,7/10,7
/

IV 8,6/9
/
 10,7/8 14,5/6
/

ЗЦА
 1
/
 6,6/40
/
 8,8/30 11,2/23
400А 11
/
 9,5/27
/
 12,6121 16,1/16
III
/
 14,1/18
/
 18,6/14 23,8/11
IV
/
 19,5/13
/
 23,4/10 33,0/8


317




продолжение таблицы 11.5
Подача и давление, азвиваемые цементи овочными ar rатами
Cкo
 Диам в ЛКИ, мм
рость 100 110 115 120 125 140
1 6,0/70
/
 9,/47
/

/

II 8,3/51
/
 12,3/34
/

/

III 11,6/36
/
 17,3/24
/

/

IV 14,6/29
/
 22,0/19
/

/

Примечание. В числителе
 подача Q в дм /с, в знаменателе
 давление р
в МПа.


Тип
arperaтa
4AН
 700


Тоrда число требуемых цементировочных arperaTOB


==Д
п ц . а Q; + 1,


( 11.28)


rде Qi
 производительностъ цементировочноrо arperaTa на i
й скорости
(так как продавливание, как правило, начинается на максимально ВОЗ

можной скорости), дм 3 /с.
Находят необходимое число цементосмесительных машин


Q
т == ..............!
Ц.С.М v; ,
бунРн


(11.29)


rде РН
 насыпная масса цемента, т/м 3 ; V бун
 вместимость бункера цeMeH

тосмесительной машины 2CМН
20, техническая характеристика которой
приводится ниже
Транспортная rpузоподъемность, т
Вместимость бункера, м 3
Производительность при изrотовлении цементноrо paCТB<r
ра, л/ с
Плотность приrотовляемоrо раствора, r/cM 3
цементноrо
цемеНТн<rпесчаноrо
цементн<Н5ентонитовоrо
rлинистоrо
утяжеленноrо rлинистоrо
Давление жидкости в линии к смесителю, МПа
Смесительное устройство.


8
9
14,5
20


1,7
2,1
1,9
2,3
1,4
1,6
1,02
1,4
1,35
2,3
0,8
 1,5
ВаКУУМн<rrидравлическое


318




Определяется продолжительность цементирования по формуле
1 (
 v" 0,98V пр 0,02V пр J
t ==

+
+ + +10. (11.30)
ц 60 n1Q/v n 2 Q/v ( п
 l)Qш Qш


Пример 11.5. Провести расчет одноступенчатоrо цементирования
при следующих условиях: обсадная колонна диаметром 273 мм спущена
на rлубину Н==2000 м; диаметр скважины D скв ==320 мм; высота подъема
цементноrо раствора за колонной Н ц == 1500 м; плотность буровоrо paCТB<r
ра Рр==IЗ50 кr/M 3 ; плотность цементноrо раствора pu.p==1860кr/M 3 ; упорное
кольцо установлено на высоте 20 м от башмака колонны, Т.е. высота цe

ментноro стакана h==20 м; объем цементноrо стакана Vu.c==I,04
. Плаcт<r
вое давление продуктивноrо rоризонта рпл==25 МПа; расстояние от пр<r
дуктивноro rоризонта zпл== 1900 м.
Решение. Определяем высоту столба буферной жидкости по формуле
(11.14), предварительно найдя коэффициент аномальности по формуле
(11.15):
ka == 25/(0,01.1900) == 1,32.


в качестве буферной жидкости принимаем водный раствор солей
NaCZ плотностью 1080 кr/M 3 , тоrда


h
 (1,35
 1,32 .1,0)1900 == 211 Ом.
б 1,35
 1,08 '


Принимаем hfF21 О м.
Определяем высоту столба буровоrо раствора за колонной
(см. формулу 11.17)
hp == 2000
 (1500 + 210) == 290м.


Находим требуемый объем цементноrо раствора по формуле (11.18)



 == 0,8[1,15(0,3202
 0,27з2 ).1500 + 0,2552. 20]== 38.4 м 3 .


Требуемая масса cyxoro цемента по уравнению (11.19)


G u == 38,4.1860.1/(1 + 0,5),05 == 50000К2 == 50т.


319




Количество воды для приrотовления расчетноrо объема цементноrо
раствора по формуле (11.21)
v., = 0,5 .50 = 25 м 3 .


Требуемый объем продавочноrо раствора; приняв вместимость Ma

нифолъда, V M ==0,8 м 3 .


Vnp = 1,04.0,8. 0,2552(2000
 20)+ 0,8 == 108,Ом 3 .


Определяем максимальное давление перед посадкой верхней пробки
на упорное кольцо (см. формулы 11.24 и 11.25)


Рl = 0,01[290.1350+ 210.1080+ 1500.1860
(2000
 20)'1350
 20.1860]=
== 7,0 МПа;
Р2 == 0,001.2000 + 0,8 == 2,8МПа.


rде РI
 давление, создаваемое за счет разности плотности жидкости в
затрубном пространстве и в трубах; Р2
 давление, необходимое для пре

одоления rидравлических сопротивлений.
Окончательно Рмах==7,0+2,8==9,8 МПа.
Принимаем v B ==I,8 М!С и находим требуемую подачу цементировоч

HbIX arperaToB для обеспечения этой скорости: [см. форулы (11.26) и
(11.27)]
Torna Q==O,024-1,8==0,044 м 3 /с==44 дм3/ с .
для цементировочноrо arperaTa ЦA
320M производительность на 111
скорости QIIF8,7 дм3/ с при диаметре втулки 125 мм, а давление prn=10,7
МПа, Т.е. заданный режим (по давленmo) обеспечится при использовании
этоrо цементировочноrо arperaTa.
Число требуемых цементировочных arperaТOB по формуле (11.28)


44
п ==
 + 1 == 6 05 .
8,7 '


Принимаем шесть arperaТOB ЦA
320 М.
Находим необходимое число цементосмесительных машин. [форму

ла (11.29)]


320




т ц . с . м == 50/(14.5 .1,21) == 2,5).
Принимаем т ц . с . м ==3.
Определяем число цементировочных arperaToB при закачке буфер

ной жидкости объемом
V б == 0,8(0,322
 0,27з2 ).21 0== 5,04 м 3 .


Вместимость одноrо MepHoro бака ЦA
320M составляет 6,4 м З . П<r
этому для закачки буферной жидкости принимаем один цементировочный
arperaT (п)==I).
Число цементировочных arperaТOB при закачке цементноrо раствора
п2==2т==2.3==6.
Так как VЦ<VПР' то rидравлические сопротивления будут меньше pac

четных (ртах==9,8 МПа).
Тоrда для обеспечения производителъности 44 дмЗ /с можно взять
Qw=13,3 дмЗ/ с . Суммарная производительность смесительных машин
обеспечит полученную подачу arperaTOB.
Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочноrо раствора с
помощью п
I==6
1==5 arperaTOB (ЦA
320М) при подаче QIIF8,7 дмЗ/ с . Oc

тавшиеся 0,02 объема продавочноro раствора будут закачиваться одним
arperaTOM при QпF8,7 дмЗ/ с , что необходимо для ловли момента «стош)

момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.
Продолжительность цементирования по формуле (11.30)


1 ( 5,04.103 38,4 .103 0,98.10,8.103 0,02.10,8.103 J 10 69
t ==
 + + + + == мин
ц 60 1.13,3 6.13,3 ( 6
1 ) .8,7 8,7


Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования об

садной колонны, характеризующийся началом заryстевания:


t ==
 == 69,0 == 92 О мин.
з 0,75 0,75 '


Принимаем тампонажный раствор на основе портландцемента по
rOCT 1581
78 со следующими показателями: растекаемость (при Boдoцe

ментном отношении т==0,5) 18 см; начало схватывания
 не ранее 2 ч; KO

нец схватывания
 не позднее 1 О ч.


321




Пример 11.6 .[13] Провести расчет одноступенчатоrо цементирования
при следующих условиях: диаметр обсадной колонны (хвостовика)
 114
мм; хвостовик спущен на rлубину 3460 м на 89 мм бурильных трубах;
диаметр предьщущей обсадной колонны
 178 мм; диаметр скважины
(долота)
 151 мм; высота цементноrо раствора за колонной
 860 м;
плотность цементноrо раствора
 1860 кт/мз; плотность буровоrо раствора

 900 кт/м 3 ; плотность буферной ЖИДКОСТИ
 1080 кт/м 3 ; высота цeMeнтнo

ro стакана
 10 м; пластовое давление
 15 МПа; расстояние до продук

тивноrо rоризонта
 3030 м.
Решение . Выбираем высоту буферной жидкости в затрубном про

странстве hб
 150м.
Определим высоту буровоrо раствора в затрубном пространстве


hp
H
 (Н ц . р +h б )


hp
3460
(860+ 150)
2450 м.


Определим требуемый объем цементноrо раствора по следующей
формуле:




 п [k 1 (D12
dI2) + (D;
d12
б + d;h],
4


(11.31)


rде k)
 коэффициент, учитьmающий заполнение каверн, kl
I,15; 1
 длина
хвостовика, 1
760 м; Dl
 диаметр скважины под хвостовик, Dl
151 мм;
D 2
 внyrpенний диаметр предьщущей колонны D2
 164 мм; d)
 наружный
диаметр хвостовика, dl
114 мм; d 2
 внyrpенний диаметр нижней секции
хвостовика (см. табл.9.5 [13]),

102 мм; h
 высота цемешноrо стакана,
h
 1 О м.
Отсюда


V ц
 п [Ц5(0,15е
0,1142). 760+(0,1642
0,1142 ).150+0,1022 .10]

4

 8,007 м 3


Определим требуемую массу cyxoro цемента.


1
G ц
 8,007 .1860
1,05
 10425 кr==10,4 т.
1 + 0,5


322




Определим объем воды для приrотовления цементноrо раствора


v.. == 0,5 .10А == 5,2
.


Определим требуемый объем продавочной жидкости


Vпр == L1; [d;.тiб.Т +d;(Н ц . р
h)]+V,


(11.32)


rде dt>.rn==71 мм с замками ЗУ; lб.т==3460
86О==2600 м.
Тоrда Vпр ==1.04.0,8[0,0712 '2600+0J022(860
10)]+0,8==19 м 3 .
Проверим бурильные трубы на растяrивающие наrpузки:


Qp
 [l
.q
.(l

: )+Qu(l

: ) }..


(11.33)


rде qб
 вес 1 м бурильных труб, q6==195 Н;рм==7850 кr/M 3 ; Qxв==141 000 Н

вес хвостовика; k3
 коэффициент запаса прочности, учитьmаюший работу
бурильных труб в клиновом захвате, k з ==I,I.
Получаем:


Qp == [ 2600 '195 ( 1
 0,9 ) + 141 000 ( 1
 0.9 )] .1.1 == 631077 Н==0,631МН.
7,85 7,85


для стали rpуппы прочности Д [Qp]==0,86 мн (см.приложение 2,
стр.262 А.Е.Сароян «Теория и практика раБотыI бурильной колонны»,
1990).
Условие [Qp]>Qp (0,86 МН>0,631 МН) выполнено, следовательно, на
этих трубах можно спускать хвостовик.
Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки
на упорное кольцо:
Pl == 0,01(900.2450+ 1080.150+ 1860.860
 10.1860
900'3450)==
== 8А3МПа
Р2 == 0,001.3460 + 0,8 == 4,26 МIla,
Ртах == 8А3 + 4,26 == 12,69 МПа,


323




Определим число цементировочных arperaToB п для закачки прода

вочной жидкости:


F ==!E. ( D 2
D2 ) . F == 3,14 '0,1642
01142 ) ==00109 м2
3421 3 4
 ' , ,
rде 0,164 м
 внyrpенний диаметр предыдущей колонны (D 2 ==173 мм); Dl

наружный диаметр «хвостовика», Dl ==0,114 м.
Отсюда Q==1,8'0,109==0,0196==19,6 дМ.з/с.
Выбираем цементировочный arperaT ЦA
320M. При диаметре втулок
115 мм на IV скорости Qrv==10,7 дм3/ с ;р==8,7 МПа.
Число arperaТOB


п == 19,6 + 1 == 2 8 == 3.
10,7 '


Определим требуемое число цементосмесительных машин т. Выби

раем машину 2CМН
20, у которой V бунк == 14,5 м 3 .
Тоrда m ==10425/(14,5'1210)==1, rде 1210 кr/M 3
 насыпная масса цe

мента Ри'
Определим число цементировочных arperaToB для закачки буферной
жидкости:



 ==
 (D;
 D б . т
б' (11.34)
rде D 2
 внyrpенний диаметр предыдущей обсадной колонны, м; D б . т

диаметр бурильных труб, на которых спущен хвостовик, м; V б
 прокачи

ваемый объем буферной жидкости,



 ==!Е. (0,164 2
 0,0892 ) .150 == 2,24 м 3 .
4


Вместимость одноrо MepHoro бака ЦA
320M составляет 6,4 м 3 , по

этому для закачки буферной жидкости выбираем один arperaT.
Определим число arperaТOB для закачки цементноrо раствора
п==2т==2'1 ==2.
Предусматриваем закачивание 0,98 % объема продавочноrо раствора
с помощью двух (п
I==3
1==2) arperaToB (ЦA
320М) при подаче Qw==10,7
дм3/ с . Оставшиеся 0,02 % объема продавочноrо раствора будут закачи



324




ваться одним arperaToM при подаче Qш==7 дм3/ с , что необходимо для лов

ли момента посадки верхней пробки на упорное кольцо «стоп».
Определим продолжительность цементирования по формуле (11.30)


1 ( 2,24.103 8,007.103 0,98.19.103 О,О2.19.10 3 ] 10 35
t ==
 + + + + == мин.
ц 60 1.10,7 2.10,7 ( 3
1 ) .10,7 7


Выбираем цементный раствор для цементирования хвостовика, xa

рактеризующийся началом заryстевания tз==t,J0,75==351О,75==47 мин.
Принимаем цементный раствор на основе портландцемента + 20 %
rлиноземистоrо цемента + вода + понизители плотности со следующими
характеристиками: растекаемость Р==14 см; начало схватывния К схв ==I,5 ч,
конец схватывания К схв ==3 ч, ожидание затвердения цемента (ОЗЦ)==8 ч.
Буровой раствор не утяжеленный, на основе дистиллятных нефте

продуктов, стабилизированный натриевым мьтом окисленноrо петрола

тума (275 %), окисленноrо битума (15
25 %), битума (10
20%), 0,7
1,5 %
едкоrо натра, 1
5 % воды, остальное до 100 %
 нефтяная основа. Таким
раствором вскрываем продуктивный пласт с Рр==900 кr/M 3 .


Пример 11.7 . для приrотовления цементноrо раствора используется
цемент плотностью рц==3150 кr/M 3 и пресная вода. Определить Boдoцe

ментное отношение для получения цементноrо раствора плотностью
Рц.р==1870 кr/M 3 и количество cyxoro цемента для приrотовления 1 м 3 цe

ментноrо раствора.
Решение. Подставляем исходные данные в уравнение (11.20)
т == 1000. (3 150
 1870) == О 466.
3150.(1870
1000) .


Количество cyxoro цемента для приrотовления 1 м 3 цементноrо pac

твора при водоцементном отношении т==0,466 находим по формуле
q == Рц'Рв 3150.1000
 1276 кr/M 3 .
ц Р В +тр ц 1000+0,466.3150


Количество cyxoro цемента при заданных т и плотности цементноrо
растворар
ризуравнения
qц==рщ/(l+т)==1870/(1+0,466)==1276 кr/M 3


325




11.5. Расчет установки цементноrо моста в открытом стволе
скважины


По методике ВНИИКрнефти расчет заключается в определении
(рис.ll.5) объемов тампонажноrо раствора для цементировании моста и
порций буферной жидкости, прокачиваемой перед тампонажныM раство-
ром и вслед за ним, а также объема продавочной жидкости.
Объем тампонажноrо раствора
V U . P == SChM + k1V т . (11.35)


Объемы прокачиваемых порций буферной жидкости:
перед тампонажным раствором


V;уф == k2
 + k з S к h м ;


(11.36)


вслед за тампонажным раствором


Vб;ф == k2
.


(11.37)


Объем продавочной жидкости


Vпр == k4

 SThM.


(11.38)


Здесь Sс,Sк,Sп
 соответственно площади поперечноrо сечения cквa

жины на участке установки uементноrо моста, кольцевоrо пространства
между стенками скважины и колонной труб, по которой прокачивают yкa

занные жидкости в том же участке и BHyтpeHHero проходноrо канала KO

лонны, м 2 ; h M
 высота моста, м; k 1 ,k 2 ,k з ,k 4
 эмпирические коэффициенты
(табл.ll.6); VT
 внyrpенний объем колонны труб, м 3 .


Таблица 11.6
Б е им ЖИДКОСТЬ k3 k4
Вода 0,97
OтcyrCТBYeт 0,94
0,4 0,98
0,97


326




а


От насоса


1
2
3
4


5


6


.....::..


. .'
.:: ..:


в


От насоса


3


4


4


5


::.:...


:::::.


... .
.::::


Рис. 11.5. Схема установки цеменпюrо моста:
а
 начало закачки продавочной жидкоCПI в бурильные трубы; б
 конец закачки продавоч

ной жидкости; в
 промывка скважины после приподнятия бурильных труб выше кровли
ueMeHrnoro моста; J
 ствол скважины; 2
 бурильная колонна; 3
 буровой раствор; 4

продавочная жидкость; 5
 буферная жидкость; 6
 цеменrnый раствор; 7
 пакер; А и Б

перспективные rоризонты.


327




Продавочная жидкость закачивается до момента выравнивания ypOB

ней столбов тампонажноrо раствора в кольцевом пространстве и колонне
труб (а также уровней столбов буферных жидкостей). После этоrо колон

на приподнимается на 20
30 м выше верхней rpаницы моста.
При использовании устройства YЦМ
 140 объем тампонажноrо pac

твора, транспортируемоrо в заданный участок скважины по колонне НТК
между двумя разделительными пробками,



.p == kpSChM'
rде kp
 коэффициент резерва, kp==I,05 7 1,1.


(11.39)


11.6 Технолоrическое тампонирование


Технолоrическое тампонирование вьшолняется в процессе сооруже

ния скважины. В назначение и функции ero при бурении скважин, кроме
закрепления обсадных колонн и стенок скважины, создания мостов BXO

дИТ изоляция интервалов залеraния полезноrо ископаемоrо (при rеолоrо

разведочном бурении), ликвидация поrлощений и водопроявлений.
Расчеты объемов тампонажноrо раствора (тампонажной смеси) при
тампонировании поrлощающих зон, наименования рецептур и KOHкpeт

ные составы быстросхватывающихея смесей даны в разделе 17 настояше

ro пособия.


11.7. Ликвидационное тампонирование


Ликвидационное тампонирование, как одна из мер по охране недр
проводится с целью: предотвращения заrpязнения и засорения BOДOHOC

ных rоризонтов и залежей полезных ископаемых через скважину; смеше

ния вод различноrо качества после окончания бурения rеолоrоразведоч

Hых скважин. Если скважина вскрьша зоны поrлощений и водоrазопрояв

лений, то ствол скважины полностью или частично заполняется тампо

нажной смесью.
Ликвидация нефтяных и rазовых скважин без эксплуатационной KO

лонны в зависимости от rорно--rеолоrических условий вскрытоrо разреза
производится путем установки цементных мостов в интервалах залеrания
высоконапорных минерализованных вод с коэффициентом аномальности
Ka
I,1 и слобопродуктивных, не имеющих промыIIенноrоo значения за

лежей yrлеводородов. Высота цементноrо моста должна быть на 20 м ни

328




же кровли каждоrо TaKoro rоризонта. Над кровлей BepxHero пласта с ми

нерализованной водой, а также на rpанице залеraния пластов с пресными
и минерализованными водами (если они не перекрыты промежуточной
колонной) устанавливается цементный мост высarой 50 м.
Цементный мост устанавливается также: в башмаке последней про

межуточной колонны с перекрытием ero не менее, чем на 50 м; интерва

лах перфорации и смятия эксплуатационной колонны на 20 м ниже и не
100 м выше этих интервалов.
Изоляционно
ликвидационные работы в скважинах, строящихея на
месторождениях и подземных хранилищах, в продукции которых coдep

жатся аrpессивные и токсичные компоненты, в концентрациях, представ

ляющих опасность для жизни людей, должны проводитъся в соответствии
в инструкцией (<<Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин
и оборудовании их устьев и стволов». М, 2001. РД 08
347
00 rocropTex

надзор России).
для приrотовления смесей используются следуюшие материалы: цe

мент, rлина, песок, сyrлинок, отходы бурения, ускорители схватывания и
добавки для реrулирования свойств тампонажных смесей. Тип цемента
выбирается с учетом минерализации и аrpессивности подземных вод,
температуры окружающей среды (ТОС) в скважине.
При выборе рецептуры тампонажных составов необходимо в первую
очередь учитывать аrpессивностъ подземных вод.
Рекомендации по выбору тампонажноrо материала (смеси, состава) и
метода тампонирования дань] в табл. 11.7.


Таблица 11.7
Рекомендуемые области применения различных материалов для


ликвидационноrотампонирования
Характеристика объекта ликвидаци
 Рекомендуемый тип тампонажноrо Maтe

онноrотампонирования риала и метод тампонирования
Arpeссивные сульфатные и мяrкие Пуццолановый сульфатостойкий порт

подземные воды; ТОС<10 0 С ландцеменr с ускорителем схватывания
Arрессивные мarнезиальные под
 UUлакопортландцеменr
земные воды; ТОС до 100 ос
Arрессивные воды отсyrствуют; Портландцеменr тампонажный с активны

ТОС свыше 100 ос ми добавками (кварцевый песок)
Сероводородная аrpессия при ТОС UUлакопесчаныйцеменr
до 250 ос
Arрессивные сульфатные подзем
 Сульфатостойкий портландцеменr
ные БОДЫ то же при наличии соле
 то же с ускорителем схватывания
носных пород


329




продолжение таблицы 11.7


Характеристика объекта ликвидаци
 Рекомендуемый тип тампонажноrо Maтe

онноrотампонирования риала и метод тампонирования
Соленосные отложения Мarнезиальный цемент (на основе каусти

ческоrо мarнезитовоrо порошка), затво-
ряемый на насыщенном растворе MgCl 2
Небольшая rлубина скважины при rлина с песком (до 6%) в виде шариков,
наличии малых водопритоков забрасьшаемая (после просушки) в cквa

жину
Скважины с большим водопритоком Ствол скважины в пределах водоносноrо
самоизливающиеся с напором до rоризонта заполняется промытым песком
1,5 м или rpавием; в подошве и кровле rеолоrи

ческоrо объекта устанавливаются цeMeнr

ные мосты с rидроизолирующей rлиняной
перемычкой из шариков в пределах мощ

ности водоупоров; скважина до устья за

полняется ryстым mpаботанным rлини

стым раствором с вводом наполнителей
(шлама песка, местных rлин
и т.п)


Общее количество исходных материалов для ликвидационноrо TaM

понирования определяется, исходя из общеrо объема раствора V тр, тpe

бующеrося для тампонирования скважин (в м З ),


1с ( н ] 2
Vтp ==
. К з +Кп
 Dc H .
4 lц


(11.40)


rде К З
 коэффициент запаса объема, величина Koтoporo принимается в
зависимости от состояния стенок скважины; при наличии каверн разме

ром до 1,5 номинальноrо диаметра скважины К з == 1,1 при наличии каверн
до 2 номинальных диаметров скважины К з ==1,2; К п
 коэффициент потерь
раствора при одном цикле закачки (на разбавление смеси продавочной
жидкости, в заливочных трубах, при приrотовлении раствора и т.д),
К п ==0,08 7 1,15, причем большая величина берется для скважин диаметром
менее 76 мм; Н
 rлубина скважины, м; lц
 величина разовоrо интервала
тампонирования, м; (н// ц
 число циклов тампонирования); Dc
 диаметр
скважины по данным кавернометрии, м.
Объем тампонажноrо раствора на установку цементноrо моста, YCTa

навливаемоrо в стволе скважины


330




v.. =k
D2.h ,
Т.р 4 с Ц.М.


(11.41)


rде k==1,2--;-.1,3
 коэффициент, учитывающий дополнительный расход pac

твора на заполнение расширений в скважине; hU.M
 высота цементноrо
моста.
Если в скважине предусматривается установить несколько цeMeHT

ных мостов, то их высота суммируется.
Количество цемента на приrотовление тампонажноrо раствора ДJIЯ
создания цементных мостов рассчитывается по формуле


Qц = k} РцРв . Vт.p,
Рв + тр ц


(11.42)


rде k}==I,05--;-.1,1
 коэффициент, учитывающий потери uемента при приr

товлении раствора; pи==3050
3200 кr/M 3
 плотность цемента; РВ
 плотность
воды; т==0,4--;-.О,6.
Зная обший объем тампонажноrо раствора принятой рецептуры,
можно определить требуемое количество каждоrо компонента. Например,
при использовании цементн
суrлинистоrо раствора, компоненты KOТOpO

ro находятся в соотношении цемент: сyrлинок: вода==I:0,5:0,6, с 3% ХЛ

ристоrо кальция получим необходимое количество исходных материалов
(в т): цемента V1p, сyrлинка O,5V1p' воды 0,6V1p' хлористоrо кальция
O,03V1p'
Если ликвидаuионное тампонирование проектируется проводить в
скважине, имеющей два диаметра, то объем тампонажноrо раствора


п 2
Vтp = k
DcpH ,
4


(11.43)


rде Н
 высота тампонирования, м; Dcp
 средний диаметр скважины


D == D}h} + D2

ер ,
h 1 +h 2


(11.44)


rде D} и D 2
 соответственно диаметры нижнеrо и BepxHero интервалов
тампонирования; h} и h 2
 высоты нижнеrо и BepxHero интервалов; Н== h}+
h 2 .


331




Если для проведения ликвидаuионноrо тампонирования предусмот

рен rлиноuементный раствор, то плотность тампонажной смеси рассчи

тьmается по формуле


п)Р Ч + п 2 Рrл
Рт == ,
п) +п 2


(11.45)


rде пl
 количество частей иемента; п2
 количество частей rлины; величи

ны k, рц и рв приведены выше.
Количество иемента для приrотовления тампонажной смеси


Qц == QT 5.,
п


( 11.46)


rде n==nl+n2
 общее количество частей в тампонажной смеси.
Количество rлины для приrотовления тампонажной смеси


Qrn == QT
 Qц .


(11.47)


Количество продавочной жидкости, наrнетаемой за один ЦИКЛ, в об

щем случае (в м 3 )


1с d 2
V пр =="'4 h 6 . T ,


(11.48)


rде d
 внутренний диаметр заливочных труб, м; h б . т
 rлубина поrpужения
нижнеrо Koнua заливочных (бурильных) труб, м.
Если плотность продавочной жидкости при близких реолоrических
параметрах с тампонажным раствором значительно меньше плотности
тампонажноrо раствора, возможно ее вытеснение через верхний конеи
заливочных труб при отсоединении вертлюra
сальника. В этом случае
объем продавочной жидкости на каждый цикл тампонирования прибли

женно определяется по формуле


v == 1с d 2 h
пр 4 '


(11.49)


332




rде h
 расчетная rлубина уровня тампонажноrо раствора после заверше

ния очередноrо цикла закачки, м.


Пример 11.8. Определить количество цемента и ускорителя CXBaTЫ

вания на установку цементноrо моста в стволе скважины De==93 мм на
высоту 15 м.
Решение. По формуле (11.41)


V ==1 2 . 3,14 .009з2.15==0122м3
ц.р , 4' ,.
Количество цемента по формуле (11.42)
Q ==11 3200.1000 .0122==1652 п.
ц '1000+0,5.3200' ,


Количество ускорителя схватывания при К у ==0,03


Qy == Ку . Qц == 0,03 .165,2
5,0 п.


Пример 11.9. Проектом на ликвидационное тампонирование скважи

ны, имеющей два интервала
 нижний высотой h 1 ==240 м диаметром D 1 ==76
мм и верхний высотой h 2 == 160 м диаметром D 2 ==93 мм, в качестве тампо

нажной смеси предусмотрен rлиноцементный раствор (в соотношении 1
часть цемента две части rлины). Рассчитать количество цемента и rлины
для приroтовления тампонажной смеси. Водотампонажное отношение
принять равным т==0,5, а плотность rлИНЫРl'л==2000 п/м 3 .
Решение. Найдем средний диаметр скважины [см.выражение
(11.44)]


D
 0,076.240 + 0.093 .160 == 0083 М'
ер 240+ 160 "
н ==
 + h 2 == 240+ 160 == 400м.


Тоrда по формуле (11.43)


v == 1 2 . 3,14 . О 083 2 . 400 == 26м3
щ.р , 4' ,.


ПЛотность тампонажной смеси по формуле (11.45)


333




Р
 1.3200 + 2.2000 == 2400 кr/M 3 .
т 1+2


Количество тампонажной смеси составит


Q == k РтР в V == 11 2400.1000 .26 == 3120кr.
т 1 Рв + тр т rц.p '1000 + 0,5.2400 '


Количество цемента для приrотовления тампонажной смеси


п 1
Q == Q ......!. == 3120
 == 1040 кr.
ц т п 3


Количество rлины


Qrn == 3120
 1040 == 2080 кr.


Список литературы


1. Булатов А.И. Тампонажные материалы и reхнолоrия цементиро

вания скважин. М.,Недра, 1991.
2. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промы

вочные и тампонажные растворы. Учебное пособие. М., Недра, 1999.
3. Булатов А.И., Сухенко Н.И. Тампонажные работы при проводке
скважин в условиях поrлощения буровоrо растора. М. ВНИИОЭI-П', 1982.
4. Булатов А.И., Аветисов A.r. Справочник инженера по бурению.
Кн 4. М., Недра, 1996
5. Боrолюбский КА., Соловьев Н.В., Букалов А.А. Пракrикyм по
курсу промывочные жидкости и тампонажные смеси с основами rидрав

лика. Учебное пособие М.,мrPИ, 1991.
6. Ваrин Н.А. и др. Новые технолоrии и технические средства для
сооружения и ликвидации rидpоrеолоrических скважин (нормативные
докумены) МПР РФ, rеоинформмарк 1999.
7. Волков А.с.; Тевзадзе Р.Н. Тампонирование rеолоrоразведочных
скважин. М., Недра, 1986.
8. rанджумян Р.А. Пракrические расчетыI в разведочном бурении. 2

е изд. перераб и доп.М., Недра, 1986.
334




9. Ивачев Л.М. Борьба с поrлошениями промывочной жидкости при
бурении rеолоrоразведочных скважин., М., Недра, 1982.
10. Ивачев Л.М. Промьтка, тампонирование rеолоrоразведочных
скважин.
 М.: Недра, 1989.
11. Иоraнсен КВ. Спутник буровика: Справочник. 3
e изд., перераб и
доп. М., Недра, 1990.
12. Калинин A.r., Ошкордин О.В., ПИТерский В.М., Соловьев Н.В.
Разведочное бурение: Учеб. для вузов.
 М., 000 «Недра
Бизнесцентр»,
2000.
13. Калинин A.r., Левицкий А.З., Мессер A.r., Соловьев Н.В. Прак

тическое руководство по технолоrии бурения скважин на жидкие и raз

образные полезные ископаемые. /под.ред. А.r.Калинина М., Недра, 2001.
14. Руденко А.П. Тампонирование и крепление скважин при алмаз

ном бурении. Л.:Недра, 1978.
15. Рудометов Ю.r., Измайлова Р.А. Временная инструкция по пр

ведению ликвидационноrо тампонирования rеолоrоразведочных скважин
на твердые полезные ископаемые ВИТР. С
Петербурr, 1993.
16. Соловьев Н.В. Промывочные жидкости и тампонажные смеси.
Учебн
методическое пособие. М., мrr А, 2000.
17. Соловьев НВ., Демин Н.В., rанджумян Р.А. Охрана окружающей
среды при бурении скважин. Учебное пособие. М., МIТY 2005.


335




12. ОСНОВЫ расчета и проектирования буровоrо обору

дования


12.1 Талевые системы


Талевая система предназначена для подъема и поддержания на Be

су тяжелоrо буровоrо инструмента. Она представляет собой (рис.12.1)
полиспастный механизм, который состоит из кронблока 1, установлен

Horo на вышке или мачте, талевоrо блока 2 и талевоrо каната 3, являю

щеrося rибкой связью между буровой лебедкой 4 и подъемным крюком,
подвешенным к талевому блоку. Под оснасткой талевой системы пони

мается навеска каната на шкивы кронблока и талевоrо блока в опреде

ленной последовательности, которая исключала бы перекрещивание
каната и трение ero ветвей дрyr о дрyrа.
При небольших наrpузках на крюке спускоподъемные операции
выполняют на прямом канате (рис. 12. 1, а). В rеолоrоразведочном буре

нии применяют талевые системы трех типов: с креплением свободноrо
конца каната к основанию буровой установки или якорю (талевая сис

тема с неподвижным концом каната), (рис. 12.1, 6,в), к кронблоку мачты
или вышки (рис. 12. 1, 2), к талевому блоку (рис.12.1, д).


Рис. 12.1.
Схемы талевых систем


336




Талевая система с неподвижным концом каната (симметричная Ta

левая система) обеспечивает более равномерное распределение наrpуз

ки на опоры вышки или мачты, а также позволяет устанавливать на He

подвижной ветви талевоrо каната указатель веса инструмента и наrpуз

ки на породоразрушающий инструмент.
При подвижном крюке ветви талевоrо каната равномерно Harpy

жены силой


Q
P=

,
и т . с .


(12.1)


rде Q
 наrpузка на крюке (весом талевоrо блока можно пренебречь, так
как при rеолоrоразведочном бурении он незначительный); и т . с
 число
струн талевой системы, то есть число подвижных ветвей каната за ис

ключением ветви, наматываемой на барабан лебедки.
В процессе бурения вследствие трения и изrиба каната усилия в
ветвях полиспаста P 1 , Р 2 ,.....Р Н распределяются неравномерно.
Поэтому наrpузка на крюке


Q = Р л1J . (1
 1Ju..... )
(1
1J ) .


(12.2)


Натяжение ведущей ветви


P=

л 1Jt 1
 1Ju.... ) .


(12.3)


Усилие в неподвижной ветви каната


(12.4)


в выражениях (12.1)
(12.3) 17
 к.П.д. одноrо шкива; для шкивов на
подшипниках качения 17==0,98.


Коэффициент полезноrо действия талевой системы


337




'1т.с


(12.5)


При определении числа струн талевой оснастки исходят из Ha

большей наrpузки на крюк Q. Ее определяют при подъеме наиболее
тяжелоrо бурильноrо инструмента или наиболее тяжелой колонны об

садных труб.


U == ....JI..... .
т.с р] ,
л "11J c


(12.6)


rде Р л
 натяжение ведущей ветви каната, соответствуюшее номиналь

ной rpузоподъемности лебедки; А-)
 коэффициент длительной переrpуз

ки двиrателя; для электродвиrателей A-l==I,3; для двиrателей BHyтpeHHe

ro сrорания А-}==1,10+1,15.
В rеолоrоразведочном бурении применяются в основном следую

шие оснастки талевой системы: Охl; lх2 и 2х3 (см. рис. 12.1 а,б,в). K<r
эффициент полезноrо действия для них составит:
и т . с 1 2 3
'1т.с 0,96
0,97 0,95
0,93 0,92
0,90


4
0,90
0,88


При практических расчетах при эксплуатации буровых установок
на нефть и rаз можно воспользоваться выражением


'1т.с== 1
,02Ur.c'


(12.7)


При небольших наrpузках и незаrpуженном крюке величина '1т.с
значительно меньше, чем при полной наrpузке.
Полученное по формуле (12.6) значение окруrляется до целоrо
числа в большую сторону.
Обшее число ветвей талевоrо каната


и' т.с==и т . с .+2;


(12.8)


при симметричной оснастке
и' т.с==и т . с + 1.


(12.9)


rлубину скважины до которой спускоподъемные операции можно
проводить на прямом канате (оснастка Ох 1) рассчитывают по формуле


338




4х.
 ((IT
 ,
Knpgq 1

 . (cose cp + J.L siпe cp )


(12.10)


rде Кпр
 коэффициент, учитывающий влияние всех тех факторов, кото--
рые вызывают дополнительные сопротивления при подъеме буровоrо
инструмента из скважины; q
 масса 1 м бурильной колонны в сборе; Р

 плотность очистноrо areHTa, кr/M 3 ; РМ
 плотность материала труб,
кr/M 3 (для стали рм==7,85'10 3 кr/
, для сплава Д16Т рм==2,8'10 3 кr/M 3 );
Е>ср==(Е>в+Е>к)l2; Е>в и Е>к
 начальный и конечный зенитные yrлы скважи

ны; f..l
 коэффициент трения бурильных труб о породу, значения кото--
poro MOryr быть ориентировочно приняты по следующим данным:
Сухая скважина............................. 0,3
0,4
Вода.. ............ ................. ........ .... 0,2
0,4
Эмульсия. .................................... 0,12
0,2


В случае применения леrкосплавных бурильных труб коэффици

ент трения f..l следует уменьшить приблизительно на 10%.
Ниже приведены опытные значения коэффициенТа Кпр для различ

ных rеолоrо
технических условий бурения:
вертикально заданные скважины, пробуренные в крепких поро-
дах при небольшой кривизне скважины................................. 1,2;
скважина диаметром D
76 мм, пробуренные в крепких породах
при средней интенсивности искривления J e ==O,02 rpaдlM............ 1,3;
скважины, пройденные в мяrких породах, склонных к набуха
 1,4;
нию. .. . . . ...............................................................................................
скважины, пробуренные в крепких породах под yrлом 80
 7 5 rpa

дусов к rоризонту, приJ е ==0,03+0,04..................................... 1,6;
сильно искривленные скважины малоrо диаметра.. . . . ... .. . . ... . . . . .. 2,0.


Пример 12.1. Определить натяжение в ведущей (Р Л ) и неподвиж

ной (Р В ) ветвях талевоrо каната при подъеме инструмента весом
Q==500RR и К.П.д. талевой системы, если оснастка 4х5, т.е.и т . с ==8.
Решение. При подъеме буровоrо инструмента натяжение ведущей
ветви, определяется из выражения (12.3).
Р == 500 1
 0,98 == 68 кВ.
л 0,98(1
 0,988 )


В неподвижной ветви [см. формулу (12.4)]


339




Р == 500 0,988 (1
 0,98) == 56 6 кН.
н 1
 0,988 '


[ см. формулу


== 0,92 .


Пример 12.2. На подъемном крюке подвешена бурильная колонна
весом Q==1,5 МИ; вес подвижной части талевой системы Qт_с.==0,08МН.
Найти: а) натяжение ведущеrо конца каната при оснастке 5х6;
б) величину выиrpыша в силе при данной оснастке.
Решение: находим К.П.д. талевой системы из выражения (12.7)
llт_с.== 1
0,02.1 0==0,80.


Тоrда максимальное натяжение ведущей струны составит
Р Л == Q+QT_C == 1,5+0,08
 0,197МН.
и т . с '1JT.C. 1 О . 0,8


Следовательно при 1 О
ти струнной оснастке мы выиrpываем в силе


Qx
 Q+ QT_C_
 1,5 +0,08
 8
Рл 0,197 0,197 '
Т.е почти в 8 раз.


Пример 12.3 . Определить rлубину скважины до которой спуско--
подъемные операции следует производитъ на прямом канате, Т.е. при

менять оснастку Охl для следующих условий: rлубина скважины L==800
м; буровой станок СКБ
5 с приводом от элекrpодвиrателя; бурильные
трубы СБТН
54; промывочная жидкость
 техническая вода; скважина
вертикальная диаметром D=76MM.
Решение. По справочным данным (см.табл.8.1) натяжение ведущей
ветви каната (rpузоподъемность лебедки) Рл==35000 Н; q==6,26 кr/M.
Приняв Кор==I,3 находим
( Р ) ( 1000 )
Q==k .g.L.q 1

 ==13.981.800.626. 1

 ==55756Н
пр Рм" , 7850 '
Т.е. Q>Рл.


340




Приняв A-l==I,3; l1т.с.==О,93, определяем необходимую оснастку тале

вой системы [см.формулу 12.6]


u == 55756 ==13
2
т.с. 35000.1,3.0,93 '
 ,


Т.е. должна быть применена оснастка талевой системы lх2.
rлубину, до которой спускоподъемные операции следует произво--
дить на прямом канате, Т.е. применять талевую оснастку Охl, определя

ем из выражения (12.10)


L == 35000. 0,93
 467 м
Ох} ( 1000 ) ,
13.981.626. 1


, " 7850


Т.е. с rлубины 460 м должна бьпь применена оснастка талевой сис

темы lх2.


12.2 Канаты талевых систем


Стальные канаты, являясь частью талевой системы буровой ycтa

новки, осуществляют rибкую связь между буровой лебедкой и подъем

ным крюком. Они должны быть достаточно rибкими и иметь высокую
механическую прочность. На буровых работах применяют канаты
двойной свивки, состояшие из шести прядей, свитых BOкpyr орraниче

CKoro или металлическоrо сердечника.
Различают канаты с одинаковым или различным диаметром про--
волок в прядях типа лк
о (рис. 12.2,а) и типа тлк
о (рис. 12.2,r) диаметр
проволок в слоях одинаков, в пряди типа ЛК
Р (рис.18.2,д) наружный
слой имеет проволоки разноrо диаметра, в пряди типа ЛК
РО (рис.12.2,
б) расположены слои с проволоками одинаковоrо диаметра и с прово--
локами разных диметров.
Характеристики стальных канатов, наиболее часто применяемых
при rеолоrоразведочном и rлубоком бурении на нефть и raз приведены
соответственно в таБЛ.12.1 и 12.2


341




Характеристика стальных канатов
 и
Диаметр ПЛощадь Маркировочная rpуппа по временному сопротив

каната, сечения лению разрыву, МПа
мм всех прово
 1370 1570 1660 1766 1960
лок, мм 2 Расчетное разрьmное усилие каната в целом (кн) не
менее
Канат двойной свивки типа лк
р кон и 6хl9+1 ос (rocr 2688
80)
8,3 26,15

 37,75 38,95 42,45
12 53,88
 73,25 77,8 80,2 87,5
15 86,28 102,5 117 124,5 128,5 140
18 124,73 148 169,5 180 185,5 202,5
22,5 188,78 224,5 256,5 272,5 281 306,5
Канат двойной свивки типа лк
о кон 6х19+1 ос (rocr 3077
80)
8,8 29,55
 40,15 42,65 44 45,55
12 54,07
 73,5 78,1 80,5 87,85
15 86,95
 118 125,5 129,5 141
17,5 117,58 139,5 159,5 169,5 175 191
22 177,85 211,5 241,5 256,5 264,5 289
25,5 243,76 290 331,5 352 363 396
Канат двойной свивки типа ТЛК
О кон и 6х37+ 1 ос [ОСТ 3079
80)
13,5 66,56
 90,5 96,15 99,1 108
15,5 85,54
 116 123,5 127 139
19,5 135,54 161 184 195,5 201,5 220
21,5 167,64 199 227,5 242 249,5 272
25 225,39 268 306,5 325,5 335,5 366


Таблица 12.1
лк Р ЛК
 ТЛК



Таблица 12.2


XaJ актеристика стольных канатов ЛК
РО (rocт 1685З
79)
Диаметр каната, ПЛощадь сечения, Разрывное усилие каната в целом в
мм мм 2 кн при временном сопротивлении
ПРОВОЛОКИ,МПа
1766 1960
22 204 320 355
25 300,6 460 510
28 370,3 520 578
32 464,99 711 789
35 564,23 863 958
38 671,6 1027 1140
41,3 712 1120 1240


342




II


.,..
.'..-.i

. ....." '"
....... . .
 . ,.'. . ".
. ...
 ....'.
..... .'... . '
.' . '. . '....!.
- ...
... . .
....
, -....
,.... .....
.
.i....!.
....
.."
.
:.: . .
. .,. . .


.







r.{\
.
. ".
.
;




!
.
. .:....,
.:. .8.11
'
..?'.". .J....... Ifa!l<'.".
.
:...:.. .. .
...f;,
..:.
;

... .:.
.:.".ifi
.... .i
"';:.
.!.

. ...
::..
..
. ..,
:";r.\
.".."'. .. .:....
.
.:.
.
.!.
.!.. ;
1;..\':
... .:.....:. ....
. .
..f..
..,
.;.


о


::
!.
..:
.
.
:. .1.. .
....::-.,. .
:. ..,:1,*'.'" ",
........'1. 8;'. ...

.:.
i..." . .... 8'4f:. _.'
...
..
.... .,..!--.
-i".- ......
"i'.'
 ."....
.r:;
.:
fJ
.
i-::':.

.,!''t:..
.. 8. ·

.. :'.
8:11
.!I '
.. -:.
....
':..!
... .'....... .'..
. .

;:;
.ф.
. "'-:;i


iJ




,
,
.
.. ..
...
.. ....
;...:...!t'.8 .:б
.
:.1
.:8 · 8 .:.
...:
.:.;.:. .:.1.:.
.... .

.. .е
e4ir.,;.8 .;.4if'.
.:...
.:. .:.
.:.

.
 . .. . ' 18 .... . .......
 .
.... 8'-:'.1 . ,
8 . . ...-:.:.'.
.!.:.

'.


е


f
2
....


1i
li;:.
!h11t
!i'lti
,1111
jj;


РИС.12.2. Стальные канаты:
а
 типа ЛК-О конструкции 6x19(l+9+9)+ I ос; б
 типа ЛК
РО конструкции
6x36(l+7+717+14)+loc; в
 типа ТК конструкции 6х19(1+6+12)+lос; 2
 типа ТЛК-О KOH

струкции 6x37(l+6+15+15)+loc; д
 типа лк
р конструкции 6x19(l+6+6/6)+loc; е
 свив

ка канатов; 1
 правая односторонняя; 2
 левая крестовая


... .
..":...
....... . е.
. .' . .
"..... . .........
е.-. '. .. ... ..
...... ...:...
. ....:. . .....
.::. ..
.
..... ......
.-. . . ....:..

.:.:.. ..:..
.
:
:;:
\.!:,:-:.:.
;.
-.. ...... .
.....
. ....
..


Рис.12.з Стальные канаты, изrотовляемые по TY144
1767
94


343




Канаты при работе подверrаются сложной наrpузке: растяжению,
изrибу, вибрации, контактным напряжениям, поэтому они должны
иметь высокую прочность. Надежность и долrовечность каната во мно--
rOM определяется соотношением диаметра барабана лебедки (шкива) D б
и диаметром каната d K .
В соответствии с принятыми нормами для установок rеолоrоразве

дочноrо бурения D
18 d K , а для установок с большим объемом спуско

подъемных операций D 6 ==(3242)d K .
При DrJd,;>25 рекомендуются более жесткие канаты, с большим
диметром проволок В пряди, а при DrJd K <25 рекомендуются rибкие Ka

наты.
для rеолоrоразведочных буровых установок, соrласно правилам
rосrортехнадзора, диаметр талевоrо каната выбирают в соответствии с
расчетом на статическую прочность по формуле:
Рр==КздР, (12.11)
rде Р р Разрывное усилие каната, кН; кз.
2,5
 коэффициент запаса
прочности, (Кз.
3
 при выполнении спускоподъемных операций с бу

рильными колоннами нефтяноrо сортамента); Р
 максимальное усилие,
развиваемое лебедкой на минимальной скорости (максимальное натя

жение струны каната) кН:
Р == NA1] ,
V тin


(12.12)


rде N
 номинальная мощность двиrателя, Вт; А
 коэффициент пере

rpузки двиrателя, для асинхронных электродвиrателей А== 1 ,8-.;-.2,2, для
двиrателей BHyтpeHHero сrорания А==I,I; 11==Тlзi'J16
 КЛ.д. передачи от дви

raтеля до барабана лебедки; 1'Jзi==0,98
 К.П.д. зубчатой передачи; i
 чис

ло передач в кинематической цепи; 116==0,97
 к.П.д. барабана; Vmin
 ми

нимальная скорость навивки каната на барабан, м/с.
Суммарное напряжение a z (МПа) в выбранном канате рассчитыва

ют по формуле
а ==а +а == Q +cE
 ( 12.12а )
z р из S D ш '
rде ар и а из
 предел прочности материала соответственно при растяже

нии и изrибе, МПа; S
 IШошадь всех проволок в канате, см 2 ;
с==0,35-.;-.0,75
 коэффициент, учитываюший напряжение кручения в про

волоках, трение между отдельными проволоками и условия работы Ka

ната; Е==2, 1.1 011 Па
 модуль продольной упрyrости материала каната; Q

 вес буровоrо снаряда, Н; д п
 диаметр проволоки каната, мм; D ш

диаметр шкива, мм.


344




Для упрощения расчета Р при бурении на нефть и raз используется
также соотношение


P=P ro k u , (12.13)
rде Р т6
 наrpузка на талевый блок; k и
 коэффициент, зависящий от
оснастки, значения KOToporo для различной талевой оснастки приведе

ны ниже.
Оснастка талевой системы
Число рабочих струн
k и


2х3
4
0,262


3х4
6
0,177


4х5
8
0,137


5х6 6х7
10 12
0,112 0,094


Для применения в качестве талевых на буровых установках нефте

raзодобывающих предприятий рекомендуются следующие конструкции
канатов:


6х31(1+6+6/6+12)+10.С., rOCT 16853
88 (с орraническим сердечником);
6х31(1+6+6/6+12)+7х7(1+6)+lм.с., rOCT 16853
88 (с металлическим
сердечником);
6х31(1+6+6/6+12)+10.с., ТУ 14-4
1767
94 (с орraническим сердечни

ком);
6х31(1+6+6/6+12)+3хI9(1+6+6/6)+30.С., ТУ 14-4
1767
94 (с комбиниро--
ванным сердечником).
Отличительной особенностью канатов, изrотавливаемых по техни

ческим условиям ТУ 14-4
1767
94, (рис.12.3) является более рацио--
нальное соотношение диаметров проволок в наружных прядях канатов
с орrаническим (рис. 12.3,а) и комбинированным (рис.12.3, б) сердечни

ками.
При бурении скважин до rлубины 3000 м рекомендуются к приме

нению канаты всех четырех конструкций с предпочтительным приме

нением канатов с орrаническим сердечником. При бурении скважин
более 3000 м рекомендуется применение канатов с металлическими и
комбинированными сердечниками, при этом более предпочтительны
канаты с металлическим сердечником и орraническим заполнителем,
изrотавливаемые по ТУ 14-4
1767
94.
Талевые канаты должны соответствовать паспортным данным тa

левоrо блока, кронблока и буровой лебедки.
Диаметр шкива по канавке принимают в зависимости от диаметра
каната. для установок rеолоrоразведочноrо бурения D2:18d K , для тяже

лых установок с большим объемом спускоподъемных работ
D==(32 7 42)dK'


345




Шкивы талевых блоков и кронблоков имеют одинаковую KOHCТ

рукцию. Профиль канавки шкива показан на рис. 12.4. rлубина канавки
H:==I,75d K , ее радиус
R K :==0,5d K +(0,02 7 О,07)dк, (12.14)


что исключает заклинивание и вызванный ЭТИМ износ каната.
Боковые поверхности канавки должны быть касательными к дyre
5/6 1r, оrpаничивающей дно канавки.


н


Рис. 12.4.
Профиль канавки шкива


346




Диаметр шкива является ОДНИМ из rлавныx факторов, определяю

ЩИХ долrовечность каната. С увеличение диаметра шкива уменьшается
скольжение и износ проволок при изrибе каната, значение напряжения
изrиба ан проволок и величина контактноrо давления р между канатом
и шкивом


lI н :=.Е к 8/D ш ,
jr=2Р/dJJш, (12.15)
rде Е к == 1,3'1 оllПа модуль упруrости каната; д
 диаметр проволок, м; D ш

 диаметр шкива,М; Р
 натяжение каната, кИ; d K
 номинальный диа

метр каната.


Пример 12.4. Выбрать талевый канат для следуюших условий: rpy

зоподъемность лебедки станки ЗИФ
1200МР, Р Л :=. 53955 Н; диаметр
барабана лебедки D б :=.0,43 М;
Решение. Примем Кз.п. :=.3, тоrда допустимое разрывное усилие тал

BOro каната по формуле (12.11)
Pp:=,3'53955:=.161864H:
162 кИ.


Пользуясь табл.12.1, выбираем талевый канат конструкции
6хI9(1+6+12)+10.с. типа TK
O диаметрОМ 19,5 ММ с разрывным усилием
Р р :=.173 кИ, изrотовленный из стали а в . р .:=.1570 МПа: диаметр проволоки
центральной д п :=.I,3 ММ, а в слоях 1,2 мм.


Пример 12.5. Выбрать талевый канат для буровой установки с дви

raтелем мощностью N:=.22 кВт и переrpузочной способностью А.:=.2; ми

нимальная скорость навивки каната на барабан V min:=.0,5 м/с.
Решение: Приняв К.п.Д. передачи от двиrателя до барабана лебедки
11:=.0,9 найдем максимальное усилие развиваемое лебедкой [см.формулу
(12.12)]
Р л(max):=.(22'10 3 '2'0,9)/О,5:=.79,2 кИ.


Находим Р р, приняв Кз.п. :=.2,5


P
2,5'79,22:190 кИ.


Выбираем канат диаметром 21 мм двойной сивки типа ТК KOHCТ

рукции 6x19(l +6+ 12)+ 10.с. с разрывным усилием Р р :=.202,5 кИ.


347




12.3. Буровые вышки и мачты


При бурении скважин на твердые жидкие и raзообразные полезные
ископаемые применяются буровые вышки и мачтыI различных типов и
конструкций. их технические характеристики можно найти в
[1,9,11,13,18,25 и 34]. Тип и конструкцию вышки (мачты) для reолоrо

разведочноrо бурения следует выбирать в зависимости от rлубины
скважины, уrла ее заложения, принятоrо типа буровоro станка с учетом
конкретных местных условий и экономической целесообразности.
При выборе высоты вышки необходимо учитьmать: проектную
rлубину скважины и ориентировочную продолжительность бурения,
которая зависит от физико
механических свойств rорных пород; спосо

бы бурения и применяемые технические средства (оборудование и ин

струмент для спуско
подъемных операций). Чем больше rлубина cквa

жины и продолжительность бурения, тем больше должна быть высота
вышки.
Высота ВЬШIКи (в м) может быть определена из выражения
H=oК(lCB +lп.к), (12.16)
rде К==I,2+1,5
 коэффициент, учитывающий возможные переподъемы
во избежание затяrивания буровоrо снаряда в кронблок: /СВ
 длина CBe

чи бурильных труб, выбираемая в зависимости от проектной rлубины
скважины; ZП.К
 длина подъемноrо комплекта (элеватора или сальника

вертшоra, талевоro блока, крюка).
При ориентировочном расчете высоту мачты или вышки можно
определить по формуле:
H==kn'Zc, м. (12.17)


Рекомендуемые значения [с приведены в таБЛ.12.з.


т а б л и ц а 12.3


РекомеlЩуемые значения с
Проектная rлубина <50 50
 100
 зоо
 500
 800
 120
 2000

скважины, м 100 300 500 800 1200 2000 3500
Рекомендуемая 4,5 6 9 12
 13,5
 18
 24 28
длина свечи [с, м 13,5 15 24


с увеличением длины свечи сокращается время на проведение
СПО, но это приводит К увеличению высоты, массы и стоимости вышек
и мачт, а также удорожает и усложняет монтажно
демонтажные работы
и транспортировку.


348




Ь з


Ь }


L


Ь.


Рис.12.5.
Схема определения ВЫСОТЫ ВЫШКИ.


При rлvбоком бvoении на
нефть и rаз высота вышки Н
(рис.12.5) определяется необходи

мым расстоянием между уровнем
пола буровой и рамой крон блока
для перемешения талевоrо блока
при СПО [18]


Н==h}+h 2 +h з +l с , м


(12.18)


н


rHe h}
 расстояние по вертикали от
опоры Hor вышки до торца замка
подвешенной свечи; h 2
 длина
штропов крюка и талевоrо блока; h3

 запас на переподъем
 расстояние
между верхним кониом талевоrо
блока и нижним поверхностью
кронблока (6
10 м); lс
 длина CBe

чи.
rрузоподъемность вышки
(мачты) подбирают в соответствии
с наrpузкой, действуюшей на
кронблочную раму. Величина Ha

rpузки на кронблочную раму зави

сит от максимально возможной
наrpузки на крюке, схемы талевой
оснастки и способа закрепления
неподвижноrо конца талевоrо Ka

ната.
rрузоподъемность характери

зует способность мачт и вышек
воспринимать наrpузки, возни

кающие'в проuессе бурения. Разли

чают номинальную и максималь

ную rpузоподъемность силы.
Номинальная rpvзоподъем

ность сила QHOM соответствует CTa

тической наrpузке на крюке от
наибольшеrо веса обсадной или
бурильной колонны.


349




При rеолоrоразведочном бурении QHOM от веса бурильных труб при
подъеме вычисляется по следующей формуле


Q

 aq/,> (1

: } os е" (1 + jigE>,,}H. (12.19)
rде а
 коэффициент, учитывающий вес соединений бурильных труб
(а==I,05
 для ниппельноrо соединения, а==I,1
 для муфтово
замковоrо
соединения); q
 вес 1м rладкой части бурильных труб, н/м; РМ
 плот

ность материала труб (стальных
 рм==7850 кт/м З , леrкосплавных

рм==2800 кт/м З ); РЖ
 плотность промывочной жидкости, кт/м З ;
В ср ==(В н +В к )/2
 средний зенитный уrол скважины, rpад.; В Н и В К
 Ha

чальный и конечный зенитные уrлы скважины, rpад.; f
 коэффициент
трения бурильных труб о стенки скважины (f=0,3-.;--0,35).
Максимальная rpузоподъемная сила Qmax равна номинальной QHlJA"
увеличенной на коэффициент, учитывающий силы сопротивления
подъему бурильной или обсадной колонны


Qmax==knpQHOM,H;


(12.20)


для скважины rлубиной до 100 м knp==2,0; для последующих

knp== 1,6.
Наrpузки на кронблочную раму буровой вышки (мачты) в зависи

мости от способа крепления свободноrо конца каната талевой системы
определяют из выражений:

 при оснастке талевой системы с неподвижным концом каната
Qo == Qтar ( l +
 J . Н, (12.21)
и т . с 1]с



 при оснастке без неподвижной ветви, коrда свободный коиец за

креплен на подвижном блоке или кронблоке



 == Qтar ( 1 +
 J . Н.
и т .с1]с


(12.22)


Из сравнения формул (12.21) и (12.22) видно, что при одинаковой
наrpузке на крюке на кронблок (вышки, мачты) действует меньшая Ha

rpузка при талевой оснастке без неподвижноrо конца каната. Однако, в
этом случае вышка наrpужена менее симметрично, поэтому при буре

350




нии rлубоких скважин следует принимать оснастку с неподвижной Beт

вью каната.
Максимально допустимая кратковременная переrpузка на мачту
рассчитывается по формуле
QM==P ]llI(u т . с +2)лТ'lс,Н, (12.23)


rде А== 1, 7
-2,2
 кратковременная переrpузка элекrpодвиrателя (указыва

ется в паспорте на элекrpодвиraтель), А==I,1 для двс.
В процессе работы на вышку (мачту) действуют вертикальные и
rоризонтальные наrpузки. Вертикальная наrpузка Р в В основании выш

ки (в кн)


PB==Qкp+QM+PX+PH' (12.24)
rде QM
 наrpузка от собственноrо веса выIIIКИ, кИ; Р х И Р н
 наrpузки от
вертикальных составляющих ходовоrо и неподвижноrо концов талевоrо
каната (в кН), сумма которых упрощенно рассчитывается по формуле


PX+PH==Qкplт m (12.25)
(т ш
 число канашых IIIКИвов талевоrо блока).
Усилие (в кН), направленное по оси ноrи, наклоненной под уrлом у
к rоризонтали четырехноrой выIIIКИ


P)==QoI4 siп 1.


( 12.26)


Наибольшая наrpузка (в кн) на каждую HOI)' будет действовать в
нижней части вышки:


P H ==(QO+QM)/4 siп 1, (12.27)
rде QM
 наrpузка от собственноrо веса выIIIКИ; у==75+80 0
 yrол между
осью ноrи выIIIКИ и плоскостью ero нижнеrо основания.
rоризонтальная наrpузка (в кН), действующая на вышку,


Pr==PcB+P вет,


(12.28)


rде Р СВ
 rоризонтальная составляющая нarpузки от веса свечей, кН; Рвет

 наrpузка от давления ветра на вышку, кИ.
Перечисленные нarpузки определяют по формулам


Р cB:::::O,025gM cB ,
Р вет==qнSКо==qоСS
б(1 +l7п).


(12.29)
(12.30)


351




Здесь g
 ускорение свободноrо падения, м/с 2 ; М СН
 масса свечей,
кr; qи==qоС
 нормативная ветровая наrpузка на поверхность вышки, кН;
qo
 нормативный скоростной напор ветра (в Па), принимаемый в cooт

ветствии с данными rидрометеоролоrической службы в разведуемой
мecrnости (для высоты над поверхностью земли до 1 О м в зависимости
от reоrpафическоrо расположения составляет 265; 344; 442; 540; 686;
835 и 981 Па; для высот более 10 м применяются поправочные коэффи

циенты: 1,35
 для высоты 20 м; 1,8
 для 40 м; 2,2
 для 100 м; 3,0
 для
350 м и более; для rорных местностей поправочные коэффициенты
принимаются в соответствии с данными rидpометеоролоrической
службы, но не менее указанных значений); С
 аэродинамический KO

эффициент, выбираемый по строительным нормам (для трубных вышек
С==I, для вышек из проката С==I,4); S==SJ(об
 плошадь вышки, обдувае

мая ветром; SП
 полная плошадь проекции вышки на IШоскость, пер

пендикулярную к направлению ветра и оrpаниченную наружными KOH

турами вышки; К об
 коэффициент, учитываюший заполнение обдувае

мой площади части вышки (для обшитых частей вышки К об == 1, для He

обшитых К об ==О,15+-0,2); ,
коэффициент динамичности, зависящий от
периода Т(в с) и характера собственных колебаний вышки (определяет

ся из rpафика на рис.12.6); К п
 коэффициент пульсации CKopoCТHoro
напора ветра в зависимости от высоты над поверхностью земли (20, 40,
60 и 80 м) составляет: для сооружений 0,35; 0,32; 0,28 и 0,25, для тросов
и проводов 0,25; 0,22; 0,20 и 0,18.


1




 ......
./ V'"
/


l;
3


2


о


2


4


6


8


10 Т, с


Рис.12.6.
rрафик ДЛЯ определения коэффициента динамичности


Точка приложения ветровой наrpузки (расстояние от нижнеrо oc

нования до центра тяжести обшитой буровой вышки) определяется по
формулам (в м):


352




для четырехноroй вышки
h ==.!.н Ь+2Ь) .
Ц.Т 3 ь + Ь) ,


(12.3 1)


для треноrи
1
h U T==
 Н,
. 3
rде Н
 полная высота вышки, м; Ь и ы l
 стороны нижнеrо и BepXHero
оснований вышки по осям Hor.
При бурении скважин на неФть и rаз на вышку действуют сле

дующие наrpузки:

 постоянные от веса вышки и веса смонтированноrо на ней обору

до ван ия;

 эксплуатационные, изменяющиеся по величине в процессе бур

пия.
rрузоподъемность и прочность вышки зависят от сочетания верти

калЬНЫХ и rоризонтальных усилий.
Вертикальные сжимающие усилия создаются наrpузкой на крюке,
весом вышки и ее оборудования, натяжением ведущей инеподвижной
ветвей талевоrо каната.
rоризонтальные наrpузки, опрокидывающие вышку, являются Пr
ризонтальными составляющими от усилий в ведущей инеподвижной
ветвях талевоrо каната, от веса наклонно установленных за пальцем
свечей бурильной колонны и от действия ветра.
Вертикальная нarpузка на подкронблочную раму вышки:
при не подвижном крюке


(12.32)


р: == р к + QT.C. + 2Рк ;
и Т . С .


(12.33)


при подвижном крюке


Р: == Р к + Qт.c. +
;
и т . с .17т.с.


(12.34)


rде Р к
 допустимая наrpузка на крюк, Н; QT.C
 вес талевой системы
(крюк, талевый блок, канат и кронблок), Н.
rоризонтальная составляющая силы, действующей на кронблок от
натяжения ведущей и ведомой струн талевоro каната:


353




при неподвижном крюке


Р; == Р к (tg/3:t tgy);
и Т . С .


(12.35)


при движении крюка


Pr == :к ( t g /3

1]T,c' J ;
Т.С Т.С.


(12.36)


rде р и у
 yrлы, соответственно, между ведущей и неподвижной cтpy

нами каната и вертикальной осью вышки.
Если струны закреплены противоположно друr дрyry, то берется
знак <<минус», если с одной стороны вышки у лебедки, то- «плюс».
rоризонтальные усилия на кронблок от составляющей натяжения
ведущей и неподвижной струн каната не должна быть более 15 кIН.
rоризонтальная сила от действия силы тяжести свечей, YCTaHOB

ленных за пальцем


а
Р rc == kGCBtg
,
2


(12.37)


rде k
 коэффициент, учитьmающий отношение расстояния от подсвеч

ника до пальца к длине свечи; G CB
 вес свечей, установленных за паль

цем, Н; а
 yrол наклона свечей к вертикали, обычно а==2-;--4 0 .
Как отмечалось выше, rоризонтальная ветровая наrpузка, дейст

вующая на вышку, зависит от природно
 климатических условий, в
которых эксплуатируется буровая установка. На эту наrpузку влияет
динамическое давление ветра, назьmаемое ветровым (скоростным) Ha

пором.
По мноrолетним набтодениям qo изменяется в пределах от 270 до
1000 Па. для расчета буровых вышек значения qo принимаются незави

симо от места эксплуатации: qo==700 Па
 ШIЯ нерабочеrо состояния;
qo==250 Па
 ШIЯ рабочеrо состояния; qo== 150 Па
 ШIЯ монтажно
 тpaHC

портноrо состояния.
Равнодействующие от BeтpoBoro давления для каждой секции
вышки (мачты) определяются по формуле


Р;==qое;/3S;С ш
354


(12.38)




rде Cj
 коэффициент возрастания напора в зависимости от высоты над
поверхностью земли: на высоте<10 м Cj==I,O; 20м
 cj==I,25; 40M
I,55;
100M
2,1; Р
 динамический коэффициент, учитывающий период собст

венных колебаний вышки (мачты), для большинства вышек и мачт при
Т<0,5с, Р принимаются равным 1; при 1>0,5с, р==2; Са
 аэродинамиче

ский коэффициент, для трубных вышек С а == 1; для профильноrо проката
С а ==I,4; Sj
 проекция панели (секuии) на вертикальную IШоскость, про

ходящую по оси вышки


S;==F;rp,


(12.39)


rде F j
 общая IШощадь панели; 'р==0, 1570,2
 коэффициент заполнения
панели, для обшитой вышки 'р== 1.
При расчете ветровой наrpузки на пакет свечей, установленных на
подсвечник, пакет разбивают на участки высотой не более 1 Ом. для
каждоrо участка, не затененноrо обшивкой, ветровая наrpузка опреде

ляется по формуле


W c ==I,4- Р о,n,рJ;-т, Н,


(12.40)


rде 1,4
 аэродинамический коэффициент пакета свечей; fi
 IШощадь
участка пакета свечей, не затененная обшивкой,
.
Ветровую наrpузку прикладывают в rеометрических центрах OT

крьпых частей участков пакета.
для определения IШощади участков пакета свечей, не затемненных
обшивкой, определяют количество свечей, необходимых для бурения
скважины конечной rлубины
L
z ==
 ( 12.41 )
lс '


rде lс
 ДJIина свечи, м.
Зная количество свечей, определяем ширину пакета свечей:
bc==k'dт'n], м, (12.42)
rде k
 коэффициент, учитывающий запас для каждой трубы,
1F1,15 7 1,25; dT
 диаметр бурильной трубы, м; n}
 число свечей в ряду.
Тоrда IШощадь участка пакета свечей, не затененноrо обшивкой,
равна:
fi==bc'hJ, м 2 , (12.43)
rде h}
 высота участка открытой части пакета свечей, м


355




На rpузоподъемность и устойчивость вышки влияет также проч

ность основания вышки. Плошадъ S нижнеrо основания фундаментной
тумбы под ноrи вышки (в
)


S==(P Ф +gМ ф )/{ (Jс;ж].
р,
Р ф==(Qо+gМ в )/4,


(12.44)


rде Р Ф
 усилие, передаваемое буровой вышкой на каждую фундамент

ную тумбу, кН; М ф ==2000...;.- 3000 кr масса бетонной тумбы; [О"сж]rp
 до--
пускаемая удельная наrpузка на rpYНT. Па.


Значения [О"сж]rp в МПа для различных rpyнтoB приведены ниже.
Щебень..... ................. ................... .....,.... 0,4
0,6
rравий и raлька. . .. . .. .. . . .. .. . . . . '" . .. .. . ... . .. . .. .... 0,5
0,6
Сyrлинок
в твердом состоянии........................ 0,25
0,4
в пластичном состоянии................... 0,1
0,25


rлина


в твердом состояНии........................
в пластичном состоянии...................


0,3
0,6
0,1
0,25


Песок


сухой..... ................. ......... ........ .....
влажный...................................... .
насыщенныIй водой............ ... .... .... ...
rpавелистый. . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . ...


0,2
0,3
0,15
0,25
0,08
0,25
0,35
,45


Сторона нижнеrо основания тумбы (в м)


B==.JS.


(12.45)


для безопасной перевозки вышки без разборки надо иметь сле

дующие данные, получаемые расчетныIM путем:
тяrовое усилие (в кН), необходимое для перемещения вышки


Р==9, 81 Mrk(siпa т +f,posa"J,


(12.46)


rде МВ
 масса перевозимой вышки, кr; k
 коэффициент, учитываюший
возможное врезание саней в rpYHT, k==1,3...;.-1,4; ar
 максимальный yrол


356




подъема по трассе перемещения вышки; fп==0,2 7 О,5
 коэффициент тpe

ния полозьев вышки о поверхность (для травяноrо покроваfп==0,3);
число тракторов для перевозки вышки
птр==РvчfNтр'lТV' (12.47)
rде 'Uтp==1 7 3 м/с
 скорость перемещения трактора; Nтp
 мощность дви

rателя трактора, Вт; '1тр==о, 770,8
 К-П.д. трактора.


Под влиянием ветровой наrpузки вышка стремится опрокинуться.
для ее устойчивости необходимо, чтобы опрокидывающий момент Wh w
1
(см.рис.12.7) [26] не превышая восстанавливающеrо момента
 с G B ,
2


Т.е. чтобы выполнялось условие [8,21,26]
1
2" с ав2: Wh w , (12.48)
rде с
 размер стороны основания вышки (см. рис. 12.7); G B
 вес выш

ки; W
 направление полной ветровой наrpузки на вышку (мачту), при

нимаемое нормальным к наветренной IШоскости вышки hw
 точка при

ложения наrpузки w.
Если опрокидывающий момент больше восстанавливающеrо,
вышку необходимо укреплять растяжками, расположенными в диаrо--
нальных IШоскостях вышки. Такое расположение растяжек обеспечива

ет устойчивость вышки при любом направлении ветра. У силие, дейст

вующее на растяжной канат (растяжку), можно определить из условия
равновесия вышки относительно ребра опрокидывания


т
(Whw

CG. }2hpcosrcosa,


(12.49)
rде hp
 расстояние от основания вышки до IШоскости креIШения растя

жек к вышке; а, у
 yrлы наклона растяжек-


Пример 12.6 . Подобрать буровую вышку и ее талевую систему для
скважины rлубиной 1100 м, если известно, что наrpузка на крюке
Qкp==81,4 кН; для бурения скважины используется буровой станок ЗИФ

1200МР.
Решение. Приняв k== 1,25, а длину свечи /с== 18,6 м определим ориен

тиров очную высоту вышки по формуле (12.17)


ив == 1 ,25 '18,6==23 ,25 м


357




h,.


Рис. 12.7.
Пространственная схема ВЫШКИ с растяжками.


По табл.8.1 rpузоподъемность лебедки станка ЗИФ
 1200МР
Р л==5500кr==5500'9,81 ==53955 Н.
Приняв l1т.с.==О,9, по формуле (12.6)


u
 81400
 167.
т.с. 53955 . 0.9 .


Принимаем симметричную талевую оснастку с и т . с ==2. общее коли

честно ветвей каната и Т . С (1;)==и т . с .+2==2+2==4.


358




По формуле (12.21) определим обшую наrpузку на верхНlOЮ часть
вышки


Qo = 814011 +....2..... ) == 172.103 , н.
vl 2.0,9


Выбирается буровая вышка BPM
24/30 (см.стр 173
4 справочника
[31]с номинальной rpузоподъемностью 300 кИ.


Пример 12.7. [18] Определить минимальный запас на переподъем
кронблока буровой установки БУ
2500Э, при подъеме бурильной ко--
лонныI из труб с номинальной длиной /б.т==9 м; длина кронблока ТБКА

140БР /кpfF3,29 м; длина штроп ШБН
125 /ш==I,89 м; допуск на длину
бурильных труб д/==+0,3 м; длина муфтыI замка /зам==0,39 м; полезная
высота вышки Н==42 м.
Решение: запас на переподъем


hз==Н
/с(тахтhз.


rде /C(max)
 длина свечи из трех труб


/с(max)==3'(/б.т.+Ы)==3'(9+0,3)==27,9 м.


Длина подвижной части талевой системы


h2==/ш
/зам +/КРб== 1,89
0,39+3,29==4, 79м.


Тоrда hз==42
27,94,79==9,31м.
Из решения видно, что запас на переподъем находится в допусти

MbIX пределах (6
 1 Ом).


Пример 12.8. Сделать проверочный расчет мачты MPYrY
18/20
для следующих условий бурения: rлубина скважины 600 м; yrол зало--
жения скважины Р==85 0 ; конечный диаметр бурения 59 мм; диаметр бу

рильных труб 50 мм (qб.т.==60,4 н/м); интенсивность искривления J e ==0,02
rpад!м; промывочная жидкость
 эмульсионный раствор с эмульсией
ЭЛА, буровой станок ЗИФ
650М (Рл==35 кН).
Решение: Определяем конечный зенитный yrол скважины
ек==е о + J e L==5+0,02.600== 170.


359




Тоrда средний зенитный yrол составит


8 == 80+8к == 5+17 ==110.
ер 2 2


Приняв kщ,==1,5, определяем наrpузку на крюке


( 1000 )
Qкp == 1,5 .1,1. 60,4.600. 1

 cos 11. (1 + 0,35 . Ig11) == 54620 Н.
1850


Определяем число подвижных струн талевой системы [см. формулу
(12.6)]
u == 54620 == 1 64
Т.С 35000.0,95 ' .


Принимаем и т . с .==2. при талевой оснастке с неподвижным концом
каната наrpузка на кронблочную раму мачты по формуле (12.21) COCTa

вит:


Qo == 546211 + ....2........ ) == 111971Н
 112 кН.
\. 2. 0,95


Выбор мачты произведен правильно, Т.к. действующие наrpузки не
превышают номинальной rpузоподъемности мачты МPYrY
18/20
200
кн (см.стр 174
5 справочника [31])


ПримеD 12.9. Подсчитать наrpузки, действующие на трубную бу

ровую вышку высотой 18м, при следующих условиях эксплуатации:
высота над уровнем земли 20 м; по данным rидрометеоролоrической
службы, нормативный скоростной напор ветра (на высоте до 1 Ом) дoc

тиrает 442 Па; вышка полностью обшита, в ней расположены свечи
длиной 13,5м, масса которых составляет MCB
2700 кr; наибольшая Ha

rpузка на крюке Qкp
34,3 кН; оснастка талевой системы 2'3; период
собственных колебаний вышки (время одноrо цикла) Т==I,5 с; QM
68,7
кН.
Решение. Вертикальная наrpузка в основании вышки по формуле
(12.24)


PB
34,3+68,7+17,15==120,15 кН;
360




Рх+ Р и==34,3/2==17,15 кН.


Принимая yrол между осью ноrи вышки и плоскостью ero нижнеrо
основания у==77 0 , по формуле (12.26) получаем
PI==53/4-sin 770==5314-0,974==13,3 кН,


rде по уравненmo (12.21)
Qo==34,3(1+2/4'0,9)==53 кИ.


Максимальная наrpузка на каждую HOry из выражения (12.27)


Р и ==(53+53,5)/4-0,974::::27 кИ.


rоризонтальная составляющая наrpузка от веса свечей по формуле
(12.29)
PCB
O,025'9,81'2700==0,66 ка


Нормативный скоростной напор ветра с учетом поправочноrо ко--
эффициента 1,35 для высоты 20 м составит:


qo==442'1,35==596 Па==О,596 кПа.


ПЛощадь проекции вышки, обдуваемая ветром


6+2 2
S ==
18==72M
п 2 '


rде 6 и 2
 стороны нижнеrо и BepXHero оснований вышки.
Из rpафика (12.6) при Т== 1,5 с находим ,==2.
Тоrда при С==I; К об ==l;
2 и К п ==О,35 по формуле (12.30) получаем


Рвет==0,596' 1'72' 1{1+2'0,35)==1I7 кН.
rоризонтальная наrpузка из выражения (12.28).
P r ==0,66+117==117,66 кН.


Расстояние от нижнеrо основания до центра тяжести обшитой бу

ровой вышки из уравнения (12.31)


1 6+2.2
h ==
 .18. == 7.5 м.
Ц.Т. 3 6 + 2


361




Пример 12.10. Определить вертикальную наrpузку, действующую
на попкронблочную раму вышки ВМА5х200У во время СПО для сле

дующих условий: rлубина скважины 2700 м; диаметр бурильных труб
d б . т .== 127 мм; lб.т.==2500 м; средний вес 1 м трубы qб.т==260 н/м; lубт==200 м,
dубт==178 мм; qубт==1560 н/м; плотность буровоrо раствора p==128 кr/м З ;
оснастка талевой системы 4х5; вес подвижной части талевой системы
QT.c.==IO кН.
Решение : Определяется вертикальная наrpузка на подкронблочную
раму вышки при движении крюка (весами штропов и элеватора можно
пренебречь)


Р к == (260. 2500 + 1560.200). ( 1
 1280 ) == 805.2 кН==0,80 МН;
7850


КЛ.д. талевой системы
"Т.С.== 1
O,02 .8==0,84.


Вертикальная наrpузка на подкронблочную раму вышки при дви

жении:


Р: == 800 + 1 0+ 2.800 == 1048 кН== 1 ,05МН.
8. 0.84


12.4.Буровые лебедки


Буровые лебедки предназначены для спуска, наращивания и подъ

ема бурильноrо инструмента и спуска обсадных труб. При использова

нии буровых установок с роторным вращателем их применяют для pe

rулирования подачи буровоrо инструмента на забой, передачи враще

пия ротору, свинчивания и развинчивания труб; вспомоrательных работ
по подтаскиванию в буровую инструмента, труб и др., а также подъема
собранной вышки в вертикальное положение.
Основными параметрами лебедок являются скорости навивки Ka

ната на барабан, тяrовое усилие (rpузоподъемность), размеры и канато--
емкость барабана.
Значения скоростей навивки каната на барабан определяется ско--
ростями подъема крюка V K и числом подвижных струн и Т . С . талевой сис

темы


362




V== VKU T . C .,


(12.50)


Минимальную (первую) скорость подъема крюка находят из BЫ

ражения


N1J

V K1 =т'


(12.51)


rде N
 мощность двиrателя станка, кВт; 1]==1]п'1]с
 К.П.д. передач от дви

raтеля до барабана лебедки и к.п.Д. талевой системы; А,1
 коэффициент
длительной переrpузки двиrателя; для электродвиrателей А.l==I,3, а при
использовании две А.l==l, при этом отбираемая мощность не должна
превышать О, 7
0,8 номинальной мощности двиrателя; Q
 наrpузка на
крюк при установившемся движении, кН.
В табл.12.4 и 12.5 приведены параметры «буровых лебедок ОАО
«Уралмаш» и ВЗБТ.


т а б л иц а 12.4


ipaMe1PbI )уровых Л едок « 'ралмаш»
Показатели Буровые лебедки
ЛБУ ЛБУ ЛБУ3 ЛБУ ЛБУ ЛБ ЛБУ
 ЛБУ

22
 22
 7
 2000 300 У 1200 1200
720 670 1100 ПС О 120 (д
 1) (Д
2)
Мl О
Максималь
 220 220 370 365 460 273 289 289
ное усилие в
канате, кн
Расчетная 720 670 1100 1475 220 710 690 690
мощность на О
входном
валу, кВт
Диаметр 28 28 35 35 38 32 32 32
талевоrо
каната, мм
Примечание: Ширина тормозной колодки у всех лебедок
 230 мм.


па


б


еб


ОАО У


363




Пока

зате

ли


о .
:о: о
IQ Q.
:i

:о: :s
IQ :с
о CI)
:с :с

 CI)

() ,.
; z.. . i
:s с:




Q.Q.





о
1-.
..s о
:с :с



()


 g
=






 I



::r 1:1:
() О





g

:с :с
..Q ..s

 :о:
,. IQ
:s: CI)
() :s:
:о: J::

 [






..s
f=o



 8
..s IQ






Б7.02.00.
000


БУI6ОО/1
00
дrу
БУI600/1
00
ЭУ


300


145


25


Т а б л и ц а 12.5


Параметры буровых лебедок ОАО ВЗБТ
Буровая лебедка
СБ.02/ Б1.о2.зо.оо Б12.02.02.00 Б12.о2.02 МI2.02.02
JIБ
750 О О


БУ2900/l
7
дrYМl


БУ2900/
175
ЭП
М
БУ2900/
175
ДЭП
2


ooo
o 1
БУ2900/
200
ЭПК


000
БУ1600/
100
ДММ


300


145


32


Примечание. Ширина тормозной колодки у всех лебедок соответственно составляет
1180 и 230мм.


БУ2900/
175
ЭПБМl


550


550


550


Номинальная мощность, необходимая для привода лебедки
N
 QKVKтiп N
 N бл .
л
 или л
 , (12.52)
1]т.с. '1] л 1] л


364


550


225


225


250


225


28


28


28


28




rде QK
 наrpузка на крюке от наибольшеrо веса бурильной колонны,
МВ; V K min==0,3+0,5
 минимальная скорость подъема крюка, м!с; N б . л .

мощность на барабане лебедки; 1]T.C.
 К'n.д. талевой системы; 1]л==О,8570,9

 к.п.д. лебедки.
Лебедки буровых установок и станков делают мноrоступенчатыми,
что дает возможность поднимать длинную тяжелую бурильную колон

ну С малой скоростью, а леrкую колонну с большой. Этим достиrается
сокращение времени на спускоподъемные операции, подъем буровоrо
инструмента производится с более полным использованием мошности
двиrателя станка и располаraемоrо диапазона частот вращения барабана
лебедки. для определения рациональноrо режима подъема буровоrо
инструмента следует рассчитать длину инструмента, который может
быть принят при разных частотах вращения барабана лебедки
N1]
Li==
' (12.53)
qO
i
rде N
 номинальная мошность двиrателя; 1]==1]о'1]т.с.
 к.п.Д. передач от
двиrателя до крюка; 1]0
 к.п.д. от двиrателя до барабана лебедки,
1]0==0,9; 1]т.с
 к.П.д. талевой системы; qo==Q/L, rде Q
 наrpузка на крюке,
L общая длина буровоrо инструмента.
Длина буровоrо инструмента (количество свечей), поднимаемоrо
на каждой скорости работы лебедки при условии полноrо использова

пия возможностей буровой лебедки и мощности двиrателя станка pac

считьmается следующим образом.
Длина инструмента, который может бьпь поднят на первой скоро--
сти работы лебедки
, 1)
1)==L

; п св == Z ; (12.54)
св


на второй скорости работы лебедки
1
 т
 L . п "
 [2 .
2


 3


, св [св'


(12.55)


на третьей скорости работы лебедки
[
 L L . п ",
 [3 .
3
 3
 4, св

 ,
[св


(12.56)


и.Т.Д.
для буровых установок rеолоrоразведочноrо бурения максималь

ные скорости подъема реrламентированы: при длине свечи 4,7 м MaK

симальная скорость 1,6 м!с, при большей длине свечи
 2,0 м/с. В YCTa

новках rлубокоrо бурения скважин на нефть и raз максимальная CKO



365




рость крюка оrpаничивается предельно допустимой скоростью навивки
на барабан, величина которой не должна превышать 20 м!с.
Основные размеры барабана лебедки [12, 18,21]
 диаметр и длина
ero бочки. Диаметр барабана D б определяется в зависимости от диамет

ра каната d K
D б ==(18 7 25)d к . (12.57)
для лебедок большой мощности с большим числом спусков и
подъемов колонн
D
20dK' (12.58)


Длина барабана лебедки (/б)
выбирается при условии плотной
укладки каната и минимальном из

носе. По мере отхода каната от
средней линии к реборде (рис.12.8)
возрастает rоризонтальная cocтaB

ляюшая ero натяжения и COOТBeтcт

венно плоmость укладки. И, наобо--
рот, при отходе каната от реборды
плотность ero укладки уменьшается.


н.


Длина барабана


1cF 2H o. t ga.,


(12.59)


rде Но
 расстояние от оси барабана
до кронблока; а
 yrол отклонения
каната (yrол девиации), который
рекомендуется принимать в преде

лах 45'
 1°.


16


При бурении нефтяных и raзо--
вых скважин ориентировочно длину
барабана выбирают в зависимости
от ero диаметра в пределах


Рис.12.8.
Orклонение каната при навивке
на барабан


1 б ==( 1 ,5 7 2,2)D б .


(12.60)


Расчетная канатоемкость барабана определяется длиной каната,
навитоrо на барабан при верхнем положении талевоrо блока


366




Lк==uт.с:Н+nDбflз (12.61)
rде и т . с
 число ПОДВИЖНЫХ струн талевой системы; Н
 расстояние от
пола буровой вышки до оси кронблока, м; пз
 число запасных (не CMa

Tыаемыыx при спускоподъемных операциях) витков каната на барабане.
В соответствии с правилами безопасности число витков при нижнем
положении крюка должно быть не менее трех (пз
3).
Число витков каната в одном слое навивки


1
п ==......з.....
в d '
а к


(12.62)


rде a==1,05
1,1
 коэффициент, учитывающий зазоры между витками и
поперечную деформацию каната.
Длина каната по слоям навивки (рис. 12.9)


D6+ 3bd "


D6+3(2r
1)bd"


Рис. 12.9.
Расположение слоев каната на барабане.


lKl ==1U1 в (Dб+ Ьd J;


lк2==1U1 в (Dб+ 3bdJ;


lкz==1rrlJD б + (2z
 1 )bdJ.


(12.63)


367




Общая длина каната на барабане при z слоях навивки


Lю:==1U1в(D6Z+
 bd.J, (12.64)
rде z:S3
 рекомендуемое число слоев навивки каната на барабане (в
верхнем рабочем положении талевоrо блока), так как при большем чис

ле слоев возрастает износ каната; Ь==0,90+0,93
 коэффициент, учиты

вающий уменьшение расстояния между слоями вследствие деформации
каната при навивке.
Общая длина каната для оснастки талевой системы буровой ycтa

новки при бурении на нефть и raз


L.a '" [
Ш + Но ]и т .. + 2)+ 10' (12.65)
rде Dm
 дИаметр шкива талевой системы, м; 10
 длина каната, не CMa

тываемая на барабан при нижнем положении крюка, т.е. запасная длина


1 0 ==пз 1С (Dб+ d J.


(12.66)


Здесь соrласно РД 39
22
617
81 «Единые нормы техники безопас

ности на разработку основных видов нефтеraзодобывающеrо оборудо

вания» (МIШ, 1982) пз;:::::5 число запасных витков каната на барабане
(обычно 1 o ==10+15M).
Расчетная канатоемкостъ определяет минимально допустимый
дИаметр реборд барабана. Фактическая предельная канатоемкость бара

бана лебедки обычно значительно выше рабочей, полученной по фор

муле (4.10), поскольку окончательно дИаметр реборд устанавливается в
зависимости от размера тормозных шайб.
Диаметр тормозных шайб DT_m. выбирают в пределах


D т . m ==(1,8+2,5)D б .


(12.67)


После Toro, как определены основные размеры барабана, произво--
дИтся расчет напряжения сжатия в стенке барабана лебедки. При навив

ке каната в стенках бочки барабана возникают напряжения сжатия, из

rиба и кручения. В связи с тем, что осевой и полярный моменты сопро--
тивления барабана больше, напряжениями изrиба и кручения, возни

кающими в стенке барабана можно пренебречь. Под действием сжи

мающих усилий каната оболочку рассматривают как трубу, нarpужен

ную внешним равномерным давлением. [21].
368




Виток каната, навитый на барабан, сжимает оболочку, уменьшая ее
диаметр в зоне, прилеrающей к витку. Диаметр барабана при навивке
следуюшеrо витка еше более уменьшается, в результате чеrо натяжение
каната в нем снижается. Каждый последуюший виток изменяет натяже

ние в ранее навитых витках, поэтому при расчете напряжения в стенке
барабана вводят коэффициент a z , учитываюший уменьшение среднеrо
давления оболочку.


""',,,{ / J (12.68)
rде р
 расчетное натяжение каната; о
 толщина стенки барабана;
р( 1 ,05...;-.1,1 )d K
 шаr навивки каната на барабан.
Последовательность расчета приводится в следующем примере.


Пример 12.11. Определить напряжение сжатия в стенке бочки ба

рабана, если известно: расчетное натяжение каната Р
2'104н; число
слоев навивки z==3; dK
 1 ,5'1 0
2M; суммарное сечение проволок };fi
 1 0-4м 2 ;
модуль упруrости каната Ек
I,3'101lПа; модуль упрyrости при попе

речном сжатии Еп
2,5'1 08Па; радиус оболочки барабана r
O, 15м; MaTe

риал оболочки
 стальное литье; модуль упруrости E
2.1 011 Па.
Решение. Определяется отношение жесткостей каната и оболочки
из выражения


fJ
 EKLJ;
к E1/I d i'
8
rде 1/1

. для барабана стальноrо литья rp==O,8...;-.1,0; для сварных из
d k
листовой стали vr-=0,4-;--0,5; для чyrунных vr-=1...;-.1,5; примем 'lF0,9 и
t==1,05dк, по формуле (12.69) находим


(12.69)


fJ == 1,3.1011 .1 O

 о 31
к 2 .1011 .0,9 .1.5 .1,0
2 .1,05 .1,5 .1 0
2 ,.


Определяется безразмерный параметр


t; == Ed;1/I == 2.1011 . 2,25 .10
 .0,9 == 8
r 2 E п 0,0225.2,5.108 .


(12.70)


369




Теперь можно определить коэффициент a z по слоям навивки: для
первоrо слоя


1
a 1 ==
1 + О.5fЗк


1
== 0,87;
1 + 0,5 . 0,31


(12.71)


для BToporo слоя


1
а 2 == .
1 + fЗк(1,5 + 0,5112)
rде Р2==(2+Рк)==8(2+О,31)== 18,48.


(12.72)


Тоrда


а 2


1
== о 23'
1 + 0,3(1,5 + 0,5 .18,48) "


для тpeтbero слоя


Jlз ==(2+ 2Рк)==8(2+ 2'0,31 )==21;


(12.73)


1 1
а ==
 == о 12
3 1+ fЗк (2 ,5+ 11з ) 1+0,31 ( 2,5+21 ) ,.


(12.74)


Далее находим


аz==};а;==аz
з==аl +аl +аз ==0, 87+0,23+0, 12== 1,22.


(12.75)


Напряжение сжатия в стенках барабана по формуле (12.68), приве

денной выше
СУ == аz
зР == 1,22.2 .104
 116 2 МПа
еж 8t 0,9 .1,5 .1 0
2 .1,05 .1,5 .1 0
2 ' ,
rде o==l/f'dK==0,9'1,5'10
2.
Допускаемое напряжение для стальноrо литья [l1 сж .]==120 МПа.
Следовательно l1 сж <[l1 сж ] для сварных из листовой стали [l1 сж ]==I60
МПа; а для ceporo чyrуна [l1 сж .]== 1 00 МПа.


370




ДЛЯ торможения барабана (подъемноrо вала) при спускоподъем

ных операциях, а также при подаче инструмента на забой в процессе
бурения служат тормозные устройства буровых лебедок.
В планетарных лебедках тормоза подъема служат для подъема ин

струмента, а тормоза спуска
 реrулирования скорости движения спус

каемой колонны, полноrо ее торможения и удержания в подвешенном
состоянии. В качестве тормозов подъема и спуска применяют фрикци

онные, колодочные и ленточные тормоза.
Тормоза спуска работают в более тяжелых условиях. для облеrче

нии их работы, для бурения скважин на нефть и rаз, тормозные устрой

ства оснащают реryлирующими тормозами, оrpаничивающими ско--
рость спуска бурильной колонны.
В лебедках буровых станков для rеолоrоразведочноrо бурения
наибольшее распространение получили двух:колодочные тормоза.


Расчет тормоза спvска [см. рис (12.10) и (12.11)]. Тормозной мо--
мент при спуске колонны:


QлU".с. (1
 11) D
Мс == kc u .
. (12.76)
1
 11 ".с. 2
rде kc== 1,57 2,0
 коэффициент запаса тормозноrо момента; Qп
 вес бу

pOBoro инструмента номинальной длины; '1
 К.п.Д. шкива; Иу.с.
 число
струн талевой системы.
Эквивалентный радиус


R == 4Rcos fЗl
э п
 2fЗl + siп2fЗl ·


(12.77)


rде R
 радиус тормозноrо шкива, м; РI
 В радианах. Сила Р, сжимаю

шая колодки


р == М с 2
 J.l.1 2 (R э
IY
р 2сR э J.l.l ( а+с ) .


(12.78)


rде Мр
 расчетное значение тормозноrо момента, определяемое по фор

муле (12.76); а и с в м; Рl
 коэффициент трения скольжения между об

кладкой и тормозным шкивом.


371




р


Рис.12.10.
К расчету силы трения на элементарной площадке roрмозноrо шкива.
Равнодействующая нормальных давлений на колодки


N
 Р(а+с)
1
 С
J11(Rэ
1)'


(12.79)


Наrpузки, действующие на колодку 1, находят из следующих BЫ

ражений


Tx==N J 'J1J,


'Fy==NJ
 Тх,


TI==
 T; + т: '


372


(12.80)
(12.81)
(12.82)




Fl


N 1 1 .
R3
01 !

.
.
.
.r l .
'
'
'(
R) i
.N%


Т"


Рис.12.11.
Схема сил, действующих на тормозные колодки.


Максимальное давлении РО между обкладкой и шкивом


2N 1
Ро == bR (n
2fЗl +siп 2 fЗl ) '


(12.83)


rде Ь
 ширина обкладки.
Среднее давление на обкладке.


2 Ро COS fЗl
Рср == п
 2fЗl .


(12.84)


Величина среднеrо допускаемоrо давления между обкладкой и
шкивом зависит от материала фрикционной пары и назначения тормоза.
для тормозов спуска, работающих в более тяжелых условиях, допус

каемые давления меньше, чем для тормозов подъема. Коэффициенты
трения и допускаемые давления для некоторых фрикционных материа

лов, применяемых в тормозах буровых лебедок, приведены в таБЛ.12.1 О.


373




Наиболее распространены обкладки из вальцованных материалов,
а в тяжелонаrpуженных тормозах
 из ретинакса. Обкладки из тканых
материалов имеют меньшую износостойкость, особенно при напрЯЖен

ных режимах работы.
Расчет ленточноrо тормоза (рис. 12.12 [18]. Натяжение набеrающе

ro на барабан лебедки ведушей ветви каната при торможении (в МН)


Р GI( + G m . c . k
вт == 17т.с. д'
и т . с .


(12.85)


rде '1т.с.==О,83
 К.П.д. талевой системы; k д ==1,1
 коэффициент динамич

ности.
Вращающий момент на барабане


D бр
Мб==Рвт
'
2


(12.86)


Окружное тормозное усилие (в кн) определяется по формуле


Р == Мб2
т .
пт


(12.87)


Натяжение Sп (в кН) набеraющих концов лент с достаточной для
практических расчетов точностью определяется по известной формуле
Эйлера, устанавливающей соотношение между усилиями на концах
rибкой нити


ера
Sn ==kmFm
'
e lla
 1


(12.88)


rде k== 1,2
 коэффициент запаса; J1-
 коэффициент трения колодок; а

уrол обхвата тормозноrо шкива. Значения J1- для различных материалов
фрикционной пары приведеныl в таБЛ.12.6
Натяжение сбеraющих концов лент


S == Sn
с ера


(12.89)


374




Таблица 12.6



 Материалы фрикционной Коэффициент Tpe
 Давление, кПа
пары пия J.1 при
фрикцион
 металличе
 OTCyrcr
 случай
 для для пре

ный ский вии ном тормо-- тормо-- дельно
смазки попада
 за за допус

нии подъе
 спуска тимое
смазки ма
Тканая Чyrун 0,35
0,40 0,32
 588,4 294,2 1176,9
тормозная Сталь 0,35
O,40 0,35
лента типа О,зо

А 0,35
Вальцо
 Чyrун 0,42
0,48 0,35
0,4 784,6 392,3

ванная Сталь 0,42
0,48 0,35
0,4
лента типа
Б
Ретинакс Чyrун 0,3
0,38
 1176,8 784,6 588,4


Максимальное давление колодок на тормозной шкив
SH
Ртах == Ъ-:D
т т


(12.90)


Минимальное давление колодок на тормозной шкив
р Sc
т;п ==

т т


(12.91)


Среднее давление колодок на шкив
р == (Ртах + Рт;п) .
ер 2


(12.92)


Средняя удельная наrpузка
(а тах + O'miJ
а == .
ер 2 (12.93)
Момент на коленчатом валу тормозной лебедки определяется из
выражения
MK==S"r (12.94)


(r==0,03M
 радиус рычажка коленчатоrо вала тормоза)
Необходимое ШIЯ торможения усилие на тормозной рукоятке pы

чаrа


375




м
GL
Р
 1( р
р а1]


(12.95)


rде G p
 вес тормозноrо рычаrа (тормозной рукоятки); L
 расстояние от
центра тяжести тормозной рукоятки до оси вала (см.рис.l2.12) a==Z'COStp.
Z
 длина рукоятки тормоза; '7==0,8
 К.П.Д., учитывающий трение в ОП
 '
рах, амортизаторе и др.


Рис.12.12. Расчетная схема ленточноrо тормоза:
l
колодка; 2
шкив; 3
лента тормоза; 4
рычаr;
а
уrол охвата колодок; <р
yrол поворота тормозноrо рычаra


для расчета тормозной ленты определим натяжение растяжения в
сечении ленты по формуле


SH
а л == 2/ ' (12.96)
rде /
 площадь сечения ленты (м 2 ), определяемая из выражения


/==bb
zbd (12.97)
376




Здесь д
 толщина ленты; Ь
 ширина тормозной ленты; z
 число
отверстий; d
 диаметр отверстия.
Напряжение среза в заклепках


SHl
(J з == 2п&lз .


(12.98)


rде SHl==Sul2
 натяжени
 набеrающеrо конца одной ленты; п
 число
заклепок; d
 диаметр заклепок.


Пример 12.12. Найти частоты вращения подъемноrо вала лебедки
ЛБУ
 11 00. Коробка перемены передач (рис.12.13) получает мощность
от силовоrо привода установки на ведущий вал с помощью четырех

рядной цепной передачи. На этом валу на шпонках закреплены две цеп

ные звездочки z==27, передающие две частоты вращения ведомому валу
коробки через цепные колеса z==52 и z==34, находящиеся на валу на под

шипниках качения и включаемые с помощью двухсторонней зубчатой
муфты.
Третье цепное колесо z==34 закреплено на ведущем валу на под

шипниках и включается зубчатой муфтой, а затем передает вращение на
ведомый вал через цепное колесо z==27, установленное на валу на шпон

ке. Таким образом, ведомый вал получает от ведущеrо три частоты
вращения. При помощи двух цепных передач 21х81 и 39х40 число час

тот вращения подъемноrо вала увеличивается до шесm. Барабан от
цепных колес z==81 и z==40 включается с помощью шинн

пневматических муфт 7 и 12.
Вращение на ротор 8 от КIШ 5 передается включением цепных пе

редач 39х40 и 40х33. Ротор включается шинн
пневматической муфтой
МllI 5009.


377




z


3


z..s.


,


11


t .


.
.


i
i.


,


Рис.12.13. Кинематическая схема подъемноrо arperaтa с лебедкой типа ЛБУ
1100:
1,2
 редуктор и электродвиrатель механизма подачи РIЩ; 3
 масляный насос;
4,7,9,11 и 12
 шинно
пневматические муфты; 5
КПП;
6
реrулирующий электродинамический тормоз; 8
трансмиссия привода ротора;
10-барабанный вал.


Если принять частоту вращения ведущеrо вала КIШ равной 340
мин
l, то для определения частоты вращения подъемноrо вала лебедки
надо сделать следующие вычисления:


340.27.21
п

 45.
61 58.81 '


п == 340.27.39 == 168.
64 52.41 .


340.27.21
п ==
 70'
62 34 . 81 .


п == 340.27. 39
 257'

 34.41 ·


п == 340. 34 . 21 = 111.
63 27.81 ·


п = 340.34.39 =407.
66 27.41


378




Из приведенных вычислений видно, что шестая частота вращения
лебедки почти в 1 О раз выше первой. Такое высокое соотношение п

зволяет более эффективно использовать установленную мощность при
подъеме. Низкая же первая частота вращения дает возможность ликви

дировать аварии в случае прихвата колонны в скважине.


Пример 12.13. Определить число свечей, поднимаемых на различ

ных скоростях лебедки станка СКБ4 (с приводом от электродвиraтеля),
для следующих условий: rлубина скважины L==544M; длина колонковой
трубы lIC.T.==4M; бурильные трубы диаметром 42мм с ниппельным соеди

нением; длина свечи 1==13,5M; оснастка талевой системы lх2 (и тос .==2);
значения скоростей навивки каната на барабан лебедки (VН(I)==О,9 м/с;
vН(щ==I,75м/с; VН(ПI)==2,75 м!с; VН(IV)==4,О м/с) и мощность электродвиrате

ля N==22кET.
Определим Qo, которое составит


== Qкp == 26005 ::: 47 8 Н/М
qo L 544 ' ,


rдe Qкp==I,2'9,81'544.4,43'1,05[1
(10ooI7850)]==26005H.


На 1 скорости работы лебедки


v == 0,9 == О 45 м/с' L
 22000.0,9.0,93 ::: 856 м'
кИ 2 ' '1 47,8.0,45 '


на 11 скорости работы лебедки


v ::: 1,75 == О 875 м/с' L
 22000.0,9.0,93 ::: 440 м'
к(п) 2 ' , 2 47,8.0,875 '


на m скорости работы лебедки


v ::: 2,75 == 1375 м/с' L
 22000.0,9.0,93 == 280 м'
к(ш) 2' , 3 478.1375 '
, ,


на IV скорости работы лебедки


379




v == 4,0 == 2 м/с' L == 22000.0,9. 0,93
 192 м.
IC(IV) 2 ,
 47,8.2


Тоrда количество свечей, поднимаемых на каждой скорости из BЫ

ражений (12.54)
(12.56) составит


/ ==544-440== 104м' п
 104 == 8 свечей'
1 , СВl 13,5 '


1 ==440
280==I60M. п
 160 == 12 свечей.
2 , CBIr" 135 '
,


/з==280
192==88м; псвш== 88 = 6 свечей;
13,5


/4== 192м; пcвI'F 192 = 14 свечей.
13,5


Число свечей в бурильной колонне


п == 540 =40.
С 13,5


На IV скорости поднимается также колонковая труба.


Пример.12.14. Зная частоту вращения подъемноrо вала пj (из при

мера 12.12.) и расчетный диаметр барабана лебедки D p ==O,84M, опреде

лить скорости подъема крюка; оснастка талевой системы 4х5.
Решение. Скорость подъема крюка определяется по формуле


пDрп бi
V. ==

К.С 6Ои .
т.с.


Представляя и Т . С . ==8 и значения пбj из примера 4.1 получим


v.
 3.14.0.84.45
 О 25 м/с.
Кl 60.8 ' ,
380




v.
 3,14.0,84.70 =0 38 м/с'
KIl 60.8 ' ,


аналоrично получим


V к ш==0,61 м!с; Vыv=0,92 м!с; V K v==I,41 м!с; VKvF2,24 м!с.


Пример.12.15. Зная мощность на подъемном валу лебедки ЛБу

1100 N л =800кВт; вес подвижной части талевой системы Qтос=100кН;
К.П.д. талевой системы '7тос.=0,84 и к.П.д. лебедки '7л==0,8, а также значе

пия скорости подъемноrо крюка из предыдущеrо примера, определить
нarрузки на крюке на различных скоростях подъема.
Решение. Подъемная сила (в кн) на крюке при различных CKOpO

стях ero подъема


Р
 N л 1Jт.с.1Jл
k.

1 V ki


Q = 800.0,84.0,9 100= 605
100
т.С V ki V ki '


Вес колонны (в кН), который может быть поднят на различных
скоростях:


605
PKI==

100==2300;
0,25


605
PK4==

100==558;
0,92


605
P к2 ==

100==1492.
0,38 '
605
Р 1<3==

 1 00==892'
0,61 '


605
Р к5 == 1,41
100==320;
605
Р кб==

 1 00== 170.
2,24


Пример 12.16. Произвести расчет размеров и канатоемкости бара

бана лебедки для следующих условий: расстояние от оси барабана до
кронблока Н о ==13,5м; высота вышки Н в ==15м; число подвижных струн
талевой системы и т . с .==2; канат диаметром d к ==17,5мм.
Решение. Определяется диаметр барабана лебедки в зависимости
от диаметра каната d K [см.формулу (12.57)]
D б == 18.17 ,5==315мм.


381




Определяется длина барабана. Примем yrол отклонения каната
равным а== 1 о
Тоrда по формуле (12.59)


/0==2' 13,8.tgl 0==27,6'0,0 175==0,483м.


Определяется расчетная канатоемкость барабана (длина каната,
наматываемая на барабан лебедки)


/к.б.==2 '15+3,14-0,315' 3==32,9м.


Принимая коэффициент, учитывающий зазоры между витками и
поперечную деформацию каната 0==1,1 по формуле (12.62) определяется
число витков каната водном слое навивки.


n в
 0,483
 25 м.
1,1.0,0175


Определяется общая длина катана на барабане. Примем z==3;
Ь==0,93, тоrда по формуле (12.64)
/Kr.==3, 14-25(0,315.3+32.0,93'0,0175)==74,2 м.


ПDимеD. 12.17. Рассчитать тормоз спуска при следующих данных:
вес инструмента Qпом==20000 Н; диаметр навивки каната на барабан
D==O,28 м; число струн талевой системы т==2. Обкладки колодок из
вальцованной ленты, симметричны; Pl==1C/6; а==с==О,28 м; ,ul==O,4; /==0,07
м; Ь==0,08; R==O,25 м. Коэффициент запаса тормозноrо момента kc==I,5
Решение. По формуле (12.76) определяем тормозной момент


м == 15 20000.0,98 2 {1
0,98) .014 == 202.103 Н'м.
с' 1
 0,982 "


Из уравнения (12.77) находим эквивалентный радиус


4. О 25.cos 1с
R э
' 6 == 0,293 м.
1с . 1с
п

+sт

3 3


382




Сила Р, сжимающая колодки, по формуле (12.78) равна


Р == 2,02.103 0,282
 0,42 (0,293
 0,07 r
 3870 Н.
2. 0,28. 0,293 .0,4.0,56


Нarрузки, действующие на колодку 1, находим из выражений
(12.79) и (12.80)
(12.82)
N} == 3870(0,28 + 0,28) == 11347 Н;
0,28
 0,4( 0,293
 0,07 )


Т х ==I1347'0,4==4539 Н;


Т у ==1 1347-4539==680 8 Н;
T}== .J 4539 2 + 68082 == 8182 Н.


Давление между обкладкой и шкивом находим по формулам
(12.83) и (12.84):


Po
 2 .11347
 383,4 кПа;
О 08 . О 25 ( п
!:.. + siп !:.. )
" 3 3


2.3834. cos!:..
Рср
 ' 6 == 317,1 кПа«р].
п
п


3


Давление на колодке 2 не определяем, так как N 2 <N}.


Примеu 12.18 .[18] Определить усилия натяжения набеrающеrо и
сбеrающеrо концов тормозной ленты и проверить давление колодок на
барабан. Исходные данные для расчета: максимальная нarрузка на крю

ке GI(==I,7 МН; диаметр барабана лебедки ЛБУ
1100 D б ==О,75 м; расчет

ный диаметр барабана лебедки с навитыIM канатом по третьему слою,
при котором момент на барабане будет наибольшим D б . р .==0,98м; OCHa

стка талевой системы 4х5; вес подвижной части талевой системы


383




G T . c .==O,1 МН; диаметр тормозноrо шкива D T ==I,45 м; д==0,006м
 толщина
тормозной ленты; ширина тормозной ленты Ь т ==0,23м; материал колодок

 ретинакс; максимальная удельная наrpузка (давление) колодок на
тормозной шкив О'шах==0,8 МПа; минимальная удельная нarрузка колодок
на тормозной шкив O'min==0,5 МПа; z==3
 число отверстий; d==0,0 14м

диаметр отверстия; d з ==0,014м
 диаметр заклепок; п==12
 число закле

пок.
Решение. Подставим исходные данные в выражение (12.85) будет
иметь
р == 1,7 + 0,1 . О 83.11 == О 205 МНе
В.Т. 8 ' , ,


Вращающий момент на барабане из уравнения 12.86
0,98 3
М б ==0,205
 .1 О == 1 ООкН'М.
2


Натяжение набеrающих концов по формуле (12.88)
2,718°.35-4.71
Sи == 1,2.138 035-4 71
 205кН == 0,205 МН,
2,718' .
 1
rде а==270:п/180==4,71 и окружное тормозное усилие


F == 100.2 ==138кН.
т 1,45


Натяжение сбеrающих концов лент
S == 205 == 40 ки-
с 2,7180.354.71


Максимальное давление колодок на тормозной шкив
205
р max

 0,61 МПа.
0,23.1,45
Полученное давление допустимо поскольку
Umin<Pmax<U max


Минимальное давление колодок на тормозной шкив
40
Pmin

 0,l28МПа.
0,23. 1,45


384




Среднее давление колодок на тормозной шкив


Pcp
 (0,61 + 0.128)
 0,36 МПа.
2


Средняя удельная наrpузка


== (0,8+0.5)
 065МП
a
 ,L
2


Следовательно Р ср<пср, что допустимо.
Момент на коленчатом валу тормоза лебедки определяется из BЫ

ражения (12.94)


М к ==40'0,03== 1 ,2кН'м.


Приняв вес тормозноrо рычаrа G p ==500 Н; L::::O,35M; R==I,6M; '7==0,8;
при lfF60° и 1==1,4 м по формуле


р == 1,2
0,5.0,35
 0915кН
р 1.4.0,8 ' ,


при lfF3(! и 1==O,8M
р == 1,2
0,5.0,35
 16кН.
р 0,8.0,8 '


Плошадь сечения ленты по формуле (12.97)


FO,006'0,23
 3 '0,006'0,0 14==0, 00 1м2.


Тоrда
205
ал
 ==102,5 МПа.
2 . 0,001


Напряжение среза в заЮIепках
а == 102.5
 50 8 МПа
32.12.0,006.0,014 ' ,
что значительно ниже допустимоrо.


385




12.5 Вращатели


12.5.1 Шпиндельные вращатели. Шпиндельные вращатели получили
широкое распространение в станках колонковоrо бурения скважин на
твердые полезные ископаемые. Основными элементами TaKoro враща

теля являются шпиндель с проходным отверсшем и зажимными патро

нами, приводная втулка от которой шпиндель получаer вращение, и
редуктор состоящий из конической пары шестерен, связывающий Bpa

щатель с коробкой передач и обеспечивающий отбор мощности на Bpa

щение.
При yrлублении скважины зажимныIe патроныI испытывают осевые
наrpузки под действием веса буровоrо снаряда или механизма подачи и
крyrящеrо момента на вращателе. При ликвидации осложнений в cквa

жине на зажимныIe патроныI обычно действуer только осевая наrpузка,
создаваемая rидроцилиндрами механизма подачи. Поэтому расчer па

тронов рекомендуется производитъ по наибольшей силе, определяемой
по формулам


( 2М ) 2
F; == КС (QOOM
 РприУ + т


(12.99)


F 2 ?Qmax,


(12.100)


rде Ft
 сила от воздействия на кулачки патрона осевой наrpузки и кpy

тящеro момента, Н; Кс
 коэффициент запаса страrивающей силы (при

нимают 1,3... .2; чем выше rpузоподъемная сила подъемной установки,
тем меньше значение Кс); QHOM
 номинальная rpузоподъемная сила бу

ровой установки, н; Р при
 осевая наrpузка на породоразрушающий ин

струмент, н; Мир
 момент на вращателе при бурении скважины, Н'м; d

 диаметр бурильной трубы, зажимаемой кулачками патрона, м; F 2

страmвающая сила от воздействия на кулачки патрона усилия rидроци

линдров механизма подачи при их работе в качестве домкратов, н; Qmax

 максимальная rpузоподъемная сила установки, Н.
Среднее удельное давление на бурильной трубе
Ко (Q

p)' +( 2
., J
р == F; / пdl пd1
rде 1
 длина плашек зажимноrо патрона, м.


(12.101)


386




Параметры шпиндельных вращателей определяют исходя из тpe

бований, предъявляемых технолоrиями бурения:
диаметр проходноrо отверстия шпинделя определяется макси

мальным диаметром применяемых бурильных труб с учетом зазора З
S
мм для обеспечения свободноrо прохода их через шпиндель;
длина хода шпинделя влияет на время, затрачиваемое на ero пере

крепление. Этот параметр обычно выбирают в пределах 400
600мм
(большее значение в станках для бурения более rлубоких скважин);
частотная характеристика оценивается диапазоном изменения час

тот вращения и диапазоном реryлирования, числом частот в диапазоне
и значениями промежyrочных частот;
диапазон реryлирования частоты вращения, определяемый с OТHO

шением


R
 птах

 ,
n min


(12.102)


rде птах и п пUn
 максимальное и минимальное значение частоты враще

ния. их выбирают такими, чтобы возможно полнее удовлетворять тpe

бованиям OCHoBHoro технолоrическоrо процесса при бурении
 процес

су разрушения rорных пород.
Основой для расчета минимальной п пUn и максимальной п mзx значе

ний частот вращения служат нижнее Ю mm и верхнее Ютах, значения pa

циональных окружных скоростей породоразрушающих инструментов, а
также их диаметры, определяемые типовой конструкцией скважин:


n mm ==60 ffi mm /(7t.D max );
n max ==60 ffi max /(7t'D min ),


(12.103)
(12.104)


rде Dmax и D min соответственно максимальный и минимальный диамет

ры породоразрушающеrо инструмента.
для реализации п mзx необходимо ее сравнение с пlЭ полученной из
энерrетических соображений, рассчитывемойй из уравнения баланса
мошности при длине буровоrо снаряда, равной номинальной rлубине
скважины.
При определении п пUn учитывютсяя вес типоразмеры породораз

рушающих инструментов, применяемых при бурении скважины типо

вой конструкции (искточением может быть породоразрушающий инст

румент для бурения под направляющую трубу).


387




ДЛЯ наиболее распространенных типов породоразрушающих инст

рументов СОтin (в м/с), используемых при бурении разрушенных, абра

зивных или весьма твердых пород, имеют следующие значения:
твердосплавные коронки и лопастные долота...... ................... 0,5
0,6
алмазные коронки и шарошечные долота.. . ... . .. . . .. . . . . .. . .. . . 0,4
0,5
твердосплавные коронки со среднечастотными rидроударни
 0,10

ками... 0,12


При определении пmin следует принять, что перекрываемая первой
обсадной колонной часть разреза представлена мяrкими породами, со--
держащими твердые прослойки, включения rpавия, rальки и т.П.
Значения СОтах (в м/с):
алмазные коронки при бурении монолитных
малоабразивных пород. .. . . . .. . .. . . . . . . ... . . .... . . . . .... .. . . .. ..
твердосплавные коронки.......................................
твердосплавные коронки при использовании среднечас

тотных rидроударниКов............... ......... ............. .... .... 06
0,8
шарошечные долота............ ................... .......... ... ..... 1,2
1,4


3
5
1,5
2


Максимальную частоту вращения птах, определенную в COOTBeтcт

вии с требованиями технолоrии алмазноrо бурения, целесообразно pe

комендовать для реализации, если она не превосходит значения п в , най

денноrо по формуле:


п в ==п н [l +1. 6(Nx/NY.]. (12.105)
rде п в
 максимальная частота вращения буровоrо снаряда номинальной
длины (на конечной rлубине скважины), мин
l; N xв
 мошность на xo

лостое вращение буровоrо снаряда номинальной длины при частоте
вращения пн, кВт; N
 номинальная мощность двиrателя буровоrо cтaH

ка, кВт.
Рекомендуемое число частот вращения 8
12. Каждая из ступе

ней определяется зависимостью:


JE maX
q==k

.
п тiп


(12.106)


для расчета усилий, передаваемых зажимным патроном ведущей
трубе при бурении, рассмотрим схему BepXHero пружинно

rидpавлическоrо постоянно замкнутоrо патрона (рис. 12.14).


388




5


Рис.12.14.
Схема rnдропатрона


Кулачки 2 опираются
на уступы шпинделя 1 и
Moryr перемещаться в pa

диальном направлении при
осевом смещении обоймы
3. Число кулачков зависит
от размера проходноrо oт

верстия патрона. В патро

нах с небольшим проходом
сечением применяют два
кулачка. Осевое смещение
обоймы, опирающейся на
подшипник 4, происходит
при движении поршня 5 и
сжатии ШIИ растяжении
рабочих пружин 6. Осевое
УСШIие Р от рабочих пру

жни 6 передается на обой

му и за счет наличия Ha

клонных под уrлом а по

верхностей каната с кулач

ком трансформируется в
радиальное УСШIие R
(рис. 12.1 5).
У СШIие, действующее
и rидромеханическом па

троне (в кн) определяется
из выражения


р = Rtga ,
1
 ftga (12.107)
rде R
 СШIа прижатия кулачка к ведущей трубе;
0,1()70,15
 коэффи

циент трения скольжения
Рсц
R =
. (12.108)
Р е
Здесь Реи
 СШIа сцепления между кулачками и ведущей трубой;
Pe==0,20..;.-0,45, коэффициент сцепления между зубьями кулачка и трубой,


389




а для кулачка с твердосплавными ставками Ре==О,9 [21]. Если зажимной
па'IpOН имеет два кулачка, то сила притяжения каждоrо кулачка


2



!


R


1


Рис.12.15.
Схема СИJI, действующих на обойму и кулачок


Рсц
RJ ==
,
2рс
rде Реи
 полное усилие, передаваемое ведущей трубе


(12.109)


390




Рсц =
 P; +P
.


(12.110)


Здесь РО
 окружное усилие, направленное нормально к осевому
усилию механизма подачи (Р П ).


2М кр.(тах)
РО = d '
в.т.


(12.111)


rде Мкр.(П1Вх)
 максимальное значение крyrящеrо момента (Мкр) при MaK

симальной частоте вращения; dв.т.
 наружный диаметр ведущей трубы.
Осевое усилие (максимальное усилие механизма подачи)


Pп==G
Pпpи,


(12.112)


rде G
 вес бурильной колонны, Р при
 осевая наrpузка на породоразру

тающий инструмент


N
NCT
М кр.(тах) =
(о


(12.113)


rде N
 номинальная мощность двиrателя; N CT
 мощность, затрачивае

мая на привод станка.
Роторные вращатели предназначены дпя: передачи вращающеrо
момента через ведущую трубу бурильной колонне, поддержания на Be

су бурильной колонны в процессе спускоподъемных операций и обсаk
ных труб при спуске их в скважину (бурильные и обсадные трубы ycтa

навливаются на столе ротора на элеваторе или клиньях); отвинчивания
и свинчивания труб в процессе спускоподъемных операций, ловильных
и аварийных работах; восприятия реактивноrо крутящеrо момента при
бурении забойными двиraтелями.
Роторные вращатели (роторы) щироко распространены при буре

нии вертикальных и слабонаклонных разведочных и эксплуатационных
скважин на жидкие и raзообразные полезные ископаемые, структурно--
поисковых, сейсмических и reотехнолоrических скважин.
К основным параметрам ротора относятся: диаметр проходноrо
отверстия в столе ротора; допускаемая статическая наrpузка на стол;
частота вращения стола ротора; мощность ротора; максимальный Bpa

щающий момент.


391




Диаметр проходноrо отверстия в столе ротора (D по ) должен быть
достаточным для спуска долот и обсадных труб. используемых при бу

рении и креплении


Dпо
Dдн+д, (12.114)
rде Dдн
 диаметр долота при бурении под направление скважины, зави

сящей от конструкции скважины (в rлубоких скважинах диаметр нa

правления возрастает из
за увеличения числа промежyrочных колонн);
д
 диаметральный зазор, необходимый для свободноrо прохода долота
(д
30750MM).
Роторы, применяемые для бурения скважин на море, имеют более
щирокое проходное отверстие, поскольку в этому случае D по выбирает

ся по диаметру водоотделяющей колонны, связывающей подводное
устьевое оборудование с буровым судном. Проходное отверстие вкла

дыщей стола ротора должно быть достаточным для прохода бурильной
колоны при спускоподъемных операциях. Поскольку наибольший диа

метр бурильных замков равен 203мм, отверстие вкладышей стола рото--
ра всех типоразмеров принятоrо равным 225мм.
Допускаемая статическая наrpузка [р ст ] на стол ротора должна
быть достаточной для удержания в неподвижном состоянии наиболее
тяжелой обсадной или бурильной колонны, но одновременно не пре

вышать статическую rpузоподъемность подшипника [4]


Mтax
Pc,J
Go, (12.115)
rде Мшах
 масса наиболее тяжелой обсадной колонны (в большинстве
случаев наиболее тяжелыми оказываются промежyrочные колонны); G o

 статическая rpузоподъемность подшипника основной опоры стола
ротора, которая выбирается по величине D по .
Параметры роторов буровых установок ОАО «Уралмаш» и ВЗБТ
приводится в таБЛ.12.7 и 12.8. Характеристика подшипников опор каче

ния отечественных роторов приведена в таБЛ.12.9.
Выбор частоты вращения стола ротора осуществляется в cooтвeт

ствии с требованиями, предъявляемыми технолоrией бурения. Наи

большая частота вращения оrpаничивается критической частотой Bpa

щения буровых долот пmзх
250 мин
l. Опыт показывает, что при даль

нейшем увеличении п ухудшаются показатели работы долот. Кроме
Toro, с ростом п увеличиваются центробежные силы, вызывающие про--
дольный изmб бурильной колонны, приводящий К усталостному раз

рушению в резьбовых соединениях. Наименьшая пр(min)
15
20 мин
l ис

пользуется при бурении rлубокозалеrающих абразивных и весьма TBep



392




дыХ пород, забуривании и калибровке ствола скважины, периодическом
проворачивании бурильной колонны с целью УС1ранения прихвата при
бурении с забойными двиrателями, ликвидации аварий.
В предварительных расчетах пр в зависимости от текущей (L) и KO

нечнОЙ rлубины бурения (L p ) можно вычислить по эмпирической зави

симости Уралмашзавода [4]


L
пp==200
150
 .
Lk


(12.116)


Показатели


P
950 P
1260
950 1260
5000 6300 8000
350 350 350
80 120 180
7538 7538 3634
1687177Ох 1687/1060х 1687/14ООх
1687177Ох 1688/1060х 11689/140Ох
Т а б л и ц а 12.8
cтaHOBOJ( ОАО ВЗБТ 1
Рото


Диаметр отверстия в столе ротора,
мм
Допускаемая статическая наrpузка
на стол, кн
Максимальная частота вращения
стола ротора, мин
l
Статический крyrящий момент на
столе ротора, кН'м
Подшипники приводноrо вала
Основная опора
Вспомоrательная опо а


Диаметр отверстия в столе ротора, мм
Допускаемая статическая нarpузка, кн
Максимальная частота вращения стола poт

ра, мин
l
Максимальный момент на столе ротора, ким
Подшипники приводноrо вала
Основная опора
Вспомоraтельная опора


P
560
560
2500
250


P
360
360
1250
200


35
3624
91682/670
31688/630


12,3
3620
9168288
7168284


393




Таблица 12.9


Характеристика подшипников опор качения роторов П 71
Опора качения Условное Тип rрузоподъемность
обозначение ротора МН
подшипника стати
 динами

ческая ческая
Основная
шарикоподшип
 91682/75Ох Y7
560
6 4,1 4,44
ники упорно-радиальные 1681/67Ох Y7
760 7,00 9,5
1687/77Ох P
560 8,42 10,3
1687/1060 P
700 9,00 10,6
1687/1400 P
950 9,67 9,80
P
1260 12,5 10,9
Основная
роликоподшип
 Р450
ШЗ 7,70 5,19
ники упорно
радиальные
 p
 700
Ш2 11,5 7,32
конические
Вспомоrательная
 1681/67Ох Р560
Ш8 7,40 3,30
шарикоподшипники 71682/800 Y7
520
3 6,88 4,96
упорно
радиальные 1681/850 yp
 760 7,40 3,72
32634 P
560 4,30 6,80
1688/77Ох P
700 4,73 7,20
1688/1060 P
950 5,22 7,10
1689/1400х P
1260 6,82 7,90


Мошность ротора должна быть достаточной ДJIЯ вращения буриль

ной колонны, долота и разрушения rорной породы забоя скважины N д


N == N хв +N д
р 1]р , (12.117)
rде '1p==0,90
0,95 к.П.д. ротора, который учитывает потери в 1рущихся
деталях ротора. для определения мощности на холостое вращение бу

рильной колонны (N xв ) можно воспользоваться формулой (8.6) из раз

дела 8.
Мощность N д , расходуемую на разрушение породы шарошечным
долотом, можно определить, используя формулу (8.12), колонковым
долотом
 (8.13), которые приведены в разделе 8.
Максимальный вращающий момент Мвр(тах) определяется по мощ

ности И минимальной частоте вращения стола ротора



 N р1] р
МВР(ПJaх)

,
п тiп


(12.118)


394




[де N p
 мощность ротора. кВт; '1р
 к.п.Д. ротора; п nun
 минимальная
частота вращения стола ротора.
для определения долrовечности подщипника rлавной опоры ,)Ото--
Iт рассчитывют [18] действующие в зацеплении усилия (рис. 12. 16):
окружное усилие Р, радиальное Q и осевое N.


n.


в'-


5 А


r


\..


Рис.12.16.
Расчemая схема ротора


Расчетный момент. действующий на стол ротора


N
М р ==.......1!.... (12.119)
(J)
[де (J)
 yrловая скорость вращения стола ротора. рад/с.
Окружное усилие Р, действующее в зубчатом зацеплении


2Мр
P==

d '
2
rде d 2
 диаметр коническоrо колеса, м.
Осевое усилие щестерни N) равно радиальному усилию на колесо


(12.120)


Q2
N] ==Q2== J:...... (tga. siпrp ]
iпp.cosrp ]).
tg{3


(12.121)


395




Радиальное усилие Q" равное осевому N 2


Q]==N 2 ==
 (tga.'COSrp ]*siпP'siпrp ]),
tg{3
rде 'р,
 yrол начальноrо конуса шестерни, rpадусы


(12.122)


tg ({Jl ==...!..,
2 и р
rде u p ==d 2 /d 1
 передаточное отношение ротора d 1
 диаметр конической
шестерни, 0.==200; Р== 1 0..;-. 300
 yrол наклона зубьев конической пары.
В формуле (12.121) знак «+» берется, коrда направление наклона
зубьев и вращения создает осевое усилие, направленное от вершины к
основанию конической шестерни; знак <Н)
 при противоположном Ha

правлении этоrо усилия.
Расчетная эквивалеmная наrpузка на rлавную опору В ротора


(12.123)


Рп==(хF р +yF cJk.Jcбkэkк, (12.124)
rде Fp и Fa
 постоянные по величине и направлению радиальная и oce

вая наrpузки; х и у коэффициеmы радиальной и осевой динамических
наrpузок, при отношении FJF p ==1 (при дрyrиx значениях отношения
cM.rOCT 18855
82) и yrле котакта шаров у>40 0 принимают х==О,35 и
у==0,57; kT
 температурный коэффициент, при температуре менее 100 0 С
k r l; kfFl,8..;-.2,5
 коэффициеm безопасности для роторов; k э ==О,6+О,8

коэффициеm эквивалеmности, k K
 кинематический коэффициеm, при
врашении BHyтpeHHero кольца подшипника принимается kr 1.


Радиальная нюрузка Fp для расчета долrовечности подшипника
rлавной опоры В стола ротора принимается равной окружному усилию
Р, так как их плоскости действия почти совпадают F p == Р.
Осевая наrpузка, действующая на опору В стола ротора,


F a ==G+N m +N 2 (12.125)
rде G
 вес стола ротора в сборе; N 2
 осевое усилие, создаваемое в зуб

чатом зацеплении; N T
 осевое усилие от трения ведущей трубы о вкла

дыши ротора при движении бурильной колонны вниз


Nm==MJ/R


(12.126)


396




rде h==0,2-,--0,З
 коэффициеm трения ведущей трубы о зажимы ротора;
R==O, 1м
 радиус приложения наrpузки между ведущей трубой и зажи

мами ротора.


Пример 12.19 . Рассчитать частоты вращения для станка колонко

BOro бурения при следующих условиях: rлубина скважины 800м; rлу

бина спуска обсадных труб (в м): диаметром 127/117
50; диаметром
89179
90; диаметром 73/63
175; типоразмер бурильных труб CCK
59;
диаметр коронки (в мм) 59/35; осевая наrpузка (в кн) 16 кВ; мощность
двиrателя станка 30 кВт; максимальная частота вращения буровоrо CHa

ряда номинальной ДJIИНЫ п в ==726 мин
l.
Решение. для заданной конструкции скважины, бурение на yкa

занных иmервалах предусматривается осуществлять, в интервале 0
50M

 лопастным долотом диаметром 132мм; 50
90M
 лопасПIЫМ долотом
диаметром 93мм; 90
175M
 шарошечным долотом диаметром 76мм и в
иmервале 175
800M алмазной коронкой диаметром 59 мм.
Примем для лопастных долот в интервалах 0
50M и 50
90M,
(О min ==О,6 м/с; для шарошечноrо долarа в иmервале 90
175M, (Оmin==0,4 м!с
и для алмазной коронки W m in==0,5 м!с.
Тоrда по формуле (12.103)
0
50, пmin==60'0,6/(3, 14-0, 132)==87 мин
l;
50
90, пmin==60'0,6/(3, 14-0,093)== 123 мин
l;
90
175, пmin==60'0,4/(3,14-0,076)==100 мин
l;
175
800, пmin==60'0,5/(3, 14-0,059)== 126 мин
l.
Выбираем пmin==87 мин
l.
для определения максимальной частоты вращения по формуле
(12.104) примем следующие значения (tJmax:
В иmервалах 0
50M и 50
9Oм, (О тах ==1,5 м!с; в иmервале 90
175M.
(О тах ==1,6 м/с и в интервале 175
800M (бурение алмазной коронкой),
(О тах ==4 м/с.


Тоrда:
0
50, п тах ==60'1,5/(3, 14-0,132)==217 мин
l;
50
90, п тах ==60'1,5/(3, 14-0,093)==308 мин
l;
90
175, п тах ==60'1,6/(3,14-0,О76)==402 мин
l;
17 5
800, п тах ==60'4/(3, 14-0,059)== 1294 мин
l.
С учетом технических возможностей буровоrо станка СКБ
5 при

нимаем п тах ==1500 мин
l.
По формуле (12.105) находим:
п max (э)==726(1 + 1 ,6.(13,58/З0i,7)== 1 028 мин
l


397




Так как ппшх==1294> пma.x(э)==1028, принимаем пma.x(э)==1028 мин
l.
Примем число передач К==8.
Каждая из ступеней соrласно ypaBHeнmo (12.106): q==I,423
q
 41028 .
87
Тоrда: nl==87 мин
l; п2==87'1,423==124 мин
l; пз==12Ф 1,423==176 мин
l:
п4== 176'1,423==250 мин
l; п5==250'1,423==356 мин
l; п6==356.1,423==507 мин

1; п7==507'1,423==721 мин
l; п8==721'1,423==1026 мин
l.


Пример 12.20. Определить окружное, осевое и полное усилие, пе

редаваемые ведущей трубе для следующих условий: rлубина скважины
800м.; бурильные трубы CCK
59 (наружный диаметр 55мм., масса 1м,
труб
 5,94 кr/M); диаметр коронки 59/35 мм; промывочная жидкость

вода, не обладающая смазочными свойствами; осевая наrpузка на KO

ронку Ра.II..==15 кВ; мощность приводноrо двиraтеля N дв ==45 кВт; зажим

ной патрон имеет два кулачка с твердосплавными вставками, а==10 0 ;
потери мощности в станке N cт .==7,56 кВт; частота вращения буровоrо
снаряда п==766 мин
l .
Решение Максимальное значение Мкр по формуле (12.113)
М
(45
7,56).103 ==4668Н.м.
кр 80,2 '
Здесь cv==3,IФ766/30==80,2 C
l
По формуле (12.111)
Р о ==2'466,81О,055==15,8 кВ.
Соrласно выражению (12.112)
Рп==43,12
15==28,12 кВ.
Здесь вес буровоrо снаряда
( р ) ( 1000 )
G==k'H'g'q 1

 ==105.800.981.5 94 1

 ==4312кВ.
Р ж' " 7850 '
По формуле (1 2.110)
РеЦ== .J 15,8 2 + 28,122 == 32,25 кВ.
Сила прижатия кулачков по формуле (12.108)
R 1 == 32,25 ==35 8кВ.
0,9 '


По уравнению (12.107), принявf==0,10


398




p
 35,8. tgl 00
 6,42кН.
1
 0,1 Otgl 00


Пример 12.21. Определить потребляемую мощность для привода
ротора при rлубине скважины 3500м, если известно, что наrpузка на
долото D==0,394 м при бурении в породах средней твердости, Рд==150
кН; при бурении используется изношенное долото; рпж==1500 кr/M 3 ;
d бт ==0,127м; п==150 мин
l; и р ==3,61.
Решение. для расчета N xв воспользуемся формулой (см. раздел 8)
Nxв==13,5'10
'3500'0,1272'1501,5'0,3940,5'1,5'104==131,8 кВт.


Мощность на вращение долота по формуле (8.12)
Nд==2,6'1,5'10
5'150'3940,4'1501'3==4З,1 кВт,


rде с
 2,6'1,5 для пород средней твердости и изношенных долот. Тоrда
по формуле (12.117)
N p == 131,8 + 43.1
 194,3 кВт.
0,9
Расчет показывает, что без учета диаметра проходноrо отверстия с
столе ротора может быть использован ротор Р--460 В3БТ.


Пример 12.22 .Найти расчетное осевое усилие, действующее на
rлавную опору стола, и долrовечность rлавной опоры ротора P
560 при
rлубине скважины 4000 м, если известно, что на врашение бурильной
колонны с частотой п==50 мин
1 необходима мощность N p ==3oo кВт. Вес
бурильной колонны Qб.к.== 1,6 МН, вес стола ротора с вкладышами G==20
кН; диаметр коническоrо колеса d 2 ==0,975 м, yrол наклона зубьев {З==З0 0 ,
уrол зацепления а==20 0 ; шариковая опора с подшипником N2 91682/750х
со статической rpузоподъемностью С оа ==4,1 МН и динамической rpузо

подъемностью С а ==0,444 МНе
Решение. Расчетный крyrяший момент на столе ротора
M p ==30015,25==57 кНм,
rде (О==3,14-50\30==5,25 C
l.
Усилие, действующее в зацеплении по формуле (12.120)
Р==2'57/О,975==117 кН.


Расчетная радиальная наrpузка на опору В
Р р ==Р==117 кН.


399




Осевое усилие на опору В при R 1 ==0,3M И R 1 ==O,IM, создаваемое тpe

нием ведущей трубы, из выражения


N T ==57'0,3/O,1==171 кИ.


Осевое усилие на колесо по формуле (12.122)


N 2 ==J..!2. (tg20cos31 +Sin30sin31)==....!.!2.... (0,364'0,857+0,5'0,515)== 116 кН,
tg30 0,577


rдеt g q>l =
=
==0277' q>l ==15°30' a2.rп 1 ==2'15°30'==31°.
2 Ир 3,61 ' '2 ' "t'


Расчетное осевое усилие на опору В по формуле (12.125)


F a ==20+171+116==307.
Расчетная наrpузка на rлавную опору В ротора из уравнения
(12.124) при k б ==2 и kэ==0,6


Р п ==(0,35'117+О,57'307)2.0,6==260 кН==0,26МН.


Долrовечность подшипника rлавной опоры


L B =
 (
 J 3 =
 ( 0,444 ) 3 = 1649ч.
60.n Р П 60.50 0,26


Коэффициеm запаса статической rpузоподъемности


k з == СОа = 4,1 = 2,56 .
Q6K 1,6


По существующим нормам долrовечностъ rлавной опоры ротора
должна быть не менее 3000ч, а запас прочности опоры по статической
наrpузке не менее 2,5. Расчет показывает, что ротор обеспечивает дoc

таточный запас при принятой наrpузке, но не обеспечивает необходи

мой долrовечности.


400




12.6 Вертлюr


Вертлюr является промежуточным звеном между поступательно
перемещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и Bpa

шаюшейся бурильной колонной.
Параметры вертлюrа должны arвечать требованиям и промывки
скважин и одновременно соответствовать аналоrичным параметрам
подъемноrо механизма и буровых насосов:

 допускаемая статическая наrpузка вертлюrа должна быть не Me

нее допускаемой наrpузки на крюке буровой установки;

 динамическая наrpузка на вертлюr G б . к ., соответствующая весу
бурильной колонны при частоте вращения 1 00 мин
1 И ресурсе 3000 ч,
определяется по формуле


с
G б . к == 1,9 ;


(12.127)



 максимальное давление прокачиваемой жидкости должно бьпь
не менее наиболъшеrо давления насосов, используемых в буровой ycтa

новке соarветствующеrо класса;

 диаметр проходноrо отверстия ствола вертлюrа на основе опыта
конструирования и эксплуатации вертлюrов принимается равным 75мм;

 частота вращения ствола вертлюrа совпадает с частотой враще

ния стола ротора и изменяется в пределах 15
20 мин
l;

 высота штропа должна бьпь достаточной для соединения BepT

люrа с крюком талевоrо механизма.
rлавная опора вертлюrа рассчитывается по динамической rpузо

подъемности подшипника при действии приведенной наrpузки (услов

ной постоянной наrpузки, обеспечиваюшей ту же долrовечность, какую
имеет подшипник при действии переменных во времени наrpузок).
Эквивалеmная расчетная наrpузка Р Э , действуюшая на опору BepT

люrа определяется из выражения


Рэ==Р вд'kc'kб'kк'/сэ, (12.128)
rде Р вд
 постоянная по величине и направлению динамическая наrpуз

ка, действующая на ствол вертлюrа, кВ; k T
 температурный коэффици

ет (k T ==1 при t==lOO°C); k б ==I,4+1,8
 коэффициент безопасности; k K ==1

кинематический коэффициеm для упорных подшипников; k э ==0,6+0, 7

коэффициеm эквивалеmности наrpузки.


401




в процессе бурения скважин величина Р вд определяется из Bыpa

жения


рвд==(qб.т.zб.т.+qJу) ( I
 Рж J
рд+рр тJ; , (12.129)
PN 4
rде qб.т
 вес 1м бурильных труб с учетом высаженной части и замков,
НlM; lб.т
 длина бурильных труб одинаковоrо веса, м; qy
 вес 1м УБТ; ly
длина УБТ; РЖ и РМ
 соответственно плотности буровоrо раствора и
материала труб; Р д
 расчетная наrpузка на долото, кН; р р
 расчетное
давление буровоrо раствора; d B
 диаметр напорноrо отверстия сальни

ка вертлюra, м.
Суммарное число оборотов, которое может сделать подшипник
rлавной опоры за весь строк службы при наrpузке


п х
 (
:]' -1 о' ,
rде Са
 динамическая rpузоподъемность, МН; А
 степенной показа

тель, для шарикоподшипников А==3, для роликоподшипников А==3,33.
Суммарное число оборотов, которое сделает бурильная колонна за
время бурения заданной скважины
L
 60Lп
k

 , (12.131)
v N
rде L
 rлубина скважины, м п
 частота вращения бурильной колонны;
У м
 средняя механическая скорость бурения.
Число скважин, которое может быть пробурено в аналоrичных yc

ловиях с использованием одноrо вертлюrа
Z == п х .
Lk (12.132)


(12.130)


Пример 12.23 [18]. Определить сколько скважин rлубиной L==4000
м можно пробурить с использованием вертлюrа YB
250МA дО исчерпа

ния ресурса rлавной опоры для следуюпtиx условий: бурильная колонна
состоит из 114 мм труб, вес 1м бурильных труб qб.т==3ОО НlM; ly==300 м;
q ==1 780 Н/М' Р ==1100 кr/M 3 ' Р ==200 КН' Р ==18 МПа. d==O 1 м' п ==100
у ,ж 'Д ,р ,В''
мин
l;
 ==10 м/ч; С а ==3,51 МНе


402




Решение. Расчетная динамическая наrpузка на опору по уравнению
(12.129) составит:


( 1000 ) 3,14.0,е
Рв.д.==(О,3.3700+1,78'300) 1
 7850
200+18'103 4 ==1355кН или
1,35 МНе


Приняв "т==1; IчFl,7; k K ==1 и kэ==0,7, расчетная эквивалентная Ha

rpузка, действующая на rлавную опору, по формуле (12.128).


Рэ==1355'1'1,7'1'0,7==1612 кН==I,61 МНе


Суммарное число оборотов, которое может сделать подшипник
rлавной опоры за весь срок службы [см. формулу (12.130)]
( 351 ) 3'33
п'f.==..2......... .106==13,5'106 оборотов.
1,61


Суммарное число оборотов, которое сделает бурильная колонна за
время бурения заданной скважины по формуле (12.131)
L
 60.4000.100
 2 4 10 6 об
к , . оротов.
10


Число скважин в аналоrичных условиях, которое может быть про--
бурено с использованием одноrо вертлюra YB
250 МА
Z
 13,5.1 06
 5 6

 6
 , скважин.
2,4.10


12.7. Очистные устройства циркуляционной системы


При бурении скважин на твердые полезные ископаемые для OTдe

ления крупных частиц шлама широко используют rpавитационные Me

тоды очистки. для удаления более мелких частиц применяются rидро--
циклоны. rравитационные методы очистки основаны на осаждении
частиц разбуренной породы под действием собственноrо веса в жело--
бах и отстойниках.


403




Длина желобной системы 1 (в м) устанавливается ИСХОДЯ из BЫpa

жения


I==W/BP60, (12.133)
rде W
 объем выбуренной породы, м 3 /ч; В
 ширина желоба, м; Р==5'10 4

 коэффициент очистной способности желобной системы, м/мин.
Объем выбуренной породы


7r 2
W==4" D c V .." (12.134)
rде Dc
 диаметр скважины, м; и м
 механическая скорость бурения, м!ч.
Ширина желобной системы (в м)


B==Q/hv e , (12.135)
rде Q
 подача насоса, м 3 /с; h
 rлубина потока в желобе, м; и с
 средняя
объемная скорость потока в желобе, м!с.
Уклон желобов может быть определен из соотношения


i==m8(B+ 2h)/Bhy, (12.136)
rде т
 коэффициент формы желоба, т==2; 8
 статическое напряжение
сдвиrа промывочноrо раствора; у
 удельный вес раствора.
rидроЦИКJIОНЫ
 центробежные сепараторы, в которых твердая фа

за отделяется под действием центробежных сил, значительно превосх

ДЯЩИХ силу тяжести. Под действием центробежных сил из жидкости
MOryr удаляться практически частицы любой величины. Размер oтдe

ляемых частиц зависит от размеров rидpоциклона, дамения, скорости
подачи промывочной жидкости и плотности частиц.
rидроциклоны являются наиболее распространенными устройст

вами и в нефтяной промышленности. Эффективность их основывается
на значительном повышении центробежной силы над силой тяжести,
действующей на частицу.
Технолоrические и конструктивные параметры rидроциклонов
рассчитываются по формулам, полученным различными авторами на
основе определенных допущений. Отсутствие однозначных зависим

стей обусловлено мноrообразием факторов, влияющих на показатели
работы rидроциклонов [28].
Эффективность очистки промывочной жидкости В rидроциклоне
оценивается степенью очистки


s==пf/п].
404


(12.137)




rде П 1 и П 2
 содержание шлама (<<песка») соответственно на входе в
rидроциклон и выходе из Hero, %.
Оптимальный диаметр (в см) песковой насадки (Л.М.Ивачев.1975)


drm== .J П1Q /78,5v ,


(12.138)


rде Q
 пропускная способность rидроциклона, л/с; v
 линейная CK

рость истечения шлама через песковую насадку, см/с.
Режим работы rидроциклона, ero конструктивные размеры и раз

меры эффективно удаляемых rpаничных зерен выбуренной породы оп

ределяются из следующих эмпирических соотношений, полученных
А.И.Поваровым:


Q== KvКadndc.JgН ;
д==1,5 dcDp .
d н к D .JI0Л (Рп
 Рж)


(12.139)


(12.140)


в приведенных формулах: Q
 пропускная способность rидроци

клона, дм3/ мин ; д
 размер выводимых частиц, мкм; D п d", dc, d H
 диа

метры соответственно rидроциклона, питающеrо отверстия, сливноrо
отверстия, песковой насадки, см; Н
давление на входе в rидроциклон,
МПа; а
 содержание твердых частиц, %; р", рж:
 плотности COOТBeтcт

венно твердой и жидкой фаз, r/cM 3 .
Коэффициент K D и Ка вычисляются по формулам


K D ==(0,08D+ 2)/(0, 1D+ 1),
а
Ка==о, 79+0,044/(O,039+tg
 ),
2


(12.141)
(12.142)


rде а
 yrол при вершине конуса rидроциклона.
для расчета пропускной способности rидроциклонов, используе

мых в песк
 и илоотделителях, наиболее приемлема эмпирическая
формула М.Ш.Вартапетова [28]


Q2==k 1 d"dc D 2.JP: ' (12.143)
rде k l
 опытный коэффициент, k l ==0,12; Р в
 давление на входе в rидр

циклон, МПа; остальные обозначения те же, что в формуле (18.141).


405




Диаметр rpаничноrо зерна (в мкм) с достаточной для практических
расчетов точностью определяется по формуле А.И.Поварова [28]


b==k] dc.JD:Т: ,
dшW; .J Рп
Рж
rде k 2 ::::O,5
 опьпный коэффициент; Т п
 содержание песка в исходном
продукте, %; Р в
 даWIение на входе в rидроциклон, МПа.
По опытъIм дaHным приняты следующие соотношения диаметров
питающей (d п ), шламовой (d ш ) и сливной насадок:


(12.144)


dп==(О, 125
0,25)Dr;
dc==(O,25
0,50)Dr; (12,145)
dш==(О,15
0,45) d c .
на качество очистки влияют также высота цилиндрической части
(h 1 ) и конической части rидpоциклона (h 2 ). их оптимальныIe соотноше

ния:



 == (1
 1,2}Dz;
а

 == Dz /2tg
.
2


(12.146)


Уrол конуса выбирается в зависимости от диаметра rидpоциклона
и составляет 15
200[28].
Число параллельно действующих rидроциклонов устанаWIиваемых
в песк<r и илоотделителях определяется из соотношения


пz
Q/Q2> (18.147)
rде Q и Qr
 пропускная способность песк<r и илоотделителя и rидр<r
циклонов,
 /с.
При бурении скважин на жидкие и raзообразные полезные иск<r
паемые для очистки буровоrо раствора от крупных частиц выбуренной
породы используют вибрационныIe сита.
rлавныIM элементом вибросиr является сетка. Очистная и пропуск

ная способность вибросиr, величина потерь раствора со шламом и срок
службы зависят rлавным образом от размеров ячейки применяемой ceт

ки: чем меньше размеры ячеек сетки, тем больше удаляется выбуренной
породы [6,28].
Пропускная способность сеток в значительной мере зависиr от их
живоrо сечения. Живое сечение сетки определяется отношением IIЛ<r
406




шади ячеек в свету ко всей площади сетки. для сеток с квадратными
отверстиями живое сечение (в %) [28]


1 Р
L = ( у 100=
 ( \2 100, (12.148)
l+a/l l+a)
rде а
 диаметр проволоки, мм; 1
 размер стороны квадратноrо OТBep

стия, мм.
для сеток с прямоyrольными отверстиями размером lxb живое ce

чение (в %)


lb
L= ( Х ) 100.
Ь+а l+a


(12.149)


Живое сечение сеток с прямоуrольными отверстиями при одних и
тех же значениях 1 и а всеrда больше, чем живое сечение сетки с квaд

ратными отверстиями.
Сетки характеризуются также козффициеmом плотности К== 1 OO
L.
В зависимости от коэффициента К (в %) различаются следующие сетки:
малоЙ плотности. . .. .. .. . . . . . . . . . . .. . . . .. . . . . . . . .. . . . .. .. . 25
нормальной плотности................................. 25
50
большой плотности.... ............ .................. ..... 50
 70
особо большой плотности.............................. 75


Просеиваюшая способность сеток возрастает с увеличением их
живоrо сечения (с уменьшением толщиныI проволоки), а прочности и
срок службы тем больше, чем выше коэффициент плотности.


12.8. Оборудование для промывки (продувки) скважин


12.8.1 Буровые насосы. Буровые насосы предназначеныI для подачи в
скважину буровоrо раствора с целью очистки забоя и ствола от выбу

репной породы (шлама) и выноса на дневную поверхность, охлаждения
породоразрушающеro инструмеmа и привода в действие rидравличе

ских забойных двиrателей.
При бурении rеолоrоразведочных скважин получили применение
трехплунжерные насосы одинарноrо действия (разработанные СКБ
«rеотехника») и двухцилиндровые поршневые насосы двойноrо дейст

вия с rоризоmальным расположением цилиндров (ВНИИнефтемаша).


407




При бурении скважин на жидкие и raзообразные полезные иско--
паемые широко применяются поршневые буровые насосы (ОАО
«Уралмаш» и ВЗБТ).
ПЛунжерные насосы (табл.12.11) компактны, позволяют ПОСТОянно
контролировать состояние уплотнений и реrулировать их по мере изно--
са, что позволяет сохранить стабильность подачи промывочной ЖИДКО--
сти при высоких давлениях. Кроме Toro, исключаются неконтролиру

мые перетоки между прослоями, свойственные поршневым насосам.
Технические характеристики поршневых буровых насосов ТИПа
НБ, используемых при бурении rеолоrоразведочных, rидроrеолоrич

ских и rеотехнолоrических скважин приведены в табл.12.10.
Завод «Уралмаш» выпускает буровые насосы двух типов: ДBYX

поршневой насос двустороннеrо действия
дуплекс УНБ
600А и тpex

поршневые насосы одностороннеrо действия
триплекс УНБТ
950A,
УНБТ
1l80Аl и УНБТ
750 (табл.12.12). ВЗБТ выпускает трехпоршне

вые насосы одностороннеrо действия НБТ475, НБТ
600
1 и НБТ
235
(табл.12.13)


Тип Полезная Диа
 Идеальная подача Наибольшее Длина хода
Haco
 мощность метр давление на поршия, мм
са кВт в'I)'лок выходе из насоса
105 95 75 105 9 70
5
НБ
 25 80 4,9

 4


32 90 6,4

 4


100 8,1

 3,2

 160
110 9,9

 2,6


НБ
 40 90 6,4

 6,3


50 100 8,1

 5


110 9,9

 4,1

 160
120 11,9

 3,4


НБ
 63 80 6,1

 10


80 90 8

 8


100 10,1

 6,3

 200
110 12,4

 5,2


120 14,9

 4,3


НБ
 100 90
 8,8 6,5
 1 16
125 100
 11,2 8,2
 3 13 250
110
 13,7 10,1
 1 10
125
 18,1 13,4
 О 8
8
6


Таблица 12.10
Техническая характеристика поршневых насосов типа НБ


408




Таблица 12.11


Техническая характеристика пл нжерных насосов
Параметры НБ
 НБ
 НБ
 160/6,3 НБ

25/1,6 80/6,3 320/10,0
Подача, дмJ /мин с
плунжером диаметром,
мм
 30


30


 25,40,70
40 25
 8,10,22,40,65 32,55,88
45
 80


50

 20,25,50,95,162

70


 125,180,320
80
Давление, МПа с плун

жером диаметром, мм
30
 6,3


40


 10
45 1,6
 6,3 6,3
50
 3,2


70

 4,5

80


 3
Количество плунжеров 1 3 3 3
Число ступеней реryли

 4 5 6
рования


продолжение таблицы 12.11


ехническая характе истика плунжерных насосов
Параметры НБ
25/1,6 НБ
 НБ
 160/6,3 НБ

80/6,3 320/10,0
Максимальная rидрав
 0,86 4,1 14,9 15,6
лическая мощность, кВт
Мощность электродви
 3,3 2,1/3,0 11,0 37,0
rателя, кВт
* При постановке шаровых клапанов, входящих в комплект поставки, насос НБ
 160/6,3
может быть использован для закачки цеменrnых и rлиноцеменrnых тампонажных pacтвo

ров


Т


Поршневые насосы более удобны в эксплуатации, т.к обеспечи

вают оперативное дистанционное управление пуском и остановкой, что
особенно важно при частых наращиваниях инструмента в процессе раз

буривания осадочных пород.
Выбор типа и числа буровых насосов производится на основании
расчетов расхода и rидравлических потерь давления в циркуляционной
системе для бурения заданной скважины. Если расчетные данные ниже


409




параметров комплектующеrо насоса буровой установки, то ОН приrоден
для бурения проектируемой скважины. Если расчетные данные ВЫше,
то насос следует подбирать по ero параметрам.


Т а б л и u а 12.12


Параметры буровых насосов АО «Уралмаш»
Показатели Насосы
УНБ
 УНБТ
950А, УНБТ

600А УНБТ
 750
1180Аl
Мощность насоса, кВт 600 950/1180 750
Число цилиндров 2 3 3
Максимальное число ходов поршня в 65 125 160
минyrу
Максимальная частота вращения BXOk 320 556 687
Horo вала, мин
1
Длина хода поршня, мм 400 290 250
Максимальное давление на выходе, 25 32 35
МПа
Максимальная идеальная подача, лlс 51,9 46 50,7


О


Т а б л и u а 12.13


араметры уровых насосов « »
Показатели Насос
НБТ475 НБТ
600
 1 НБТ
235
Мощность, кВт 475 600 235
Число цилиндров 3 3 3
Номинальное число ходов поршня в 145 145 160
минyrу
Частота вращения входноrо вала, мин
1 457 453 1454
Длина хода поршня, мм 250 250 160
Максимальное давление на выходе, 25 25 25,40 кр
МПа
Максимальная идеальная подача, л/с 45,65 45,6 26,74


П


б


ОАО ВЗБТ


Расчет rидравлической мощности насоса приводится в разделе 8.
Теоретическая подача поршневоrо двухцилиндровоrо насоса
двойноrо действия

 (2F
 f). S . п 3.
Qm
 2 , м Ic,
60
плунжерноrо насоса
Q
 FSnm 3 1
т

,M с.
60


(12.150)


(12.151)


410




в приведенныx формулах: F
 площадь поперечноrо сечения
поршня (или плунжера), м 2 ; f
 площадь сечения штока, м 2 ; п
 число
двойных ходов (частота вращения коленчатоrо вала насоса), мин
l; S

ход поршня или плунжера, м; т
 число плунжеров.
Действительная (фактическая) подача насоса


Qф==Qт'1](j, (12.152)
rде 1]o==0,85
0,95 4>бъемный к.п.Д. насоса, учитывающий утечки жидк

сти через зазоры в уплотнителях клапанов, поршней, штоков, наличие
воздуха или rаза в скважине и др.
Максимальное усилие, действующее на поршень при сжатии, оп

ределяется по формуле [18.21]:


F
Ре = kp"(тax)
' (12.153)
17 у;?
rде k==1,15
1,2
коэффициент запаса. учитыаюшийй вероятность пре

вышения давления в случае несработки предохранительноrо клапана
насоса; Р н(mлx)
 максимальное возможное давление насоса. МПа; F

площадь поршня (м 2 ), при которой развивается максимальное давление;
1]yт==0,96
0,98
 коэффициеm уплотнения штока и поршня.
Напряжения сжатия в теле штока определяется из уравнения:


4Pel
(jеж = rcd 2 '
rде d
 диаметр штока.
Запас прочности на сжатие по пределу текучести:


(12.154)


ат
п =

ш
(jсж


(12.155)


После расчета на сжатие и растяжение штоки буровоrо насоса pac

считывают на продольную устойчивость по критическим напряжениям.
С этой целью определяется rибкость штока:


1
л==

. ,
1
rде 1
 длина штока; i
 радиус инерции сечения штока


(12.156)


411




.d
1=="4' (12.157)
rде d
 диаметр штока. м
Обычно A
105. При rибкости А<105 критическое напряжение
(МПа) определяют по следующей формуле:


(Jкр==335
0,62л., (12.158)


Коэффициент запаса прочности:


акр!
п==

Эр'
еж


(12.159)


который должен быть больше 2.
Диаметр поршней определяются из следующих выражений:
для насоса одностороннеrо действия


D==


4.60Qm .
, ,
1Jo . kSтr


(12.160)


для насоса двухстороннеrо действия


D==


4. 60Qm 2d 2
, +
,
1Jo . kSпn k


(12.161)


rде llo==0,98
0,96
 коэффициент наполнения или объемной подачи для
исправноrо насоса; k
 число камер насоса; S
 ДJIина хода поршня (за

даются на основании существующих конструкций из справочной лите

ратуры); п и dB формулах (12.150) и (12.154).
Примем для поршневоrо насоса двухстороннеrо действия число
камер k==4, формула (12.154) будет иметь вид:


D == 19Qm +

1Jo'Sп 2'


(12.162)


для трехпоршневых насосов ( при k==3) одностороннеrо действия


412




D==


(12.163)


При расчете диаметра плунжера


24Qm


76AQm


,
7r . ks . п. z '170


,
k s .п'z.17o


(12.164)


Расчетное значение D окрyrляют до ближайшеrо по ряду диамет

ров плунжеров, после чеrо уточняют ход плунжера.
В формуле (12.157): z
 число цилиндров насоса; t7o==O,85
0,95

объемный к.п.д. насоса.
Значения ks выбирают в зависимости от частоты вращения KopeH

Horo вала насоса



l
п, мин
ks


40
80
2,5
2


80
 150
2,0
 1,2


150
350
1 ,2
0,5


>350
0,5
0,2


Скорость движения поршня насоса определяется подачей промы

вочной жидкости И меняется от нуля (в начале) до максимума (в cepe

дине хода). для сrлаживания неравномерности подачи в наrнетатель

ных линиях насосов низкоrо давления применяют наrнетательные KOM

пенсаторы (рис. 12.17).
Простейшие компенсаторы со «свободным воздухом»
(рис. 12. 17, а). При максимальной скорости хода поршня часть жидкости
поступает в компенсатор, сжимая воздух, а при минимальной сжатый
воздух выталкивает эту жидкость в маrистраль, сrлаживая HepaBHOMep

ность подачи. Чем больше объем воздуха в компенсаторе, тем меньше
колебания уровня жидкости и давления в нем, тем равномернее подача
жидкости. Поскольку воздушные компенсаторы имеют большие raба

ритыI, при высоких давлениях их не применяют.
Более компактныI диафраrмовые тупиковые компенсаторы цилин

дрические с перфорированной трубкой (рис.12.17, б) и шаровые (рис.
12.17, в) или проточныIe (рис. 12. 17).
В диафраrмовом компенсаторе ero объем разделен на две части, в
одну из которых наrнетается сжатый азот и воздух.
клапанныIй компенсатор (рис. 12. 17, д) с предварительной накачкой
rаза более прост по конструкции, чем диафраrмовый.


413




1










 I
I
а


I
1 2 t 3

=:

 4
t t


z


б


8


Рис.12.17 Схемы компенсаторов буровых насосов
а
 со свободным воздухом; б
 диафраrмовый тупиковый; в
 диафраrмовый шаровой; z

 диафраrмовый проточный; д
 клапанный тупиковый. 1
 корпус; 2
 диафраrма; 3

перфорированная труба; 4
 манометр; 5
 клапан; 6
 пружина.


Если давление в нarнетательной линии меньше, чем давление сжа

Toro raза, то диафраrма прижимается к перфорированной трубе. CTe

пень неравномерности давления в компенсаторе считается достаточной
при K
0,02;


к == Ртах
 Pmiп
, (12.165)
Рср
rде РПI3Х, Рср, Рmin
 соответственно наибольшее и средиее, наименьшее
давления в компенсаторе за один оборот кривошипноrо вала, Па. Зна



414




чеНИЯ их определим из следующих выражений, считая процесс измене

НИЯ объема воздуха в компенсаторе изотермическим:


PтaxVтax== PтinVтiп== p"pV"p.


(12.166)


Поставим значения давлений в выражение (12.165), получим:


к
 2(V тax
 V тin )
 V тax
 V тin

 V тах + V тin
 Vcp , (12.167)
rде V тах
 V min
 объем жидкости, аккумулируемый пневмокомпенсато

3
ром, м .
Объем воздуха в компенсаторе (при среднем давлении):
v;
 V тax
 V тin
"р К (12.168)
Компенсаторы насосов высокоrо давления имеют разделительную
диафраrму, что исключает растворение воздуха в жидкости. Полость
воздушной камеры компенсаторов для уменьшения их объема заполня

ют воздухом или raзом под давлением. Объем воздушной камеры опре

деЛЯIOТ из выражения:


V == K}K 2 FSpтax ,
КРп
rде К}
 коэффициент избыточной подачи; К 2
 опытный коэффициеm
(К 2 ==1,5...2); F
 площадь поперечноrо сечения поршня (плунжера), м 2 ;
S
 ход поршня (плунжера), м; Рп
 давление rаза, принимается равныIM
(0,2.. .О,8)рroax, Па.
Размеры компенсатора выбираются из расчета заполнения возду

хом 2/3 среднеrо объема воздушной подушки.
Трехплунжерные и трехцилиндровые поршневые насосы OДHOCТO

роннеrо действия обеспечивают более равномерную подачу и давление
в напорном трубопроводе.
Установкой компенсатора на всасывающей линии почти полно--
стью исключают потери напора на преодоление сопротивления жидко--
сти на данном участке, что способствует увеличению напора и коэффи

циента наполнения насоса.
для разобщения и соединения рабочей камеры цилиндра поршне

Boro насоса попеременно с всасывающим и напорныIM трубопроводами
служат клапаны.


(12.169)


415




в современных поршневых насосах широкое распространение по--
лучили самодействующие клапаны, которые открываются под действи

ем протекающей через них жидкости, а закрываются под действием
пружины и веса тарелки клапана и пружины.
Наиболее распространены кольцевые и тарельчатые самодейст

вующие клапаны.
Кольцевые клапаны (одно-- и двухкольцевые) обладают большой
пропускной способностью, поэтому применяются в поршневых насосах
с большой подачей.
Тарельчатые клапаны (с плоской тарелкой и конической посадоч

ной поверхностью) применяются в насосах высокоrо давления, а таКЖе
в насосах для перекачки жидкости с содержанием твердой фазы (rлини

стые растворы, естественные промывочные жидкости и др.).
К конструкциям клапанов поршневых насосов предъявляют сле

дующие основные требования: обеспечение rерметичности в закрьпом
пространстве, своевременное открытие и закрытие отверстия седла,
через которое протекает жидкость, минимальные rидравлические пO'I'e-
ри при истечении жидкости через клапан, достаточная прочность и из

носоустойчивость деталей клапана.
Основные размеры клапанов зависят от подачи и числа двойных
ходов поршня насоса, а высота ero подъема определяется скоростью
потока жидкости в клапанной щели. Если размеры клапана и ero rид

равлическое сопротивление рассчитаны неправильно, то при ero закры

тии появляется характерный стук, который принимают за критерий
правильности выбора [17] размеров клапана для заданных условий pa

боты.
для соблюдения этоrо условия
 безударной посадки тарелки на
седло соrласно экспериментальным данным максимальная высота
подъема тарелки (в мм):


h тax
 (800 + 1000) ,
n в

l
rде n в
 частота вращения вала насоса, мин
Меньшие значения h max
 принимают при перекачке воды, а боль

шие
 при перекачивании вязких промывочных жидкостей.
Минимальная высота подъема тарелки клапана должна бьпь
больше [10] диаметра твердых частиц, содержащихся в промывочной
жидкости И для насосов rеолоrоразведочноrо бурения hmin
2,5 ММ.
Экспериментально установлено [17], что при диаметре поршня
130
 180 мм высота подъема наrнетательноrо клапана составила 13
28


(12.170)


416




ММ, а всасываюшеrо 1 0
25MM. Окончательные размеры клапанов, Ha

rpузка на них и высота всасывания должны быть проверены при испы

таниях насосов.
Диаметр коническоrо клапана определяют из выражения:


d,
 FRro
 '
пhтахsiпЩ.lk 2 д; (12.171)
rде F
 IUlOшадь сечения поршня; R
 радиус кривошипа; {j)
 yrловая
скорость коренноrо вала насоса; a==45
600
 yrол наклона образуюшей
посадочной поверхности тарелки к оси клапана; fJ.K
 коэффициент pac

хода через клапанную шель;
10
20 кПа
 перепад давления в шели
клапана; р
 плотность промывочной жидкости.
Коэффициент расхода определяется по rpафику (рис.12.18), пред

ставленноro зависимостью от безразмерноrо параметра А, paBHoro OT

ношению плошади выходноrо сечения шели клапана (lh) к плошади
поперечноrо сечения седла клапана (l
длина шели)


4d k h тax sina
А == 2 .
d c


0,9


0,8


0,7


0,6


0,5
О


(12.172)


f.1K


0,2 0,4


А


Рис.12.18.
Зависимость коэффициента расхода р" от параметра А.


417




d
Диаметр отверстия седла клапана d c ::::: ( .k ) .
1,2 --:-- 1.4


Возможная высота всасывания насоса:


1
h B ==
 (ра
Рп
Рн
Рк
рJ,
pg


(12.173)


rде р
 плотность промывочной жидкости, кr/M 3 ; g
 ускорение свобод

Horo падения, м/с 2 ; Ра
 атмосферное давлении, Па; Рп
 давление паров
жидкости, Па; РН
 потери давления на преодоление инерционных со--
противлений жидкости во всасывающей линии, Па; РК
 потери даВЛе

ния в открываемом напором клапане, Па; РТ
 давление, вызванное rид

равлическими сопротивлениями всасывающей линии.
Ниже приведены зависимость атмосферноrо давления Ра от высоты
местности над уровнем моря:


высота местности над
уровнемморя, м.............. О 400 800 1500 2000 3000
среднее атмосферное
давление,кПа............... .. 100,9 95,5 91,5 83,7 78,7 70,6


Теоретический напор зависит от высоты местности над уровнем
моря [21]


высота над
уровнем
моря, м О 100 200 500 800 1000 1500 2000 3000
теоретический
напор, м 10,38 10,2 10,1 9,7 9,4 9,2 8,6 8,1 6,9


При всасывании теплой воды в цилиндре насоса вьщеляются пары,
создающие во всасываюшей трубе парциальное давление Рп, которое
зависит от температуры:


Температура воды, О 10 20 30 40 50 80 100
ос
Парциальное дaB

ление паров воды, 0,6 1,25 2,36 4,29 7,5 25 48,24 108,3
кПа
418




Потери напора РН на преодоление инерционных сопротивлений
жидкости во всасывающей линии зависят от степени действия насоса и
скорости врашения коленчатоrо вала, причем с увеличением частоты
врашения коленчатоrо вала (числа ходов поршня, плунжера) эти потери
увеличиваются.
Потери давления РК во всасывающем клапане определяются разно--
стью давлений, действующих на нижнюю и верхнюю омываемые по--
верхносТИ тарелки.
Потери давления, вызванные rидравлическим сопротивлением Bca

сывающей линии РН определяются длиной всасывающеrо трубопровода
и количеством различных местных сопротивлений (сужений, крутых
поворотов и т.п.).
Напор, развиваемый поршневыми насосами (при расположении на
уровне моря), приведен в табл. 12.14 .


Таблица 12.14


н


апор, развиваемый поршневыми насосами, м
Число двой
 ТемпераТУ1 а ВОДЫ, ос
НЫХ ХОДОВ, О 20 40 50 60 70

I
мин
50 7,0 6,5 5,5 4,0 2,5 О
60 6,5 6,0 5,0 3,5 2,0 О
90 5,5 5,0 4,0 2,5 1,0 О
120 4,5 4,0 3,0 1,5 0,5 О


Пример 12.24. Выбрать тип и количество буровых насосов для бу

рения различных интервалов скважины rлубиной 3300м для условий,
приведенных в табл.12.15


Таблица 12.15


Наименование Диаметр rлубина Диаметр Подача Давление
обсадной обсадной спуска, долота, насоса насоса в Ha

колонны колонны, м мм (qH)' rнетательной
мм м/с линии (Р Н ).
МПа
Кондуктор 323,9 420 444,5 0,058 16,0
Промежyrочная 244,5 2100 295,3 0,04 17,8
Открытый

 215,9 0,025 16,5
ствол


Решение: Полезная (rидравлическая) мощность насосов, необхо--
димая для бурения (прокачки промывочной жидкости) по интервалам:


419




ПОД кондуктор
Nп(к)==QпР п==0,058'16'10 6 ==928.10 3 Вт==928кВт;


под промежуточную колонну
N п (п)==0,04' 17,8' 106== 712кВт;


при бурении открытоrо ствола
N п (о_с_)==0,025. 16,5' 10 6 ==412,5кВт.


для заданных условий по табл. 12.12 можно выбрать насос УНБТ

750 с наибольшей объемной подачей 50,7 Л/С и наибольшим давлением
35 МПа, мощностью 750 кВт.
При бурении под кондуктор полезная мощность, развиваемая ДBY

мя насосами
N п ==2N п (к)==2' 700== 1400кВт.


Запас полезной мощности насосов
1400
928==472 кВт.


Пример 12.25. Определить QT и Qф насоса при следующих услови

ях: тип насоса
 поршневой двухцилиндровый двойноrо действия; диа

метр цилиндра (поршня) D== 130 мм; число двойных ходов штока в мин.
N==70; диаметр штока d==50 мм.
Решение: Площадь поперечноrо сечения поршня
F == 1tD 2 == 3,14.0,132
 О 0132 м 2 .
4 4 '


Площадь сечения штока
1==0,785.0,05 2 ==0,00196м 2 .


Тоrда по формуле (12.150)
Qm == 2 (2. 0.0132
0.00196)- 0.25. 70 == 0.0142 м 3 /с или 14,2 л/с.
60


По формуле (12.152), приняв 1/0==0,9
Qф==Qт'1'Jо==0,0142'0,9:::::О,013 м 3 /с или 13 л/с.


Пример 12.26. Определить диаметр поршня для следующих усло--
вий: подача насоса Q==0,011
/c; коэффициент подачи 1/0==0,9; длина
420




хода поршня S==250MM; частота ходов поршня п==99; диаметр штока
d==50 мм.
Решение: По формуле (12.162)


D == 19.0,011 + 0,052 == 105 мм.
0,9 . 0,25 . 95 2


Принимаем ближайшее значение поршня D== 1 ООмм.
Проверяем какое давление может развить насос:


( J 2 ( ) 2
D . 0,09
Рн==Ртах(п) D: п ==13 от == 10,5МПа,


rде Р max(п)
 максимальное давление насоса
 прототипа; Dp
 расчетный
диаметр. .


Пример 12.27. Определить максимальное усилие, действующее на
шток поршня при сжатии, для следующих условий: буровой насос

двухпоршневоrо двойноrо действия НБ
 125; давление, развиваемое при
диаметре поршня 90 мм Р н '==13 МПа, при диаметре поршня 125 мм
Р н "==6 МПа.
Решение. Определим площади поршня:
при наименьшем диаметре


F.
 3,14.0,092 == О 0063 м 2 .
1 4 ' ,


при наибольшем диаметре


F 2 == 3,14. 0,1252
 0,0122 м2.
4


Тоrда, приняв k==I,15 и 1]yr==0,96, найдем усилия, действуюшие на
шток поршня


р == 115.13 0,0063 == О 098МПа'
cl' 0,96' ,


421




р 115.6 0.0122 == 0087 МПа.
с2 ' 0,96 '


Максимальное усилие действует при использовании поршня
D==90мм.


Пример 12.28. Определить коэффициент запаса прочности штока
двухпоршневоrо насоса НБ
125 по условиям примера 12.27., если из

вестно, что материал штока
 сталь марки 40 Хс; О"т==600МПа.
Решение: По формуле (12.159) напряжение сжатия в теле штока.


(J' == 4. 0,098
 50 МПа.
еж 3614.0,052


Запас прочности на сжатие по пределу текучести:


600
n ш ==
 == 12 что »5.
50 '


12.8.2. Компрессорное оборvдование. Компрессорная установка состоит
из компрессора, ero привода, вспомоrателъноrо оборудования, а также
трубопроводов, необходимых для подачи по ним сжатоrо воздуха к по--
требителям, воды для охлаждения рубашек цилиндров компрессоров и
охлаждения сжатоrо воздуха в холодильниках.
Компрессор должен обеспечивать: требуемый расход и давление
сжатоrо воздуха, быть леrко монтируемым, надежным в эксплуатации и
экономичным.
Тип компрессора выбирают на основании выполненных аэродина

мических расчетов по расходу и давлению воздуха, необходимых для
осуществления циркуляции (см.раздел 15). Технические данные OCHOB

ных типов передвижных компрессорных установок, рекомендуемых к
применению при бурении с продувкой воздухом или очисткой забоя с
помощью rжс можно найти в таблицах справочных пособий ([13]
таБЛ.V.18 и [20] табл. 7.34).


12.8.3.Противовыбросовое оборvдование. Противовыбросовое оборудо--
вание предназначено для rерметизации устья скважины с целью пре

дотвращения открытых выбросов жидкости и rазожидкостной смеси и


422




фонтанов при бурении, испытании, опробовании и освоения скважины.
Оно выбирается исходя из следующих условий


Р прв > (Ру)mах;


dn.v.(пpв}>D,


(12.174)


rде р прв
 рабочее давление превентеров (см. табл. 11.14 и 11.16 [19] или
5.14 [20] и др); (Ру)тах
 максимально ожидаемое давление на устье
скважины при rазонефтеводопроявлении; dп.о.(прв)
 диаметр проходноrо
отверстия в превенторе; D
 диаметр долота, которым предстоит бурить
ствол скважины после установки этоrо оборудования, с учетом наи

большеrо наружноrо диаметра обсадной колонны, которой нужно кpe

пить пр обуренный интервал. В зависимости от ожидаемой интенсивно--
сти нефтеrазопроявлений в скважине рекомендуются схемы монтажа
оборудования [19,20] для rерметизации устья скважины.


Список литературы


1. Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.r., rноевых А.Н. и др. Буровое
оборудование
 2000.
 Т.l.
 М.; Недра.
2. Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.r., rноевых А.Н и др. Буровое
оборудование Буровой инструмент
 2003.
 Т.2.
 М.; Недра.
3. Аваков В.А. расчетыI буровоrо оборудования.
 М.; Недра,
1973.
4. Баrpамов Р.А. Буровые машины и комплексы. Учебник для
вузов. М.; Недра.. 1988.
5. Бирrер И.А.Шорр Б.Ф., Иосилевич r.Б. Расчет на прочность
детелй машин. Справочник
 4
e изд.перераб. и доп.
 М.; Машино--
строение, 1993.
6. Браун М.Х. Оценка эксплуатационной характеристики сеток
для вибросит:
 «Нефть, rаз и нефтехимия за рубежом». 1986, К!!10,
c.15
20.
7. Буровые комплексы. Современные технолоrии и оборудова

ние. Коллектив авторов под общей редакцией A.M.rycMaHa и
к.П.Порожскоrо. Екатеринбурr. yrrr А, 2002.
8. Воздвиженский Б.И., Васильев M.r. Буровая механика.
 М.;
rосrеоиздат, 1954.


423




9. Волков А.С. Машинист буровой установки: Учеб. и справ.
пособие.
 М.; ВИЭМС МПР РФ, 2003.
10. Волков А.С., Ермакова В.И. Буровые rеолоrоразведочные Ha

сосы.
 М.; Недра, 1978.
11. rанджумян Р.А. Практические расчеты в разведочном буре

нии. 2
e изд. перераб. и доп.
 М.; Недра. 1986.
12. rанджумян Р.А. Буровые машины и механизмы. Учебно--
методическое пособие по контрольным работам для системы дистанци

oHHoro образования.
 М.; мrr А, 2000.
13. rланц А.А., Алексеев В.В. Справочник механика rеолоrораз

ведочных работ:
 М.; Недра. 1987.
14. rульянц r.M. Справочное пособие по противовыбросовому
оборудованию скважин.
 М.; Недра, 1983.
15. Дудля Н.А. Буровые машины и механизмы. К, Донецк, «Ви

ща шк.», 1985.
16. Дудля Н.А. Проектирование буровых машин и механизмов.
Учебник
 к., «Вища ШI<.», 1990.
17. Ильский А.Л., Миронов Ю.В., Чернобьтьский A.r. Расчет и
конструирование буровоrо оборудования.
 М.; Недра, 1985.
18. Ильский А.Л., Шмидт А.П.Буровые машины и механизмы.

М.; Недра, 1989.
19. Иоrансен КВ. Спутник буровика: Справочник.
 3

изд.прераб. и доп.
 М.; Недра, 1990.
20. Калинин A.r., Левицкий А.З., Мессер A.r. Соловьев Н.В.
Практическое руководство по технолоrии бурения скважин на жидкие и
rазообразные полезные ископаемые: Справочное пособие
 М.; 000
«Недра
Бизнесцентр»; 2001.
21. Кирсанов А.Н., Зиненко В.П., Кардыш B.r. Буровые машины
и механизмы.
 М.; Недра, 1981.
22. Кирсанов А.Н., Назаров А.П. Основы проектирования буро--
BOro оборудования. Методические указания по курсовому проектирова

нию.
 М.; мrrPA, 1993.
23. Николич А.С. Поршневые буровые насосы.
 М.; Недра, 1973.
24. Палашкин Е.А. Справочник механика по rлубокому бурению

 2
e изд. перераб. и доп.
 М.; Недра, 1981.
25. Поляков r.Д., Булrаков Е.с. Вышки и мачты в разведочном
бурении. Конструирование и расчет. Куйбышевское книжное издатель

ство 1975.
26. Поляков r.Д., Булrаков Е.с., Шумов Л.А. Проектирование,
расчет и эксплуатация буровых установок.
 М.; Недра, 1983.


424




27. Ребрик Б.М. Механика в резведочном бурении: Справочное
пособие.
 М.; Недра. 1992.
28. Резниченко И.П. Приrотовление, обработка и очистка буро--
вых растворов. М.; Недра, 1982.
29. Северенчик Н.А. Машины и оборудование для бурения CKBa

жин.
 М.; Недра, 1986.
30. Серrиенко И.А., 3иненко В.П., Базанов Л.Д. Параметры и oc

новные конструктивные особенности буровых машин и механизмов М.,
изд. мrPИ, 1975.
31. Справочник инженера по бурению rеолоrоразведочных CKBa

жин: В2т.Юод общ.ред. Е.А.Козловскоrо.
 М.; Недра, 1984.
T.l.
32. Справочник энерrетика rеолоrоразведочных орrанизаций /
В.Б. Алексеев, А.А.rланц, А.П. Жернаков и др.
 М.; Недра, 1981.
33. Техника и технолоrия высокоскоростноrо буре

ния./Т.А.Блинов, Л.r.Буркин, О.А.Володин и др.
 М.; Недра, 1982.
34. TyнrYCOB А.А., rанджумян Р.А. Буровые вышки и мачты.
Учебное пособие.
 М.; МIТPY, 2003.


425




13. Расчеты при реrулировании направления проводки
ствола скважины


13.1. Способы предупреждения искривления ствола верти

кальной скважины


При бурении на жидкие и raзоо6vазные полезные ископаемые. со--
орvжении rеотехнолоrических скважин инструкцией [1] предусмотрены
следующие способы предупреждения искривления ствола вертикальной
скважины:
минимизация или устранение поперечной составляющей силы, воз

никающей на долоте при деформации компоновки и совмещении оси ДО--
лота с осью скважины при установке опорно
центрирующих элементов;
использование веса направляющеrо участка (участок низа бурильной
колонны от долота до первой точки касания УБТ или забойноrо двиraтеля
со стенкой скважины под наrpузкой) КНБк. Преимущественно использу

ется при бурении вертикальных скважин внеустойчивых, мяrких rорных
породах, а также долотами большоrо диаметра при проходке верхних ин

тервалов стволов скважин;
нейтрализация воздействия на процесс проводки ствола вертикал

ной скважины поперечной составляющей силы, действующей со стороны
долота на забой путем постоянноrо вращения вектора этой силы BOкpyr
оси скважины. Рекомендуется при проводке вертикальной скважины в
сложных rеолоrических условиях;
перераспределение осевой наrpузки между долотом и установлен

ным над направляющим участком КНБК расширителем и в уменьшении
воздействия изrибающеrо момента на направляющий участок со стороны
расположенной выше части бурильной колонны. Может быть использован
при бурении скважин, диаметром до 393,7 мм, в устойчивых rорных по--
родах;
смещение в процессе бурения, верхней части направляющеrо участка
в сторону, противоположную направлению ecтecтвeHHoro искривления
ствола скважины. Более эффективен в неустойчивых породах, нежели
дрyrие способы, связанные с применением компоновок маятниковоrо ти

па.
Реализация перечисленных способов предупреждения искривления
вертикальных скважин осуществляется применением различных КНБК
(маятниковые, жесткие).


426




При бурении rеолоrоразведочных скважин для предупреждения воз

можных искривлений ствола скважины необходимы следующие меро--
приятия:
выбирать УБТ соответствующеrо диаметра и в нужном по расчету
количестве;
применять колонковые трубы увеличенной жесткости. При твердо--
crтaBHoM и алмазном бурении это может быть доcтиrнуто путем оснаще

НИЯ стaIщартных колонковых труб центрирующими ниппелями (следует
устанавливать в местах изrиба колонковых снарядов) или путем исполь

зования двойных колонковых снарядов;
совмещать ось колонковоrо снаряда с осью скважиныI (уменьшить
стрелу проrиба труб), что можно осуществить установкой центратора в
вершине полуволны изоrнутой колонковой трубы.


13.2.Выбор и расчет компоновок низа бурильной колонны
(КНБК)


Компоновки УБТ с центраторами нашли широкое применение
(см.В.l) при роторном и турбинном бурении скважин.
При выборе диаметра УБТ, входящеrо в состав КНБК исходят из со--
ображений обеспечения наибольшей жесткости сечения EJ в заданных
условиях бурения.
Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины (долота) должно со--
ставлять 0,75
0,85 для долот диаметром до 295,3 мм и 0,65
0,75
 для ДО--
лот диаметром более 295,3 мм. Необходимо, чтобы жесткость наllДОЛОТ

Horo участка УБТ бьта не меньше жесткости обсадной колонны, под ко--
торую ведется бурение.
Количество секций УБТ назначается из условия плавноrо перехода
от диаметра УБТ к диаметру бурильных труб. Отношение диаметра бу

рильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно быть не
менее 0,75. Отношение жесткостей двух рядом расположенных секций
УБТ должно быть не менее 1,6
1,7. Исходя из этих соображений, необхо--
димо выбирать количество секций УБТ в зависимости от диаметра долота
в соответствии с табл. 8.23 справочноrо пособия [5].
Например, при бурении долотом диаметром 393,7 мм (см. табл. 8.23,
[5]) необходимо применять УБТ, состоящие из шести секций диаметром
от 178 до 299 мм. Утяжеленные трубы максимальноrо диаметра распола

rаются над долотом и образуют жесткую наддолотную часть.


427




Выделяют два основных типа компоновок
 жесткие и отвеСные. ОС-
новная задача при использовании жестких компоновок
 получение ми

нимальной интенсивности искривления ствола скважины при рационa.JIЬ...
ном режиме бурения. Это достиrается за счет применения в составе KOM

поновки УБТ максимально возможных наружноrо диаметра и жесткости,
а также рациональным размещением опорно--центрирующих элементов ПО
длине компоновки, оrpаничивающих ее поперечное перемещение.
Жесткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью
скважины блаrодаря установке рядом с долотом и между УБТ ОПОрно--
центрирующих инструментов, npепятствующих npоrибу трубных элемен

тов и увеличивающих их жесткость.
Принцип действия отвесных компоновок основан на эффекте отвеса,
или маятниковом эффекте, и отличается тем, что ось компоновки ПОЧТИ
по всей своей дине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса воз

растает с увеличением зенитноrо yrла скважины. Отвесные компоновки
применяются при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчи

вых, коrда с использованием жесткой компоновки набран максимально'
допустимый зенитный yrол.
Схемы жестких отвеснъlX компоновок показаныI на рис. 13.1


а : б! в I e
 з .
4
3 3
5
6 6
2 2 2 2
6 6 7


Рис. 13.1. Схемы применяемых компоновок нижней части бурильной колонны:
a
2
 отвесные компоновки; д
K
 жесткие компоновки; 1
 долото; 2
 забойный двиrатель
или жесткая надцолотная часть УБТ (при роторном бурении); 3
 УБТ; 4
 бурильные трубы;
5
 укороченная УБТ; 6
 центратор; 7
 калибратор; 8
 маховик; 9
 стабилизатор


428




Виды, типы и вооружение калибраторов, центраторов истабилизато--
ров, применяемых при бурении скважин на нефть и rаз даны в разделе 8
справочноrо пособия [5].


13.2.1. Расчет компоновок маятниковоrо типа (отвесных). Первоначально
необходимо определить число ступеней КНБК в зависимости от диамет

ров долота и обсадной колонны, под которую будет вестись бурение
(см.табл.13.1 ).
Длина УБТ (м) рассчитывается по следующим упрощенным форму

лам:
для pOTopHoro бурения
/yf1r = 1,25Рд / qyf1r , (13.1)
для турбинноrо бурения
/yf1r = 1,25(Рд
 G)/ qyf1r' (13.2)
rде р д
 наrpузка на долото, МН; qубт
 вес 1 м УБТ, МН; G
 вес турбобу

ра, МНе
Если УБТ состоит из нескольких секций различных диаметров, то в
КНБК вьшеляют следующие части: жесткая, наддолотная, сжатая, растя

нyrая.
Длина жесткоrо наддолотноrо участка определяется из условия
обеспечения минимума yrла поворота этоrо участка под действием осевой
наrpузки. Значения ОIПимальной дJшныI /1 жесткой наддолотной части в
зависимости от диаметра УБТ приведены ниже [5].


Диаметр УБТ,
мм 114 121 133 159 178 203 229 254 273 299
Длина жестко

ro наддолотно

ro участка KOM

поновки [1. М 8,7 9,1 9,7 11,0 12,0 13,3 14,6 15,9 16,6 18,2


После определения длиныI жесткой наддолотной части необходимо
найти длину (м) сжатой части УБТ, входящих в компоновку:


/2 = (

/I%>бтl)/ qубт2' (13.3)
rде qубтl, qубт2
 вес 1 м УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей COOT

ветственно, МНе
При бурении забойными двиrателями в числителе формулы (13.3)
вычитается G T (вес турбобура).


429




После определения длины сжатой части УБТ необходимо найти oce

вую критическую наrpузку, МН:
Р кр == 2 V E Jq 2 , (13.4)
rде Е
 модуль упрyrости стали, Н1м 2 ; J
 осевой момента инерции сече

ния трубы, м 4 ; q
 вес 1 см дЛИНЫ УБТ, МНIм.
Если осевая наrpузка на долото будет больше, чем критическая
(Рдс>Р кр), то необходимо в интервалах, rде будет наблюдаться искривле

ние ствола скважины, осевую наrpузку уменьшить до значения критиче

ской.
Длина растянутой части (м) определяется по формуле:
для pOTopHoro бурения
13 == О,25Р д / qубт3 , (13.5)


для турбинноrо бурения
13 == О,25(Р д
 G)/ qубт3 ,


(13 .6)


rде qубтЗ
 вес 1 м УБТ в растянутой части, МНе
Если в растянутой части будут находиться несколько секций УБТ
разных диаметров, то вес этих УБТ (0,25Р J необходимо равномерно pac

пределить между всеми секuиями в растянутой части.
В итоrе длина отвесной компоновки (м) будет составлять:
для pOTopHoro бурения
L 1 Рд
llqубтl 0,25Р д
== 1 + +
, (13.7)
q убт2 q убтЗ


для турбинноrо бурения
1 (Рд
G)
11qубт 0,25(Р д
G)
L==]+ + .
q убт2 q убтЗ


(13.8)


Пример 13.1. Рассчитать длину отвесной компоновки при следую

щих условиях: диаметр обсадной колонныI, под которую будет вестись
бурение, составляет 245 м; бурение роторное; диаметр долота
 295,3 мм;
наrpузка на долото
 Р д ==О,3 МНе
Решение. По табл. 8.23 [5] находим, что для бурения под обсадную
колонну диаметром 245 мм долотом диаметром 295,3 мм КНБК должна
состоять из четыIехx секций УБТ (в мм): 254 (жесткая наддолотная часть),


430




229 (сжатая часть), 203 и 178 (растянутые части), бурильные трубы диа

метром 140 мм.
Оптимальная длина жесткой надцолотной части /1==15,9 мм.
Длина компоновки по формуле (13.7) и с учетом изложенных выше
требований


15 9 О,зо
 15,9.0,00336 0,25.0,3 0,25.0,3
L== + + + ==
, 0,00268 0,00215 0,00153
==15,9+ 111,9+35,7+49==212,5 м.


По табл. 8.24 [5] находим, что для УБТС
229 (сжатая часть)
Ркр==118,2 кН==0,118 МНе
Следовательно Рд>Ркр(О,30>0,118), поэтому в интервалах, склонных к
интенсивному искривлению ствола скважины, необходимо осевую Ha

rpузку снижать до 0,118 ми, чтобы Р д == р кр'


Пример 13.2. Рассчитать длину отвесной компоновки при следую

щих условиях: бурение турбинное; диаметр долота
 151 мм; НaIрузка на
долото
 160 кн (0,16 МН).
Решение . По табл. 13.1 находим, что для бурения долотом 151 мм
необходимо взять две секции УБТ диаметром 121 мм и 108 мм.
Длину жесткой надцолотной части выбираем по данным на стр 429.
Она равна 9,1 м. В качестве жесткой надцолотной части используем тyp

бобур TC4A
127, так как ero длина больше 9,1 м (lT==12,7; G==О,О109МН).
Определим длину сжатой секции по формуле (13.3):


1
 1,25(0,160
0,0109)
 0,19864 == 257м.
2 0,000723 0,000723'


Определим длину растянутой части УБТ диаметром 108 мм:


1 == 0,25. 0,160
 0,04075 == 647 м .
3 0,000618 0,000618 '


Длина отвесной компоновки


L общ ==12,7+25,7+64,7==334,4 м.


431




13.2.2.Расчет жестких компоновок. Наиболее эффективный метод преду

преждения eCTeCТBeHHoro искривления скважин и формирования качecr

BeHHoro ствола
 применение жестких компоновок нижней части бурИJIь..
ной колонны, которые должны применяться в устойчивых породах, коrда
диаметр скважины близок к диаметру долота.
Пр именение жестких компоновок с калибрующими элементами п

зволяет хорошо калибровать ствол скважины, устранять зависание инст

румента и вести спуск обсадных колонн без осложнений.
В процессе разработки компоновок нижней части бурильной колон

ны исходят из следующих условий:
в компоновке должен быть жесткий наддолотный участок, диамerp
этих УБТ является максимальным из всех секций и находится по табл.
8.23 [5], наличие этоrо участка обеспечивает предупреждение искривле.-
ния скважины;
наrpузка на долото должна создаваться весом УБТ жесткой Haдц

лотной и сжатой частей компоновки, а для обеспечения прямолинейности
оси УБТ в сжатой части компоновки необходимо устанавливать опорн

центрирующие элементы (центраторы) различных конструкций;
растянутая часть УБТ, входящих в состав КНБК, служит для плавн

ro перехода жесткости сечений этих УБТ к жесткости сечения бурильной
колонны.
В качестве критерия оптимальности длины жесткой наддолотной
части КНБК принимается минимум общеrо уrла поворота нижнеrо конца
компоновки:


8 0бщ ==8 пер +8 пр '


rде Впер yrол, образующийся за счет зазора между опорн

центрирующими элементами и стенкой скважины; Впр
 yrол, обусловлен

ный потерей прямолинейной формы наддолотной части компоновки.
Оптимальную длину жесткой наддолотной части следует находить
по HOMorpaMMe (рис. 13.2) в приведенной ниже последовательности.
а) находят значение изrибающеrо момента в нижней части ком по--
новки (в верхней части жесткой наддолотной части) в зависимости от
диаметра УБТ по табл. 8.25 [5].
Зависимость коэффициента момента i от наrpузки на долото Р д и
критической наrpузки Р кр следующая.


Наrpузка на долото, Р д
Коэффициент момента 1
432


Ркр
0,87


1,2 Р кр
0,96


1,4 Ркр
1,03


1,6 Р кр
1,1


1,8 Ркр
1,15




Значение критической наrpузки для различных УБТ находят по
табл.8.24 [5]. Затем находят отношение PдlPкp и определяют из этоrо OT

ношения наrpузку на долото Рд==iР кр;
б) по HOMorpaMMe (см. рис. 13.2) оптимальную длину жесткой наддо--
лотной части компоновки находят следующим образом:
зная М 1 и E1l по формуле


т = .J М 1 / EJ 1 ,


(13.9)


определяют параметр т (левая часть номоrpаммы).


Р",. кн


150


......--.--..........................
...... .......
3 200


JOO


50


Рис. 13.2.
HOMorpaMMa ДЛЯ определения оптимальной длины жесткой Н8ДДолотной части компо

НО8КИ низа бурильной колонны


Затем на правой части номоrpаммы находят точку пересечения COOT

ветствующей шкалыI М 1 и кривой d (зазор между опорно--центрирующим
433




элементом и стенкой скважины), полученную точку пересечения Сносят
на нулевую шкалу M 1 ; эту точку соединяют с точкой на шкале Р д (осевая
наrpузка на долото). Точку пересечения этой прямой со шкалой значений
параметра т==6'1 0
3 сносят по rоризонтали до пересечения со шкалой
т.Найденная точка пересечения путем интерполирования между кривыми
линиями значений шкалы 11, даст искомую величину оптимальной длины
жесткой наддолотной части компоновки
 11.
Зазор d определяют из следующих данных.
Соотношение диаметров долота и центратора


Диаметр долота, мм
Диаметр цементратора,
мм


394
380


295
280


216
206


190
180


161
155


в) определяют число промежyrочныx опор в сжатой части КОмпонов



ки:


Р д
GI
/== 1,
qубт2 1 0


(13.10)


rде G 1
 вес жесткой наддолотной части компоновки; qубт2
 вес 1 м УБТ в
сжатой части компоновки; 10
 расстояние между опорно
центрирующими
элементами (табл.13.1);
r) определяют суммарную длину компоновки низа бурильной колон

ны по формуле (13.7).


Таблица 13.1


Диаметр УБТ, Расстояние между опорами (м) при частоте вращения УБТ,
мм мин
1
50 90 120 150
108
1l4 20,0 16,0 13,5 12,0
121 22,2 16,5 14,0 13,0
133 23,5 17,5 15,0 13,5
146 25,0 18,5 16,0 14,5
159 31,0 21,5 18,5 17,0
178 33,0 23,5 21,0 19,0
203 36,0 27,0 23,0 20,5


Пример 13.3. Рассчитать компоновку нижней части бурильной ко--
лонны для бурения под обсадную колонну диаметром 219 мм; способ бу



434




рения
 роторный: п==120 мин
l; наrpузка на долото диаметром 269,9 мм
Рд==0,21 МНе
Решение. По wбл. 8.23 [5] находим, что для обеспечения необходи

мой жесткости компоновка нижней части бурильной колонны должна
состоять из УБТ трех ступеней диаметрами 229, 203 и 178 мм.


для жесткой наддолотной части компоновки (УБТ диаметром 229
мм) выбираем УБТС
229, для которых по таБЛ.8.24 [5]. Ркр==118,2
кН==0,118 МНе
Находим отношение PдlPкp==O,21/O,118==1,8, откуда Рд==I,8Ркр'
Этому значению Рд соответствует (см.выше) коэффициент момента
i==I,15.
При i==I,15 для УБТ диаметром 229 мм и долота диаметром 269,9 мм
по таБЛ.8.25 [5] находим, что изrибающий момент на нижнем конце KOM

поновки М] ==0, 1334 тс'м.
Находим, что при М] ==0, 1334 тс.м и жесткость сечения УБТ
229
EJ == 21.1011 3,14 ( 22 94
9 04 ) == 2 76.1011 н.см 2
, 64' " ,


Иj l 0,1334 3
параметр т ==
 == == 6,9.10
 .
EJ 2,76.103


Далее по HOMorpaMMe (см. рис. 13.2) откладываем М]==0,1334 тс.м при
d==0,01 мм (точка 1), сносим точку 1 на нулевую шкалу М] (точка 2), далее
точку 2 соединяем с точкой 3 (Рд==0,21 МН), получаем на шкале т точку
4, которую сносим по rоризонтали до пересечения с т==6,9'10
3 (точка 5);
по точке 5 находим, что оптимальная длина жесткой наддолотной части
/]==9,4 м.
Находим число промежуточныx опор в сжатой части компоновки по
формуле (13.10)
t == 0,21
9,4. 0,00268
 1 == 2 8.
0,00211.23 '


Принимаем 1==3.
Предварительно для расчета по этой формуле нашли значение /0== 23
(по табл. 13.1).
Находим суммарную длину компоновки, беря в основу формулу
(13.7)


435




L = 9.4 + 0,21
9.4' 0,00268 + 0,25.0,21 = 9.4 + 87,6 + 34,3 = 131,3 м.
0,00211 0,00159


Следовательно, суммарная длина компоновки низа бурильной KO

лонны для заданных условий будет равна 128,7 м.
Далее необходимо выбрать опорно--центрирующие элементы [5] и
привести схему КНБК с указанием ее основных размеров.


13.2.3 УпРощенный вариант жесткой компоновки для турбинноrо буре

ния. У БТ для турбинноrо бурения выбираются исходя из рекомендаций,
изложенных в подраздел 13.1.
Если наrpузка на долото больше критической (Рд>Ркр), то для orpa

ничения проrибов и площади контакта УБТ со стенками скважины реко--
мендуется устанавливать промежуточные опоры профильноrо сечения
(квадратные, спиральные и т.п.).
Основные параметры УБТ и расстояния между промежyrочными
опорами приведены в табл.8.27 [5].
Значения критической наrpузки Р кр для УБТ принимаются в COOTBeт

ствии с данными, приведенными в таБЛ.8.24 [5].
Расстояние между промежуточными опорами для турбинноrо буре

ния принимается при частоте вращения 50 мин
l.
Роль жесткой наддолотной части КНБК в этом случае выполняет Ma

ховик или в случае ero отсyrствия корпус турбобура.
Промежyrочные опоры должны устанавливаться в первой, непосред

ственно над турбобуром, секции УБТ. Количество опор в этом случае оп

ределяется из выражения:


t = lубт.l а, (13.11)
rде lубтl
 длина УБТ первой секции; а
 расстояние между промежyrоч

ными опорами.
Диаметр бурильных труб выбирается в соответствии с данными,
приведенными в разделе 9.


Пример 13.4. Выполнить расчет КНБК для следующих условий: ин

тервал бурения 500
2000 м под эксплуатационную колонну диаметром
168 мм. Диаметр обсадной колонны перед бурением данноrо интервала
(кондуктор) 245 мм, способ бурения турбинный, турбобур двухсекцион

ный, вес G=25000 H=0,025'10
3МН, длина 14 м, диаметр долота D д =215,9
мм, осевая наrpузка Р д =79кН=0,079 МНе


436




Решение. Выбираем тип и диаметр, а также число ступеней УБТ. В
соответствии с табл. 8.27 [5] для бурения 215,9
MM долотом в предьщущей
обсадной колонне диаметром 245 мм под обсадную колонну диаметром
168 мм компоновка должна включать в себя две ступени УБТ диаметром
178 и 159 мм.
В соответствии с табл. 8.27 [5] вес 1 м УБТ диаметром 178 мм co

ставляет 1559H
I,559'10
3 МН, а 1164 H
I,164-10
3 МНе Принимаем тип
УБТС
2.
Диаметр бурильных труб по табл. 8.23 [5] составляет 127 мм.
Поскольку мы выбрали двухступенчатую КНБК, сжатую часть раз

мешаем в УБТ диаметром 178 мм (первая секция) непосредственно выше
турбобуров. В этом случае длина сжатой части УБТ:


1
 1,25(Р д
 G)
 1,25( 0,079
 0,025)
 43 3
УБП 3
, М.
q УБТI 1,559.1 O



Длина второй секции, расположенной в растянутой части КНБК и
составленной из УБТ диаметром 159 мм.


0,25Р д
lУБТ2

q УБТ2


0,25.0,079 =: 16,97 м.
1,164.10
3


Обшая длина КНБК


LКНБк=:lт+l] +lq== 14,00+43,3+ 16,97==74,27 М.


Обший вес КНБК


QКНБК =: G +IУБтqУБТI +IУБТ2qУБТ2 =: 0,025'10
3+4З,3'1,559+16,96.1,164-10
3==
==87,27'10
3 МН


Число промежуточных опор, расположенных в сжатой части КНБК,
составленной из УБТ диаметром 178 мм и длиной 43,3 м, так как по
таБЛ.8.24 [5].


р кр =: 57,8кН =: 0,0576.10
3 МН;


437




Р д > Р КР (0.079.1 0
3 > 0,0578.1 0
3 ).


Следовательно, необходимо устанавливать промежуточные опоры.
В соответствии с табл. 13.1 расстояние между опорами составляет
а==33,Ом (для частоты ращения п==5Омин
I).
Тоrда число опор t==43,3/33
.
Таким образом, для указанных выше условий необходимо применять
КНБК, в состав которой входят:
долото диметром 215,9 мм;
турбобур длиной 14м, весом 0,025'10
3МН;
l
я секция УБТ (сжатая часть длиной 43,3м, весом 67,5.10
3МН;
2
я секция УБТ (растянyrая часть) длиной 16,97м, весом 19,8'10
3МН.
Общая длина КНБК
 74,27 м, общий вес КНБК
 87,27'10
3МН.


13.3. Расчет устойчивости и вписываемости колонковых CHa

рядов Допустимая кривизна скважины


Устойчивость буровоrо снаряда имеет важное значение для обеспе

чения вертикальности ствола скважины.
Расстояние / между забоем и первой точкой контакта колонковой
трубы со стенкой скважины находят из уравнения [8].


1
 1",
!:.
 EJ .
2 2 Р при


(13.14)


rде /кр
 критическая длина полуволны; Р при
 передаваемая осевая наrpуз

ка на забой, Н.
Уrол отклонения оси буровоrо снаряда от оси скважины у забоя


8
 .,1п
2/ '


(13.15)


rде д==(D
d)/2
 радиальный зазор (D и d соответственно диаметр ствола и
колонковой трубы).
Представление о максимально возможной кривизне скважины, фор

мируемой при тех или иных условиях работы колонковых снарядов дает
понятие об их вписываемости, Т.е. возможности их перемещения без дe



438




формации по стволу скважины, имеющему предельную для данных пара

метров снаряда кривизну.
Условие вписьmаемости буровоrо снаряда [8]


11,7.1
КБ
'
1 {j


(13.16)


rде 10
 длина буровоrо снаряда.
В случае, если колонковый снаряд имеет достаточную жесткость и
прямолинеен, но отклонен от оси ствола кривизну устанавливают с по--
мощью следующей зависимости


К = 2.1
2 .
1


(13.17)


Если колонковый снаряд деформируется, то максимальные значения
кривизны определяются по уравнению


.1п 2
K=

2Р .


(13.18)


Допустимая кривизна скважины определяется из условия прочности
буровоrо снаряда и в зоне на расстоянии положения нулевоrо сечения
бурильной колонны определяется из выражения.


к
 [a
: ]m W
доп
 1,3EJ '


(13.19)


rде [ffD
l]
 предел выносливости при симметричном цикле (для стальных
труб rеолоrоразведочноrо сортамента может быть оценен величиной при

близительно 50 МПа [8], а для труб из сплава Д16Т
 31 МПа).
Допустимая кривизна скважины у забоя определяется по формуле [8]


[a
:]тaaт]
 1,3а ос )
К тах = 0,77 r ]E ,
La m 'J /W


(13.20)


439




rде а т
 предел текучести материала труб; [ffD
I]T
 предел выносЛИВости
при симметричном цикле, Па; а ос
 нормальные напряжения от действия
осевой наrpузки, Па.
Введение УБТ в компоновки нижней части бурильной колонны при
колонковом бурении позволяет уменьшить отклонение оси буровоrо CHa

ряда от оси скважины. Выбранные соответствуюшеrо диаметра и необхо

димой длины УБТ [см.формулу (9.3)] следует проверить на устойчивость
по следующей формуле



 'J
/кр(у) == 1.94з
.
qy


(13.21)


rде /кр(у)
 критическая длина УБТ, которая может находится под действи

ем собственной массы без потери устойчивости, м; J
 осевой момент
инерции площади поперечноrо сечения УБТ, м 4


J == O.OS(D;
 d;);


(13.22)


Dy и d y
 наружный и внутренний диаметры УБТ, м
Если ДJIина УБТ, полученная по формуле (9.3) будет больше, чем
/кр(у), то секция УБТ теряет прямолинейную форму устойчивоrо paBHOBe

сия. Предупредить возможные искривления ствола скважины можно с
помощью промежуточных опор
 центраторов.
Расстояние между центрирующими элементами /ц можно определить
из выражения [8]


/ц s 0.8/кр /2 == OAп ,JE J / Р пpu


(13.23)


с учетом значения критической длины полуволны изоrнутой оси
снаряда/кр


[ 2 J l / 2
1, ,,0,4 :
 0,5 Р;- + (0'5 Р;- ) +
ro2 ,


(13.24)


rде ffi
 yrловая скорость вращения буровоrо инструмента; q
 масса еди

ницы длины.


440




Пример 13.5. Найти расстояние между забоем и первой точкой KOH

такта колонковой трубы со стенкой скважины, если известно, что колон

ковая труба диаметром 57 мм имеет осевой момент инерции J==26,4'10
8M4;
осевая наrpузка на коронку Р при== 12кН; диаметр ствола скважины D==60MM.
Решение . По формуле (13.14)


3 14 2 .1 oll . 26 4 . 1 o

/ ==
 ' == 33м.
2 12000 '


Вывод: при осевой наrpузке Рпри==12кН колонковая труба диаметром
57мм и длиной /к_т более 3,3м будет деформироваться в теле трубы. При
/к_т<3,3м колонковый снаряд будет отклонен от оси скважины.
у rол отклонения оси снаряда от оси скважины у забоя по формуле
(13.15)


8 == 1,5. 3.14
 7 .10
4 ад == 0002'
2.3300 р ,


rде A==(60
57)/2==1,5MM.


Пример 13.6. Оценить устойчивость колонковоrо снаряда для усло

вий И решения предыдущеrо примера, если известно, что длина колонко--
вой трубы /к_т==4,5м; масса 1м трубы QK_T==5,23 кr/M==5,23'9,81 ==51,3Н1м; yr

ловая скорость врашения компоновки ш==3, 14-600/30==62,8c
l.
Решение. По формуле (13.24) критическая длина полуволны ИЗОI;'ну

той оси снаряда


[ ] 1/2
/кр == 3.14
 0,5 12000 + ( 0,5 12000 ) 2 + 2.1 oll .26,4.1 o
 .62,82 == 2.16 м
62,8 51,3 51,3 51,3


Условие устойчивости не соблюдается, так как 4,5>2,16 м.
У rол отклонения оси снаряда


8
 Дп == 0.0015.3.14 2.18.10
3 paд
0007',
/кр 2.16


[де A==(0,060
0,057)/2==0,OO 15м.


441




Пример 13.7. Определить допустимую кривизну скважины из усло

вия прочности бурильной колонны, составленной из труб ЛБТН
54 в зоне
нулевоrо сечения для следующих условий: масса 1 м труб ЛБТН
54
q
,4кr/M-43,2 н/м; Р при== 13кН; J==34, 12.1 0
8M4; w== 1 0,25'1 0-6м 3 ; площадь
сечения труб по резьбе S==9,37'10-4
; модуль упрyrости Е==8'10 10 Па; пре

дел текучести О'т==330'10 6 Па; предел выносливости при симметричном
цикле [cТn
I]T==31.1 0-6Па; промывочная жидкость
 вода.
Решение. Положение нулевоrо сечения


Р при
ZO

 +
 :: ]


13000
 468 м.
43 2 ( 1
 1000 ]
' 2800


Допустима кривизна скважины в зоне нулевоrо сечения по формуле
(13.19)


к == 0,77 31.106 .10,25 .10
 == 0,896.10
2 ад/м.
тах 8.1010 .3412.10
8 Р
,


Допустимая интенсивность


J тах == 573К тах == 57.3 .0,896.10
2 == 051 rpaдyc/M.


Нормальные напряжения от действия осевой наrpузки


а == 13000
 13 87.106 Па
ос 9,37 .10
4 '


Пример 13.8. Рассчитать критическую длину УБТ диаметром 89 мм
(УБТ
РПУ
89) общую длину УБТ и длину сжатой части колонны, если
осевая наrpузка на забой Рпри==18,5кН.
Решение . По табл. 9.1 внутренний диаметр УБТ dу
5мм, а масса 1м
qy==36, 1 кr/M==354, 1 Н/М.
Осевой момент инерции


J == 0,05(0.0894
 0,0454) == 29.1 0
7 м 4 .


442




Критическая длина УБТ по формуле (13.21)


2.1011 . 29.10
7
/ кр(у) == 1,9
 == 22,8 м.
354,1


Общая длина УБТ


/ == 1,25.18500 == 65,3 м.
у 354,1


Расчет показал, что /у>/кр(у). Следовательно, под действием собствен

Horo веса УБТ деформируются.
Точка контакта будет находится от забоя на расстоянии


1
.':.
 EJ
 3.1 4
2 Р при 2


2.101l.29.10
7
== 8 7 м.
18500 '


13.4. Выбор и расчет отклоняющих компоновок для бурения
наклонно направленных скважин


Отклоняющие компоновки выбирают в зависимости от rеолоrиче

CKoro разреза, ожидаемоrо состояния ствола скважины и требуемой ин

тенсивности ero искривления [3, 5]
Отклоняющие компоновки с кривым переводником и турбинным OT

клонителем рекомендуется использовать при бурении скважин в устойчи

вых rеолоrических разрезах, в которых не ожидается значительноrо yвe

личения диаметра ствола. При этом следует учитывать особенности таких
компоновок. Отклоняющие компоновки с кривым переводником отлича

ются простотой сборки и эксплуатации, а компоновки с турбинными OT

клонителями блаrодаря меньшей длине нижнеrо от отклонителя участка и
возможности применения в секционном исполнении позволяют повысить
интенсивность искривления ствола и показатели работы долот.
Компоновки с турбинным отклонителем и кривым переводником над
ним, а также компоновки с отклонителем P
 1 следует применять в тех
случаях, коrда ожидается значительное расширение ствола.
Компоновки с накладкой на корпус забойноrо двиrателя и кривым
переводником над ним, а также компоновки с эксцентричным ниппелем
443




применяют в тех случаях, коrда требуется малая интенсивность искрив

ления ствола (не более 10 на 10 м проходки).
В наклонно направленных скважинах с зенитным yrлом более 50, ис

кривленным в проектном азимyrе, дальнейшее малоинтенсивное ero YBe

личение проводят безориентируемыми компоновками с цеmpаторами.
Таким образом, в обобшенном виде при бурении добывающих cквa

жин на нефтяных и rазовых месторождениях России используются сле

дующие типы отклонителей в составе:
долото диаметром 295,3 ММ, одна секция турбобура ТСШ
240
(А9ПШ, TI2PТ
240), искривленный переводник, УБТ диаметром 178 или
203 мм;
долото диаметром 215,9 мм, винтовой забойный двиrателъ ДЗ
172
или Д5
 172, искривленный переводник;
долото диаметром 295,3 мм, турбинный отклонитель T02
240;
долото диаметром 215,9 мм, турбинный отклонителъ T02
195;
долото диаметром 215,9 мм, шпинделъ
отклонителъ ШОl
195, одна
или две турбинные секции турбобура диаметром 195 мм;
долото диаметром 215,9 мм, шпиндель винтовоro забойноrо двиrате

ля (Д3
 172, Д5
 172), искривленный переводник, рабочая пара двиrателя;
долото диаметром 215,9 мм, шпиндель винтовоrо забойноrо двиrате

ля (Д2
195), искривленный переводник, рабочая пара двиrателя;
долото диаметром 190,5 мм, турбинный отклонитель TO
 172;
долото диаметром 215,9 мм, шарнирный забойный двиrатель

отклонитель ОШ
 172, шарнир сферическоrо типа.
Отклонители Moryr включать наддолотный калибратор.
Длина УБТ, размещенной над искривленным переводником, cocтaB

ляет от 6 до 12 м. Над отклонителем расположены бурильные трубы из
диамаrнитноrо сплава Д16Т диаметрами 129 и 147 мм или телеметриче

ская система. В некоторых случаях отклонитель снабжается дополнитель

ной опорой в виде искривленноrо переводника или цетратора [6]
Основные raбаритные размеры и энерreтические параметры турбин

ных отклонителей типо ТО и шпинделя
отклонителя ШО1
195 представ

лены в таБЛ.13.1 справочноrо пособия [5].
Зависимость интенсивности роста зенитноrо уrла от ero величины
имеет вид [6]:


i
k
bQ2 ,


(13.25)


rде 1
 интенсивность увеличения зенитноrо уrла скважины, rpaдyc/1 О м;
а
 зенитный уrол скважины, rpaдyc; k, Ь
 эмпирические коэффициенты.
444




Диапазон изменения коэффициента k составляет 1,00
1,56, а коэффи

циент Ь==0,0005.
Основные rабаритные размеры и энерrетические параметры винто

вых (объемных) забойных двиraтелей (В3Д) и шарнирноrо отклонителя
ОШ
172 приведены в табл.13.2 [5].
rеометрические размеры отклоняющих компоновок рассчитывают в
зависимости от заданной интенсивности искривления скважины. Послед

няя не должна превышать возможной интенсивности искривления ствола,
которая может быть достиrнута данной системой долото
 забойный дви

rатель.
При бурении турбинным отклонителем rеометрические размеры
компоновки по данному радиусу. искривления ствола R Moryт быть опре

делены по формуле, которая не учитывает деформацию плеч отклонителя:


R==
+L2 ,
2siп(Б
 fЗ )


(13.26)


rде Ll
 длина нижнеrо плеча отклонителя (от торца долота до места ис

кривления переводника отклонителя), м; L 2
 длина Bepxнero плеча откло

нителя (от места искривления переводника отклонителя до BepXHero торца
переводника с ножками), м; 8
 yrол перекоса валов турбинноrо отклони

теля, rpaдyc; J3
 yrол наклона нижнеrо плеча отклонителя к оси скважи

ны, rpaдyc.
у rол J3 определяется по формуле


D
d
fЗ == arctg
,
2



(13.27)


rде п, d
 диаметры соответственно долота и отклонителя, м.
Радиус искривления R и интенсивность искривления ствола на 1 О м
проходки i 10 связаны зависимостью


i IO == 10180/ Rn


(13.28)


Тоrда формула для определения rеометрических параметров турбин

Horo отклонителя через величины интенсивности искривления ствола на
1 О м проходки примет вид


445




.
 20 siп(8
 f3 ) 180
110
 .
4 + L 2 тr:


(13.29)


Определение rеометрических размеров турбинноrо отклонителя по
заданному значению радиуса искривления R или интенсивности искрив

ления ствола на 10 м проходки i 10 может быть осуществлено по трем Ba

риантам: по yrлу 8 и длине L 1 рассчитывают необходимую длину L 1 , по
уrлу о и длине L 2
 необходимую длину Ll' по длинам L 1 и L 2
 необходи

мый yrол О.


На рис. 13.3. представлена HOMorpaMMa для определения параметров
турбинноrо отклонителя.
При бурении отклоняющей компоновкой с кривым переводником
над забойным двиrателем ее rеометрические размеры по заданному зна

чению R или ilO MOIyr быть определены по формуле без учета деформации
системы:


L m + Ly
R

2siп(8
 f3 + f31) ,


(13.30)


или


.
 20 siп(8
 f3 + f31) 180
110
 ,
L m +Ly 7r


(13.31)


rде L T
 длина забойноrо двиrателя с долотом, м; Ly
 длина установлен

ных над кривым переводником УБТ, м; fЗ1
 yrол наклона УБТ к оси cквa

жины, rpaдyc.
В данном случае yrлы f3 и fЗ1 определяют по формулам


D
d
f3 =arctg
;
2L m


(13.32)


d
d
fЗ1 = arctg
,
2Ly
rде d y
 диаметр УБТ, м.


(13.33)


446




5
2.5
4
r 2
Д 1,5
2


L?
 L"M


14
13
12


11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1


б


]030' 2 0
ЗО' 20
J045' lo

,,О, 10
ls, /0


L"M
5


4


3,5


0,5


I
50 30 2030' 20 1030'


50'


40' i, rpaдyci10M


О


200 А 400


600


800


1000 R, м


Рис.13.3. Номоrpaммадля определения параметров турбинноrо отклонителя:
Номер кривой на рисунКе............ 1 2 3
D, мм.................................... 295,3 215,9 190,5
d T , мм.................................... 240 195 172


447




rеометрические размеры ОТКЛОНЯЮЩИХ компоновок с кривым пере

ВОДНИКОМ по заданному R или ilO определяют по двум вариантам: по ДJIи

не L T и уrлу о рассчитывютT необходимую ДJIину 4; по ДJIинам L T и Ly

необходимый yrол О. При этом предварительно устанавливают возмож

ность достижения заданной интенсивности искривления ствола при дaH

ной ДJIине 4 и диаметре долота D. Если требуемая интенсивность искрив

ления ствола не обеспечивается, то, решая как обратную задачу, по YKa

занным формулам определяют необходимую ДJIИНУ 4.
При искривлении ствоча отклонителем p
 1 rеометрические размеры
отклоняюшей компоновки рассчитывают по формуле


L m + Ly
R==
2siп(8
 f3
 fЗд + f31)


(13.34)


или


.
 20 siп(Б
 f3
 fЗд + f31) 180
'IO
 ,
L m +Ly 1с


(13.35)


rде о
 уrол перекоса нижней резьбы отклонителя, rpадус; Дд
 yrловая
деформация УДJIинителя, rpaдyc; Рl
 yrол перекоса УДJIинителя, rpадус.
Уrловая деформация УДJIинителя от действия изrибаюшеrо момента
М, равномерно распределенной наrpузки qo sina и сжимаюшеrо усилия N
определяется из выражения


f3 == arctg 4 h
д (1
 л. )L y ,


(13.36)


rде


1 МJ!; 5 qoL
 .
h == 16 Е/
 384 Е/ sтa;


(13.37)


м == QmLm siпa +Р L .
2 от т'


(13.38)


448




'] == NL 2 /п 2 Е/-
/\, у ,


(13.39)


rде f 1
 стрела проrиба удлинителя, м; Е/
 жесткость на изrиб удлинителя,
н,м 2 ; qo
 вес 1 м удлинителя в буровом растворе, н/м; а.
 зенитный yrол
ствола, rpaдyc; QT
 вес забойноrо двиrателя с долотом. Н; Рот
 откло

няюшая сила на долоте, Н.
При бурении искривленноrо ствола с использованием эксцеmpично

ro ниппеля или отклонителя с накладкой rеометрические размеры компо

НОВlШ рассчитывают по формуле


R == L m
2siп(a' +а" )


(13.40)


или


-
 20 siп(a' +а") 180
110
 ,
L m п


(13.41)


rде
, . h" . d + 2h
 D
а = arcsт
; а = arcsт
L 2 24


rде h
 высота накладки, м; D, d
 диаметры соответственно долота и Typ

бобура. м; Ll
 расстояние от торца долота до наибольшеrо сечения Ha

кладки, м; L 2
 расстояние от накладки до BepXHero переводника турбобу

ра, м.
Интенсивность искривления ствола указанными отклонителями Ha

ходится в зависимости от толшины накладки h. Ее максимально допусти

мое значение h max оrpаничивается условием беспрепятственноrо прохож

дения компоновки по скважине:


h ==(2D
D
d) Lm
Ll
тах с 2L m
rде Dc
 диаметр скважины, м.


(13.42)


На рис. 13.4 представлена HOMorpaMMa для определения высотыI Ha

кладки.


449




Ь. :мм
25
24
23
22
21
20
19
18
I7
16
15
14
l3
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2








L
14
0,01 O.,tl
u.lS
0.2-
c\2s
O

0,35
0,4
0,4



0,55


0,6


0,6S


0,1


О,7'


O



0,85


0,9


О


10


15


20


25


30


35


40


45 D--d, мм


РИС.13.4. Номоrpаммадля определения высоты накладки


450




При необходимости увеличения интенсивности искривления ствола
толшину накладки можно увеличить по сравнению с вычисленной по
формуле (13.42), но при этом необходимо предварительно расширить
ствол скважины или перейти на бурение долотом меньшеro диаметра.
Методика определения толшины эксцентричноrо ниппеля примени

ма также для определения толшины центраторов (планок) безориентируе

мых компоновок с целью малоинтенсивноrо набора зенитноrо уrла.
Эксцентричный ниппель, отклонитель с накладной и безориентируе

мая компоновка с центраторами для малоинтенсивноrо увеличения уrла
искривления ствола работают более стабильно при больших зенитных
уrлах ствола. При малЫХ зенитных yrлах и в твердых породах фактиче

ская интенсивность искривления ствола может быть меньше расчетной.
Это объясняется тем, что отклоняющая сила на долоте, обусловленная
действием нормальной составляющей веса части турбобура выше эксцен

тричноrо ниппеля, накладки или центратора или веса установленных над
турбобуром бурильных труб (до точки касания их с нижней стенкой CТBO

ла), сравнительно невелика. При этом верхнее плечо турбобура может не
касаться нижней стенки ствола, что приведет к снижению не только OT

клоняющей силы на долоте, но и yrла перекоса турбобура (долота).
Снижение отклоняющей силы на долоте уменьшает темп фрезерова

ния стенки ствола, а уменьшение yrла перекоса турбобура снижает HepaB

номерное разрушение забоя вследствие наклона оси долота к оси скважи

ны.
Расчет отклонителя (рис. 13.5) ведется следующим образом. Выбира

ется максимальная длина каждой секции по жесткостным свойствам:


LJ < 1.33k;
L 2 < 2.83k.


(13.43)


rде


k == V(D
 d )E/ / q,-


(13.44)


k. d. Е! q. D
 масштаб длины (м), диаметр (м), жесткость (кн,м 2 ) и
поперечная составляюшая веса (кН/м) единицы длины секции с учетом
плотности промывочной жидкости И диаметр долота (м) соответственно.
Затем проверяют вписываемость каждой секции отклонителя в ис.-
кривленный по радиусу R ствола скважины:


451






 2A .J R (D
d),
L 2
 2,828 .J R (D
d ) .


(13.45)


Долото


Искривленный
переводник


!


L 2


.1



.............
 L,


Рис.13.5. Схема к расчery отклонителя


Далее определяется yrол перекоса искривленноrо переводника OT

ЮIонителя (rpадус)


L1 = arcsi J
 +
 ) +arctg D
d .
"
 2R 2



(13.46)


Пример 13.9. Рассчитать требуемый yrол перекоса искривленноrо
переводника отклонителя для следующих условий: диаметр долота
D==215,9 мм; забойный двиrатель Д5
 172 диаметром d== 172 мм; EI==4000
кН.м 2 ; q==12 кН/м; LI==2,5 м; L 2 ==3,7M; радиус кривизны ствола скважины
R==329 м при проектном профиле, имеющем вертикальный участок и уча

сток набора зенитноrо yrла; отношение IШотности промывочной жидк<r
сти к IШотности стали
равно 0,14.
Решение. По формуле (13.44) находим


k=4 0,2159
OJ72 .4000 =203м.
12(1
OJ4) ,


По формуле (13.43) определяем


LI <1,33.2.03=2,7 м;


L 2 < 2,83.2,03 = 5,7 м.
452




Секции забойноrо двиrателя удовлетворяют требованиям к упрyrим
свойствам отклонителя в соответствии с формулой (13.45)


L 1 :$; 2,4 .J(0 ,2159
0,l72 ) .329 = 9,1 м.


L 2 :$; 2,828 .J(0 ,2159
0,172 ) .329 = 10,7 м.


Секции забойноrо двиrателя вписываются без деформации в ствол
скважины с радиусом кривизны 329 м. По формуле (13.46)


. i 2 ,5+3,7 ) 0,2159
0,172 104 0
д = arCSl +arctg
 , .
2.329 2.2j


для получения заданноrо радиуса кривизны ствола скважин неоБХ<r
дим искривленный переводник с yrлом искривления 1,04°.


Ориентирование отклоняющих систем в тРебvемом напРавлении.
Аналитическое определение yrла установки отклонителя зенитноrо yrла и
азимyrальноrо направления бурения довольно rpомоздко, проще они MO

ryr быть определены rpафическим путем (рис. 13.6). От некоторой точки
О откладывают отрезок ОА, равный в принятом масштабе численной Be

личине зенитноrо уrла в начале рейса долота ()l. Из точки О, как из цeH

тра, проводят окружность С радиусом, равным в принятом масштабе чис

ленной величине yrла (h. Из точки А под yrлом t1a (изменение азимyrа
ствола за рейс), на которой необходимо изменить азимут скважины, пр<r
водят прямую линию до пересечения с окружностью в точках В и С. Тоrда
уrол NOC будет характеризовать yrол установки отклонителя СХУ!' обеспе

чивающий заданное изменение азимyrа скважины t1a при одновременном
увеличении зенитноrо yrла до ()з, численно paBHoro длине отрезка Ас.
Уrол NOB будет характеризовать yrол установки отклонителя, обес

печивающий такое же изменение азимута ствола t1a при одновременном
снижении зенитноrо уrла до ()з, численно равный длине отрезка АВ.


Типовые схемы ориентирования отклонителей с помощью телемет

рической аппаратуры СТЭ и СП представлены на рис.13.7. Из рисунка
видно. что расчет yrла установки отклонителя возможен в двух вариантах
суммирования уrлов смещения нулевых отметок у отклонителя и rлубин

Horo измерительноrо устройства Уrи.


453




А


Рис.В.6.
rрафический метод определения измерения азимута скважин.


о

a
I
!


II


о
Аа


90.


у


180"!
i"a
4


:180"
4


Рис.! 3 . 7 .Определение уrла установки отклонителя:
1
 при 1>360°; II
 при 1:<360°; 1
 метка «О» YrИ; 2
 заданное направление;
3
 метка отклонителя; 4
 апсидальная плоскость.


454




При необходимости ориентирования ОТЮIOнителя в вертикальной
скважине yrол установки определяется следующим образом. Рассчитьmа

ют сумму уrлов смещения нулевых отметок у и заданноrо проектноrо
азимyrа скважины апр:


L I=r+aпp'


(13.47)


Затем после спуска системы на забой снимают показание по прибо--
рам «азимут» и «отклонитель» и суммируют их:


L 2=ааз+qJот"


(13.48)


Уrол довинчивания определяют как разность суммарных yrлов:


fJ = LI
 L2'


(13.49)


Если разность yrлов окажется отрицательной, то


fJ = 360
(L I
 L 2)'


(13.50)


После Toro, как колонна бурильных труб будет довинчена на yrол р,
стрелки приборов «отклонитель» и «азимyr» должны быть установлены
на делениях, суммы которых равна LI, И отличается от нее на 3600. Если
из
за yrла закручивания колонны суммы yrлов не совпадyr, то необходи

мо расхаживанием и вращением колонны добиться этоrо равенства.\


Пример 13.10. Исходные данные: апр=250 0 , у==зо О .
Решение. Находим сумму уrлов L]=апр+у==250+30=280 0 . После спуска
инструмента в скважину показания приборов «азимyr» и «отклонителы):
ааз= 1650
 азимyr; qJoT==60 0
 отклонитель.


L 2= ааз +qJoт = 165+ 60 = 2250.


Разность суммарных yrлов L]
 ..Ez=280
 225==550. Уrол довинчивания
колонны по часовой стрелке Р==55 о . После довинчивания показания cтpe

лок приборов «азимyr» и «отклонителы) должны составлять 280 0 или 6400.


455




Пример 13.11. Исходные данные: апр==450, у==1200.
Решение . Находим Е)==45+ 120==165°.
После спуска инструмента показания приборов:


ааз== 165°, qJoT==600;
1:2== 150+60==210°.


Разность сумм составит Е)
 1:2==165
210==
 45°
Так как сумма отрицательная, то вводим 360°:
Р==360
 45==315°.


для довинчивания отклонителя необходимо колонну повернуть по
часовой стрелке на 315°. После довинчивания сумма уrла на приборах
должна соответствовать 165° или 525°.


13.5. Выбор типа отклонителя для бурения l'еОЛОl'оразведочных
скважин. Расчет числа циклов искусственноl'О искривления



Рекомендации по выбору отклонителя приведены в таБЛ.13.2.


Тип отклонителя Область применеия
Одно-- и ДBYX
 шарнирные В изотропных породах с небольшой интенсивно--
стью искривления
Коронки, специальной В анизотропных породах с малой интенсивностью
rеометрии (с конусной искривления в больших интервалах
формой торца в комплекте
со специальными КНБК)
Непрерывноrо действия В анизотропных породах в сторону противополож

(тз
з. СБС) ную действию анизотропии; при необходимости
значительноrо искривления в монолитных породах;
забуривания дополнительноrо ствола с точной ero
ориентацией
Извлекаемые отклонители При небольших объемах и rлубинах скважин; ис

разовоrо действия (cъeM
 кивление скважин в трещиноватых породах взамен
ные клинья). отклонителей непрерывноro действия
Специальная КНБК При забуривании ДОПOJIнительноrо ствола
по методике сверху вниз
Неизвлекаемые В крепких породах
отклонители


Таблица 13.2
Область применения отклонителей при rеолоrоразведочном бурении


456




Схема к расчету числа циклов искусственноrо искривления для yвe

личения интенсивности выполаживания скважины приведена на рис. 13.8
[14]. Задача состоит в том, чтобы определить на какой yrол следует раз

вернуть фактический профиль скважины C
l в точке А, чтобы с учетом
естественноrо выполаживания вывести скважину в точку D rлубине Н
(проектный профиль С
Il).
Последовательность расчета приводится ниже.
Определяется кривизна К В1 и К е2 профилей скважины


КОl == {Sin(}l
sin()o)/
,


(13.51)


К О2 == (Sin()2
sin(}o)/
,


(13.52)


rде Вl и В 2
 зенитные yrлы профилей соответственно фактической и про

ектной скважин; Во
 начальный зенитный yrол скважины; h 1
 rлубина
замера зенитноrо yrла (по вертикали).


()2 == arcsin{sin()o + K 2 h 1 ).


(13.53)


Определяется интенсивность искривления проектноrо i e2 и фактиче

cKoro i e1 профилей скважины:


i 01 == КОl 57,3,


(13.54)


i 02 == К о2 57,3.


(13.55)


Вычисляются конечные зенитные yrлы проектноrо Bk2 и фактичеСК<r
ro Bkl профилей скважины:


()kl == arcsin{sin ()о + KOIH 1


(13.56)


()k2 == arcsin{sin()o + К О2 Н}


(13.57)


457




..с:


р:


....
..с:


81


Рис. 13.8.
Схема к расче'I)' необходимоrо уrла отклонения скважины при ее внепроекmом искривле

нии в вертикальной плоскости


458




Определяются rоризонтальные проекции проектноrо S2 и фактиче

CKoro Sl профилей скважины:


Sl = (cosBo
COS(}kl)/ К ВР


(13.58)


S2 = (COS(}o
COS(}k2)/ К В2 '


(13.59)


Определяется возможный отход забоев ДS по rоризонтали между
проектным и фактическим профилями скважины


м = S2
 SI"


(13.60)


Коrда ДS больше допустимоrо, расчеты продолжаются. Средний зе

нитный уrол между точками А и С


(}epl =((}l
(}kl)/2


(13.61)


Определяем Д1Iину отрезка А С


АС = h 2 / COS(}epl'


(13.62)


rде h 2
 расстояние по вертикали между точкой замера зенитноrо уrла и
забоем проектной скважины.
Из Д ADC по теореме косинусов


AD=
 AC2 +CD 2
2AC.CD.cos
 Oo +(}ePl ) '


(13.63)


Из Д ADC по теореме синусов


. [ CD. siп(90 o + В ер! ) ]
ДВ l = arcsт .
AD


(13.64)


Поскольку профиль скважины между точками А и D будет eCTecт

венно выполаживаться, при расчете необходимоrо уrла поворота траекто--
рии Д(}иl средствами искусственноrо искривления следует учесть ecтecт

венное искривление:


459




де == де
 i B1 AD
иl 1 2


(13.65)


Необходимое число циклов искусственноrо искривления п определя

ется исходя из величины отклонения скважины за ЦИЮI ДqJ, взятой по пас

порту ОТЮIонителя:


п == до иl I ДqJ .


(13.66)


Ниже приводится расчет числа ЦИЮIов искусственноrо искривления
для «выкручивания» ствола скважины с использованием расчетной схемы
приведенной на рис. 13.8.
В данном случае фактическим является профиль С
II, проектным

C
I. Необходимо определить, на какой yroл следует развернуть профиль
скважины С
II в точке В, чтобы с учетом eCTeCТBeHHoro выполаживания
вывести скважину в точку С на rлубине Н.
Проводим первоначальные вычисления в той же последовательно--
сти, что и при выполаживании ствола скважины по формулам (13.51)

(13.60).
Средний зенитный yrол между точками В и D.


Оср2 == (е 2 + е к2 )1 2.


(13.67)


Длина отрезка


BD == h 2 I cosecp 2


(13.68)


Из д CBD по теореме косинусов


ВС == J CD 2 + BD 2
 2CD. BD. cos (9 0 o
ecp2 }


(13.69)


rде CD==L1S.
Из д CBD по теореме синусов


. [ CD siп
Oo
eCP2) ]
де 2 == arcsт .
ВС


(13.70)


460




Искусственное отклонение скважины е
п в точке Е


В
 А В iB2 . Ее
L1 и2
 Ll 2 +
2


(13.71)


Знак «+» перед дробью взят в связи с тем, что набранный yrол д8 2 в
процессе бурения будет уменьшаться за счет ecтecTBeHHoro выполажива

ния.
Необходимое число циклов искусственноrо искривления п вычисля

ем по формуле (13.66).
Ниже приведен пример расчета необходимоrо числа циклов искрив

ления, заимствованный из раБотыI [14].


Пример 13.12. Определить yrол, на который следует отклонить на
rлубине 300 м скважину, чтобы на rлубине 800 м забой скважины привес

ти в точку D, если известно, что 80==50; h l ==300M; h 2 ==500M; 81==80; 82== 11 о.
Решение. По формуле (13.51) и (13.52) вычисляем кривизну проект

Horo К е2 и фактическоrо K ВI профилей скважины:


КВ} =={siп80
siп50)/зоо==0.0001745м
l,
К В2 ==(siп1l0
siп5°)/300==0.000349M
I.


По формулам (13.54) и (13.55) находим интенсивность искривления
проектноrо i e2 и фактическоrо i el профилей скважины:


i B1 == 0.0001745.57,3 == 0.010 / М,
i B2 == 0,000349.57,3 == 0.020 / М.


По формулам (13.56) и (13.57) определяем конечные зенитные yrлы
проектноrо 8k2 и фактическоrо 8kl профилей скважины:


B K1 == arcsiп{siп 50 + 0,0001745. 800)== 13,10.
B k2 == arcsiп{siп 50 + 0,000349.800) == 21,490 .


По формулам (13.58) и (13.59) вычисляем rоризонтальные проекции
проектноrо S2 и фактическоrо Sl профилей скважины:


461




Sl = (cos 50
 cos 13.10 )/0,0001745 = 127.4 м,
S2 = (cos 50
 cos 21.490 )/0,000349 = 188,3 м.


По формуле (13.60) находим возможный отход забоев 8.S по rоризон

тали между проектным и фактическим профилями скважины


L1S' = 188,3
 127.4 = 60,9 м.


По формуле (13.61) рассчитываем величину среднеrо зенитноrо yrла
между точками А и С


eepl = (8,02 + 13.1 о) / 2 = 10,560.


По формуле (13.62)


АС = 500/ cos 10,560 = 508,6 м.


По формуле (13.63)


AD = .J 60,9 2 +508,62
2.60,9.508,6.cos
 00 +10,560 ) = 523 м.


По формуле (13.64)


А е
 . [ 60,9'S;п (9 0 0 +10.560 ) ]
 657 0
L1 1
 arcsт
 .
523 '


По формуле (13.65) определяем необходимый yrол искусственноrо
искривления скважины 8.()иl в точке А


L\е иl = 6.570


0,01. 523
 3,960 .
2


По формуле (13.66) находим необходимое число циклов искусствен

Horo искривления при 8.qJ==I,5 0 /цикл


n ==3,96/1 ,5==2, 7:::::3 цикла.
462




Список литературы


1. Инструкция по предупреждению искривления вертикальных
скважин. PД39
0148052
514
86 М.: ВНИИБТ, 1986.
2. Иоrансен КБ. Спутник буровика М., Недра, 1990
3. Калинин A.r. Искривление скважин. М.,Недра, 1974
4. Калинин A.r., Ошкордин О.В., Питерский В.М., Соловьев Н.В.
Разведочное бурение. Учебник для вузов. М., 000, Недра, 2000
5. Калинин A.r., Левицкий А.з., Мессер A.r., Соловьев Н.В. Прак

тическое руководство по технолоrии бурения скважин на жидкие и rаз<r
образные полезные ископаемые.!под ред. А.r.Калинина М.Недра, 2001
6. Калинин A.r. Никитин Б.А., Солодкий К.М. и др.Бурение Ha

клонных и rоризонтальных скважин. Справочник М. «Недра», 1997.
7. Калинин A.r., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Повалихин А.С.
Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн.

М.: Недра, 1995.
8. Зиненко В.П. Направленное бурение. Учебное пособие для вузов.
М., Недра, 1990
9. Зиненко В.П., Неплевский М.О. Направленное бурение. Учебное
пособие М., МIТPY, 2003.
10. Лиманов Е.Л., Страбыкин И.Н., Елизаров М.И. Направленное бу

рение разведочных скважин. М., Недра, 1978.
11. Морозов Ю. Т. Методика и техника направленноrо бурения cквa

жин на твердые полезные ископаемые. Л., Недра, 1987.
12. Пинчук Н.П., Кудря В.А., Мельничук И.П. Методы повышения
эффективности (5урения rеолоrоразведочных скважин. М., ЗАО «rеоин

форммарю).,200О.
13. Сулакшин С.С. Направленное бурение. Учебн. для вузов. М.: He

дра, 1987.
14. Сулакшин с.С., Кривошеев В.В., Рязанов В.И. Решение rеолоr<r
технических задач при направленном бурении скважин. Справочное п<r
собие. М.: Недра, 1989.


463




14. rидравлические расчеты при промывке скважины


14.1. Расчет необходимоrо расхода буровоrо раствора


для полной очистки забоя от разрушенной породы и выноса ее на
поверхность расхода буровоrо раствора (подача насосов) Q должен
обеспечивать такую скорость восходящеrо потока V в (в м/с), которая
превышает скорость падения твердых частиц u (в м/с) при отсутствии
движения жидкости под влиянием силы тяжести на величину желаемой
скорости подъема W, т.е.


Vв
U+W.


(14.1)


в переходном и турбулентном режимах обтекания частицы (в м/с)
вычисляется по формуле Риттинrера.


u==k


(14.2)


rде (k == .J 4g / 3kc
 постоянная Ритrинrера; kc
 коэффициент сопр

тивления движению, зависящий от конфиrурации частицы, скорости ее
обтекания и друrиx факторов, для шара в среднем kc
,4); d ч
 диаметр
самой крупной частицы, остающейся во взвешенном состоянии, опре

деляемый по формуле [15]


d == б1: 0 k d
ч g( Pn
 Рб.Р )'


(14.3)


rде 'l"o
 динамическое напряжение сдвиrа, Па; kd
 экспериментальный
коэффициент, значения Koтoporo зависят от диаметра (рис. 14. 1).


На практике в формулу (14.3.) вместо 'l"o часто подставляют СНС
(В), так как мноrие буровые растворы не подчиняются модели вязкопла

стичной жидкости во всей области и изменения rpадиентов скоростей.


464




4


Q) 3
е";
:S: ::iS
.e.


p.



1
О 5 10 15 20 25 30 35 40


Диа.\.lетр частиц d." мм


РИс.14.1.
Значения коэффициента формы kd,введенноrо Р.И.Шищенко


для частиц неправильной формы используется эквивалентный
диаметр сферы,


d == V6V /7Т:
э ч


(14.4)


rде V Ч == т:l; /6.
для определения расчетноrо диаметра частиц породы, выбуривае

мых шарошечным долотом можно воспользоваться выражением


d ч == 0,56 .J (l
b )h,


(14.5)


rде 1
 максимальный шаr зубьев в плоскости забоя; Ь
 ширина зубьев
в плоскости забоя; h
 высота зубьев.
При наличии обломков породы со стенок скважины в качестве
расчетноrо диаметра d ч можно принять величину кольцевоrо зазора Me

жду стенкой скважины и муфтой бурильных труб [9].
При использовании алмазных долот частицы выбуренной породы
сравнительно мелкие и их вынос на поверхность не вызьmает затрудне

ний.
Значение k == .J 4g /3k c можно определить из rpафика (рис.14.2) в
зависимости от параметра
a==d/do, (14.6)
rде d o
 диаметр наибольшей частицы, оставшейся во взвешенном c

стоянии.


465




k
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
О 2 4 6 8 10 ]2 14 а


Рис.l4.2.
Изменение коэффициента k в формуле Ритrnнrера, по Р .И.Шищенко:
J
 сфера; 2
 плоская чаcmца.


При а<3 режим обтекания частицы ламинарный; при 35:.09
 пе

реходный и при а>7
 турбулентный. для частиц буровоrо шлама CK

рость проскальзывания принимается равной 0,3
0,4 аналоrичной CKOp

сти для сферы.
При ламинарном режиме


-cd
u == .....!L:!... '" ( а ),
17


(14.7)


rде '1
 пластическая вязкость, Па'с; fII(a)
 экспериментальная функция,
rpафик которой приведен на рис. 14.3.


466




<р
0,10
0,08
0,06
0,04
0,02
О
1,0


E]IG2


1,4


1,8


2,2


2
6


а


Рис. 14.3.
Изменение Фукции ",(а}, введенной Р.И.Шищенко:
J, 2
 теоретические и экспериментальные данные соответственно


Требуемую скорость подъема частиц шлама w можно определить
из выражения


D; v..,
w== .

D 2
d2 V ·
с m.ч


(14.8)


rде Dc
 диаметр скважины; d
 наружный диаметр бурильных труб; U M

 скорость проходки; V т . ч
 объемная доля твердых частиц.
Допускаемая максимальная доля объема шлама, при превышении
которой возникает опасность образования сальников и прихватов, в
практических расчетах принимается Vr.ч==5% (уменьшается до 2 %, если
буровым раствором служит вода или друrие леrкие жидкости понижен

ной вязкости).
для практических расчетов скорость выноса частицы w принима

ется равной (0,1 +О,3)и и тем больше, чем rлубже скважина и выше V м.
Определив скорость V B , необходимую для транспортирования
шлама к устью скважины, можно вычислить требуемый расход буров

ro раствора (в м 3 /с), обеспечивающий вынос частиц разбуриваемой п

роды


467




Q > s .
 !!... ( D2
 d 2 )

 кл V e
 4 с V e , (14.8,а)
rде Sк.п
 площадь сечения кольцевоrо пространства между стенками
скважины и бурильных труб, м 2 .
Полученное по формуле (14.8,а) значение Q уточняется проверкой
условия, обеспечивающеrо очистку забоя скважины от шлама [8]


Q ? а 7r D;.
4


(14.8,6)


rде а==0,35-70,5 м!с при роторном способе и бурении электробурами;
а==0,5-70,7 м!с при бурении rидравлическими забойными двиrателями.
Если форма частиц шлама близка к правильному мноrоrpаннику,
то минимально необходимое значение расхода Qmin (в м 3 /с) при лами

нарном режиме течения буровоrо раствора, обеспечивающее качест

венную очистку ствола скважины, можно определить из выражения [11]


Q _ == 3.5m]{Dc +d) ( Dc
d Re
 Не к ) .
тт 4 1 ч 100
Рб.р ч


(14.10)


rде "
 пластическая (или структурная) вязкость, Па'с; /ч
 характерный
размер частицы шлама, м; Rе ч
 число (параметр) Рейнольдса, xapaктe

ризующее режим обтекания частицы средой,


Rе ч == АУ. /(18/ a 1 +0.61
 / а 2 )..


(14.11)


Не к .
 число Хедстрема для кольцевоrо сечения,


Нек==ТОРб.р(Dс
d)2/Т)2;


(14.12)


АУ.. == Ar
 6Не ч ..


(14.13)


1 2( О 2( 2/ч ) 3.
а ==

+ 4

1 D
d · D
d ·
с с


(14.14)


468




а2 =0,7(0,5+8 I dJ
0,64
;
Dc
d


(14.15)


Ar
 параметр Архимеда; Не ч
 параметры Хедстрема для частицы;
QI
 коэффициент влияния формы частицы и стенок канала при лами

нарном обтекании; а2
 коэффициент влияния формы и стенок канала
при турбулентном обтекании; д,d ч
 соответственно высота и диаметр
частицы (если форма частиц близка к правильному мноrоrpаннику, то
д/d ч == 1 ).
Параметр Архимеда


Ar = gРб.i:(Рч
 Рб.р)I1]2,


(14.16)


Не ч = 'с ОРб.i
 11]2.


(14.17)


Параметр Rе ч , вычисленный по формуле (14.11), сравнивается с
критическим параметром


N ( ( Reкp Нек ]
Re = Dc
d 3,5 + 100 '


(14.18)


rде Reкp
 критическое значение параметра Рейнольдса, которое при
Re
 == 1600 вычисляется по формуле


Reкp =80{1+
 1+3.10-4 Не к ).


(14.19)


Если Rе ч <N Re , то качественная очистка ствола скважины возможна
при ламинарном режиме течения бурвоrо раствора в затрубном пр

странстве скважины.


Примет 14.1. Вычислить скорость падения сферической частицы
буровоrо шлама диаметром d ч == 1 О мм, плотностью рч==2550 кr/M 3 в бу

ровом растворе, имеющем следующие характеристики: Рбр==1280 кr/M 3 ;
" == 18 МПа'с; 'Со==5 Па.
Решение . По rpафику на рис. 14.1 находим k d ==2, тоrда по формуле
(14.3)


469




6.25
d == == 4 8 ММ.
ч 9.81(2550
1280) .


Из выражения (14.6)


а== 1 0/4,8:::::2, 1.


Поскольку 2,1<3, режим обтекания ламинарный. Из rpафика на
рис.14.3 найдем ",(а)==0,05. Скорость падения частицы по уравнению
(14.7)


5 .10.10
3
U == 3 0.05
 0.138 м!с.
18.10



для плоских частиц соrласно rpафику (см. рис. 14.2) коэффициент
формы частицы .J 4g /3k c == 1.5 . Тоrда по формуле (14.2)


u == 1.5 10.10
3 (2550
 1280) == 0.149 м/с.
1280


Полученные значения величины u достаточно близки.


Пример 14.2. для условий примера 14.1, приняв u==0,149 М!С и
Vr.ч==5%, определить требуемую скорость подъема шлама и необходи

мую скорость ВОСХОдЯщеrо потока буровоrо раствора, если Dc==215 мм;
d==127 мм; v M ==5,5 м!ч.
Решение. Из выражения (14.8)


w == 0.2152 5.5
 0.047 м!с.
0.2152
OД272 3600.0.05


Если принять 14FO,3и, то 11F0,3'0,149==0,0447 м/с, что очень близко
к полученному значению.
Необходимая скорость восходящеrо потока буровоrо раствора


u B ==1,3'0,149+O,047==0,24 м!с.


470




Пример 14.3. Вычислить требуемый расход буровоrо раствора,
воспользовавшись условием и решением примера 14.9
Решение. По формуле (14.8а)


Q== 3.14 (0,2152
0.1272 )0,24==0,0057м 3 /с, или 5,7 л/с.
4


Пример 14.4 . Определить минимальный расход буровоrо раствора
при следующих исходных данных [11]: D c ==190 мм; d==1l4 мм; парамет

ры раствора: Рб.р==1300 кr/M 3 ; то==4 Па; '1==0,02 Па'с; характерный размер
частиц птама /ч==О,ОI; форма частиц близка к правильному MHororpaH

нику (т.е. д/dч
I); плотность частицырч==2300 кr/M 3 .
Решение. Параметрь
 Ar и Не ч по формулам (14.16) и (14.17)


Ar == 9,81.1300.0,013 (2300
 1300) == 3,2'104;
0,022
Не == 4.1300.0,012
 1300.
'1 0,022


Определяются величины, входящие в выражение (14.11)
[см.формулы (14.13), (14.14) и (14.15)]:


АУ. == 3,2 .104
 7800 == 2,4 .104..


( ) 3
а == 1 2.0,01 +042 2.0,01 == 0,744.
I 0.190
0,l14 ' 0,190
0,l14 '


а 2 == 0,7(0,5 + 1)
 0,64 0,01 == 0,97;
0,076


Re'l == 2,4.104 == 197.
1810,744+ (0,61/ 0,97 }J 2,4 .104


Параметр Хедстрема для кольцевоrо сечения по формуле (14.12)


471




He k == 4.130о(О,1902
0,114У
 7,5.104.
0,02


Критическое значение параметра Рейнольдса и критический пара

метр N Re [см. формулы (14.19), и (14.18)]:


Reкp
 ==800(1+ .J l+3.10-4 .7,5.104 )==4680,


N == 0,01 ( 4680 + 7'5'104 ) ==211
Re 0,190
0,114 3,5 100


(197<211).


По формуле (14.10)
Q . == 3,5.3,14. 0,02(0,190+0,114) X ( 0,190
0,114 .197
тт 4.1300 0,01
== 0,01 м 3 /с, или 10 л/с.


7,5.104 ) ==
100


Скорость течения буровоrо раствора в затрубном пространстве со--
ставит
u==0,011O,018==0,55 м!с.


14.2. Расчет rидравлических сопротивлений в циркуляцион

ной системе


Давление, развиваемое буровым насосом, должно быть больше или
равно потерям давления на преодоление rидравлических сопротивлений
и rидростатических сил в циркуляционной системе скважины при про--
качивании жидкости с заданным расходом Q (в МПа)


i1р==k з (Р/+Р2+РЗ+Р4+Р5), (14.20)
rде k3
 коэффициент, учитывающий необходимость запаса давления на
преодоление дополнительных сопротивлений при заптамовании cквa

ЖИН, образовании сальников и др. (k з ==I,3...;-.1,5), Рl
 потери давления в
бурильных и утяжеленных трубах, в ведущей трубе, сальнике, шланrе и


472




в поверхностной наrнетательной линии; Р2
 потери давления на пре

одоление местных сопротивлений в соединениях бурильной колонны;
Рз
 потери давления в кольцевом канале скважины; Р4
 потери давле

ния на преодоление сопротивлений в долоте или колонковом наборе; ps

 перепад давления в rидроударнике турбобура.
Рекомендуется [4, 8] в уравнении баланса давления (14.20) также
учитывать давление на преодоление rидростатических сил, обусловлен

ных разностью между rидростатическими давлениями столбов жидк

сти в кольцевом пространстве и трубах (Р6).


14.2.1. Последовательность расчета потерь давления npи бурении re

лоrоразведочных скважин f4. 61. Д авление на преодоление rидравличе

ских сопротивлений при движении жидкости в бурильных трубах, УБТ
и в наземной обвязке рассчитывается по формуле Дарси
Вейсбаха


2
L\p == А v Р 1.
2D э


(14.21)


rде 1
 безразмерный коэффициент rидравлическоrо сопротивления; v

средняя по сечению канала потока объемная скорость движения жидк

сти, м!с; р
 плотность жидкости, кr/M 3 ; J
 длина канала потока, м; D э

эквивалентный диаметр канала потока (для бурильных труб Dэ==d 1 , rде
d 1
 внyrpенний диаметр труб; для кольцевоrо канала скважины D э == Dc

d 2 , rде d 2
 наружный диаметр бурильной трубы, Dc
 диаметр скважи

ны, м).
для одновременноrо определения потерь давления в бурильных и
утяжеленных бурильных трубах (УБТ), в ведущей трубе, сальнике,
птанrе, поверхностной наrнетательной линии удобнее воспользоваться
формулой


v 2 p
Pl ==A
(l+lj (14.22)
2d l
rде все величины относятся к внутреннему каналу бурильных труб d 1 , а
lэ
 эквивалентная длина бурильных труб, потери давления на которой
приравниваются к потерям давления в УБТ, ведущей трубе, сальнике и
Т.д., м.
Наиболее сложным и ответственным при rидравлических расчетах
является определение значений 1 для конкретных условий. Коэффици

ент rидравлических сопротивлений зависит от свойств жидкостной cpe

ДЫ, скорости ее движения, сечения канала, шероховатости стенок. Oд



473




нако, до настоящеrо времени не найдено единой зависимости для aHa

литическоrо вычисления А. с учетом перечисленных факторов.
При промывке скважины водой или дрyrими маловязкими (ньюто--
новскими) жидкостями значение коэффициента А.] с достаточной точно--
стью можно найти по приближенной формуле А.Д.Альтшуля


( ) 0.25
А ==01 lА6К ш + 100
] , D R '
э е
rде Кш
 эквивалентная шероховатость стенок трубопровода, м (для но--
вых стальных цельнокатаных труб Кш==(О,02
0,07)'1 о
з м, для стальных
труб бывших в употреблении Кш==(0,2
0,5)'10
Зм и для старых сильно
корродированных труб Кш==I,0'10
Зм); D э
 эквивалентный диаметр Ka

нала потока, м (для BнyтpeHHero канала бурильных труб Dэ==d]; Re
 па

раметр Рейнольдса, рассчитываемый по следующей фомуле:


(14.23)


vD э
Re==
.
v


(14.24)


При промывке скважины rлинистыми растворами или дрyrими
структурными жидкостями режим движения потока характеризуется
обобщенным параметром Рейнольдса:


Re' == vDэр
, . (14.25)
1]
rде '1'
 эффективная вязкость rлинистоrо раствора, определяемая по
формуле:



D
1]' ==1]+0,17
,
v


(14.26)


rде '1
 коэффициент структурной вязкости; l' о
 динамическое напря

жение сдвиrа. При расчетах в системе СИ можно для нормальных rли

нистых растворов принимать значения этих величин в пределах '1==5'1 O

З+2'10
2 Па'с; 1'0==2--=--10 Па и тем больше, чем выше их условная вяз

кость.
При значениях R.<2000
3000 отмечается структурный режим дви

жения. Коэффициент сопротивления А. в этом случае определяется по
формуле Стокса
474




64
л =

1 Re'


(14.27)


При значениях Re'>2000-7-3000 величина коэффициента A-l рассчи

тывается по формуле Р.И.Шищенко:
л = 0,075
1 V Re' . (14.28)


При значениях Re '>5000 можно считать A-l==const и значение коэф

фициента принимать равным 0,02.
Эквивалентная длина /э бурильных труб определяется из соотно--
шения


/
 d s ( lУБТ l ш l в lс )

 1
+
+
+
+....,
э d уБт d ш d B d c
rде l УБт , /ш, /В' lс
 длины соответственно УБТ, наrнетательноrо шланrа,
ведущей трубы, вертлюrа
 сальника и Т.д., м.; d уБт , d m , d B , d c
 BHyтpeH

ние диаметры соответственно УБТ, наrнетательноrо шланra, ведущей
трубы, канала в вертлюrе
сальнике, м.
Потери давления на rидравлические сопротивления при движении
буровоrо раствора в соединениях бурильной колонны обычно опреде

ляют по формуле


(14.29)


2
r Ч р 10
6
Р2 =
 т п . , (14.30)
rде Vl
 средняя скорость течения в трубе за местным сопротивлением

м/с; п
 число однотипных соединений в колонне; t;
 безразмерный ко--
эффициент MeCТHoro сопротивления, рассчитываемый по формуле
Б.С.Филатова:




{( ::)'
J


(14.31)


rде а
 опытный коэффициент, учитывающий особенности конфиrура

ции MecTHoro сопротивления; для труб муфтово--замковоrо соединения
cF2, для
 ниппельноrо
1,5;


475




d o
 диаметр наименьшеro проходноrо сечения в соединении, м.
Давление на преодоление rидравлических сопротивлений при
движении жидкости в кольцевом пространстве может быть приближен

но рассчитано по следующей формуле:


и 2 р'
Рз == А к п
1.10
6,
. . 2Dc
d


(14.32)


rде v----- скорость восходящеrо потока промывочной жидкости, м!с; р'

средняя плотность жидкости, обоrащенной шламом, кr/м З ; для осуще

ствления качественной очистки забоя плотность жидкости в восходя

щем потоке не должна быть выше плотности в нисходящем потоке бо.-
лее чем на 3%; 1
 длина скважины. м; A- K . 1L
 безразмерный коэффициент
rидpавлическоrо сопротивления в кольцевом пространстве.
для правильной оценки диаметра скважины при расчете Рз можно
воспользоваться приведенными ниже данными возможных значений
приращений диаметров ствола скважины при rеолоrоразведочном бу

рении [4,12]:
Катеroрия пород по буримости
(вращательное механическое бу

рение)
Приращение диаметров скважины, o
 1
мм


хн


XI


х


IX


УН!


YH

YI


1
 2
 3
 4

2 3 5 10
При промывке скважины водой и дрyrими маловязкими жидко--
стями коэффициент А- к . п . может быть рассчитан по формуле Блазиуса:


10
30


А == 0,3164
К.п 8
 '
VReK_п


(14.33)


, vD э
rде Rе к . п ==
, D э
 эквивалентный диаметр канала потока, в этом
v
случае равный Dc
d, м; d
 наружный диаметр БурильныIx труб, М.
При промывке скважин rлинистым раствором или дрyrими cтpyк

турными жидкостями А- к . п . рассчитывается по формуле Р .И. Шищенко,
справедливой в интервале Rе
п == 1200 + 1 0000.


476




А == 0,075 .
к.п. 8 r;:;:r
vRек.п.


(14.34)


При малых значениях Re 'к.п<1200 для расчета А-к.п. можно восполь

зоваться формулой Е.М.Соловьева
А == 14,6
К.п (Re:. п )0.9


(14.35)


При Re'
50 000 для rлинистоrо раствора рекомендуется прини

мать коэффициент сопротивления постоянным и равным 0,02.
Потери давления в колонковом наборе (или долоте) зависят от ero
конфиrурации и степени изношенности, длины и степени разрушения
керна в колонковой трубе, количества и качества промывочной жидко--
сти. Часть этих факторов меняется в течение рейса, поэтому peKOMeндy

ется принимать [4] Р4==0,25 7 О,5 МПа. Большие значения потерь давле

ния берутся для БОльших расходов жидкости.
Перепад давления в rидроударнике (или малоrабаритном турбобу

ре) ps принимается в соответствии с технической характеристикой за

бойноrо механизма.
При учете разности между rидростатическими давлениями столбов
жидкости в кольцевом пространстве и бурильных трубах потери давле

ния (Р6) определяют по формуле
Р6== 1 (J61(У;ж;.в
У;ж;.,J, (14.36)
rде УЖ.В И УЖ.Н
 соответственно удельныe веса жидкости в кольцевом
пространстве и в бурильных трубах, НlM 3 .
При высокочастотном алмазном бурении на коэффициент А-к.п OKa

зывает влияние окружная скорость вращения бурильной колонны. для
бурения с промыкойй водой, полимерными растворами, водомасляными
эмульсиями, водными растворами NaCl и СаС1 2 предложена следующая
формула [3].


[ 2 ] 0'5
л.л
 л l+O.4{ : ) .


(14.37)


rде w
 окружная скорость вращения поверхности колонны бурильных
пdп
труб, м/с; w ==
, п
 частота вращения колонны бурильных труб,
60


477




мин
l; А.
 коэффициент rидравлических сопротивлений при отсутствии
вращения колонны, в данном случае вычисляемый по видоизмененной
формуле Альтшуля:


( ) 0.25
Кш 68
),,==0,09
+

D э Re
Здесь коэффициент эквивалентной шероховатости для алмазноro
бурения стальными трубами принимается равным 0,03'1O
3M.


(14.38)


Пример 14.5 . Рассчитать потери давления в циркуляционной сис

теме при следуюших условиях: rлубина скважины 880 м; подача насоса
НБ
160/6,3

35,4 л/мин; плотность промывочной жидкости р==1050
кr/M 3 ; бурильные трубы
 ЛБТН
54; диаметр наименьшеrо проходноrо
сечения в соединениях do
,036 м.
Решение: Средняя скорость течения промывочной жидкости в тpy

бах:


v == 0,0354 == 0,59 м!с.
1 60.0,785.0,0362


Обобщенный параметр Рейнольдса определяется по формуле
(14.25)
Примем для заданных условий '1==9,9'10
3Па'с, l' о ==4,4Па
(см. формулу [14.26])


, == 99.10
3 +017 4.4.0,036 == 5 5 .10
2
1], , 0,59 ' ,
rде D э ==d==0,036 м.


Т R ' 0.59.0.036.1050 402
оrда е == == .
5.5 .10
2


Так как Re'<2000
3000 величина А.l рассчитывается по формуле
Стокса (14.27)


64
).,1 ==
 == 016.
402 '


478




для труб Д16Т [4]


).Ja == (О, 8570, 9)),] ==0,85'0, 16==0, 136


по формуле (14.22)


== 0,136. 0,592 .1 050
 7 .1 0
4 МПа
Рl 2.0,036 '


Т.е. пренебрежимо малы.
По формуле (14.31) при а==1,5; d==0,022M



 == 1,5 [ ( 0,036 ) 2
 1 ] 2 == 4 2'
0,022 ' ,


880
п 1 ==
 == 195
4,5


Р2 ==4,2 0,592 .1050 .195.10
6 ==0,15.
2


Примем Dc==64MM, следовательно Dэ==0,064
0,054==0,0 1


0,0354
v 2 == 3
 0,49 м/с,
60.1,2.10



rде S==O,785'(O,064 2
0,0542)==1,2.10
3M2


Re' == v 2 D э р
 0,49.0,01-1050 ==92'
1]' 5,5 .10
2 '


т
 3,14.0,054.700 == 1 98 м!с.
60 '


для новых труб ЛБТ среднее значение К ш ==0,025 [4]


479




А == о 09 ( 0.025 + 68 ) 0'25 == О 12.
· 0.01 92 · ·


[ 2 ] 0.5
А. л
0,121+0A{


 )
O.34;


р == 034. 0.49.1050 . 880 .10
6 == 3 77 МПа
3 ' 2 . 0,01 .


Принимаем Р4==0,35 МПа; Ps==0,17 МПа.
Суммарные потери давления с учетом коэффициента запаса k== 1,3
составят


Р1;== 1,3'(0,15+ 3, 77+0,35+0,17)==5,77 МПа


Расчет показал приrодность буровоrо насоса НБ
 160/6,3 ДJIЯ буре

ния проектируемой скважины.


14.2.2. Последовательность расчета потерь давления при бурении на
нефть и raз. При турбулентном режиме течения в бурильных трубах и
УБТ rидравлические потери (в Па) вычисляют по формуле Дарси

Вейсбаха


1 \72
Р == А Р

 .
т т б.р d 2'
1


(14.39)


при ламинарном режиме течения вязкопластичной жидкости


Рт == 4-col / fЗdl'


(14.40)


а вязкой жидкости по формуле (11.20) при


A. т ==64/Re.


(14.41)


Здесь lr
 коэффициент rидравлических сопротивлений труб; 1

длина труб, м; v
 средняя скорость течения раствора м/с; d I
 BнyтpeH



480




ний диаметр труб, м; fJ
 безразмерный коэффициент, определяемый по
кривым рис. 14.4 в зависимости от числа CeH
BeHaHa
 Ильюшина (Sen),


Seп = 'fod /(1]v)


(14.42)


Re = VdP6.p /1] .


(14.43)


При расчете rидравлических потерь в кольцевом пространстве:
при турбулентном режиме
/
2
=А

.
Pk кР6.р 15
 d 2 ' (14.44)
с


при ламинарном течении вязкопластичной жидкости



 4'fol K .
Рк
 fJK (D c
d ) '


(14.45)


при ламинарном течении вязкой жидкости Ре определяться по
формуле (11.25) при



1

J
А к = [ ] .
d 2 1
 (d / D J 2
Re к ( 1 + -==-- ) + J;;t ) '
Dc [п d / Dc


(14.46)


в выражениях (14.44)
(14.46) .А. к
 коэффиuиент rидравлических
сопротивлений в кольцевом пространстве; [к
 длина участка кольцево--
ro пространства с диаметральным зазором D с
 d, м; D с
 средний диа

метр рассматриваемоrо участка скважины, м; d
 наружный диаметр
бурильной колонны, м; Дк
 безразмерный коэффициент, определяемый
по кривым рис.14.4 для кольцевоrо пространства; Re K
 число Рей

нольдса для кольцевоrо пространства.
Числа CeH
ВeHaHa и Рейнольдса для кольцевоrо пространства


Seп k ='fo (Dc
d)/1]Vk;


(14.47)


481




Re k == V k (Dc
 d )Р6.р /1] .


(14.48)


rидравлические потери при турбулентном течении можно рассчи

тать по формуле (14.39), если А. вычислить по формуле Блазиуса:
А. == rp /Re°.25.


(14.49)


rде rp==0,3164
 ДJIЯ труб крyrлоrо поперечноrо сечения; rp==0,339
 ДJIЯ
кольцевоrо пространства; А. ДJIЯ ЛБТ на 1 o
 15% меньше, чем ДJIЯ сталь

ных труб.


0.4


I !
I

 J::::::O::= :;,......---
1.,...0- ".'"
= 1 / ...... 1---"'......
?р -<"
i-' 2
......
 i-o'i-'
................
 У""'...... !

 )...о-""""
!


P
P..


0,8


0,6


0,2


о
1


2 3 4 5 7 10


20 30 50 70 100 200 300 500 Seo


Рис. 14.4.
Зависимость безразмерноrо коэффициента дк от числа CeH
BeHaHa
Ильюшина:
1
 для труб; 2
 для COOCHoro кольцевоrо пространства


Потери давления при течении раствора в бурильных замках при

ближенно можно рассчитать по формуле Борда
 Карно



 . v 2
== 1

Р6.з Р6.р 6.з 2 '


(14.50)


а в сужениях кольцевоrо пространства бурильными замками



2
. V k
Р6.з ==t;kP6. i 6.32'


(14.51)


rде i б . з
 число бурильных замков в рассматриваемом участке.


482




Коэффициенты местных сопротивлений бурильноrо замка ЗН и
зш соответственно


t;H : (d I d тi J 4
 (d I d 6 _ з . J , }
t;ш
 (d I dтiпr,


(14.52)


d rrrin
 минимальный диаметр проходноrо канала высаженноrо
внутрь конца трубы, м; d б . э . н
 наименьший диаметр проходноrо канала
бурильноrозамка,м.
Коэффициент местных сопротивлений сужения кольцевоrо про--
странства бурильным замком


r == 2 ( D;
d; )
;,> D'
d' 1 '.
с з


(14.53)


в дрyrих элементах циркуляционной системы кроме долотных Ha

садок и rзд


Рч-с == L Q iP6_pQ2,


(14.54)


rде Qi
 коэффициент сопротивлений элемента циркуляционной систе

мы, м-4, значения Koтoporo можно найти в табл. 11.1 справочноrо посо--
бия [1].
Смене ламинарноrо режима турбулентным соответствует критиче

ское значение числа Рейнольдса:


Reкp==7,3Heo. 58 +2100,


(14.55)


rде Не
 число Хедстрема,


Не==RеSеП==ТОРб.рd 2 /ч 2 ,


(14.56)


в кольцевом пространстве


He k =='l"oP6.p(D c
dH111]2.


(14.57)


Вычислив число Хедстрема, Reкp можно найти также по rpафику
(рис. 14.5) [8].


483




При турбулентном режиме У>Укр. для потока в трубах
Vкр
rJRек/Рб.рd.


(14.58)


а в кольцевом пространстве


(vJкp == 1](
Jкp .
Р6.р (Dc
 d H )


(14.59)


2


,
..;'
./ i
I / !
; !
! ",-' I
.."."'" i
.,...
............

 .......... ......... i
I !


Rcr.p
6
4


10"
8
6
4


2


103
10' 2


4 6 2 104 2


4 6 105 2


4 6 8 1 O
 2


4 6 Не


Рис.14.5. Кривая критических значений числа Рейнольдса перехода в 'I)'рбуленПIЫЙ
режим


При роторном бурении rидромониторными долотами необходимая
rидравлическая мощность N r тin приближенно может быть оценена в
зависимости от удельной осевой наrpузки на долото Руд, частоты ero
вращения n д и диаметра D д по рис. 14.6.
Во избежание преждевременноrо выхода из строя промывочных
узлов rидромониторных долот перепад давлений в насадках не должен
превышать Рпред::::: 13 МПа. [10]. Поэтому перепад давлений в насадках
долота при роторном бурении нужно выбрать с соблюдением следую

щих условий:


Рнм
 Lpт
 LPK
 Р ц . р
 Рд
 ci }
Рд
 Рпред


(14.60)


484




rде Рнм
 наибольшее давление, которое может создавать насос при по

даче Q, Па; L Pk
 rидравлические потери в кольцевом пространстве
скважины, Па; N r
 rидравлическая мощность, найденная по рис.14.6;
L Рт
 rидравлические потери в бурильных трубах, УБТ и бурильных
замках.


150


"-
:'\."-

'?


140


120


'@' 100
:s:


3- 80
ф
о 60
..;..
.....
::Е

 40
с::

,
Q..
20


040


90


140 190 240 290 340 390 440 490 540 640


Минимально необходимая пщравлическая мощность N rnu .. кВт


Рис. 14.6.
Зависимость между минимально необходимой rидравлической мощностью на забое и
удельной осевой наrpузкой, частотой вращения при роторном бурении rидромониторны

ми шарошечными долотами с симметричной схемой промывки.
Числа у кривых указывают диаметр долота в мм.


При бурении rзд


< { Рнм
 LPm
 LP"
 Рц.с
 Рз.д.
Рд

Рпред.


(14.61)


rде Рз.д
 перепад давления в забойном двиraтеле, Па, при турбинном
бурении


485




Рта6ЛР6.рQ2
Рз.д == Q 2'
Рma6л та6л


(14.62)


rде Ртабл
 перепад давлений при расходе Qтабл буровоrо раствора с плот

ностью Ртабл, Па.
При отсутствии опытных данных, объемную скорость утечек (в
мЗ/с) через уплотнительный узел вала rзд можно вычислить по эмпи

рической формуле [10]


( ) 2.73
Qy == 610

P6.P


(14.63)


для реализации перепада давлений РД в долоте при бурении с rзд
необходимы насадки с площадью выходных сечений (м 2 )


f.,
 Q
Qy
РБР .
PIl 2Рд


(14.64)


По величинеfн из табл 11.2 [1], или 6.12 [5] устанавливают диаметр
и число насадок rидромониторных долот.
Перепад давления в промывочных насадках буровых долот можно
рассчитать по формуле


Рд == P6.pQ2 / 2p;J: 2 .


(14.65)


в формулах (14.64) и (14.65) рн
 коэффициент расхода, зависящий
от конфиrypации насадки, отношения длины проходноrо канала к диа

метру и числа Рейнольдса; при приближенных расчетах принимают для
обычных долот /ltFO,64...;-.0,7,
а для rидромониторных долот с более совершенной конфиrураци

ей входноrо участка ph==0,9...;-.0,95; fн
 площадь выходных сечений Haca

док, м 2 ; Q
 в мЗ/с.
для обеспечения циркуляции буровоrо раствора в заданном коли

честве насос должен развивать давление, которое складывается из cyм

мы потерь давления (в Па) на всех участках циркуляционной системы


РХ==Рт +Рк +Рб.з +Рк.б.з +Рч.с+Рз.д+Рд.'
486


(14.66)




Ниже приведены примеры расчета rидравлических потерь давле

ния при бурении скважин роторным (пример 14.6) и турбинным (при

мер 14.7) способами бурения. При решении примера 14.7 использована
методика, изложенная в учебнике Е.r.Леонова и В.И.Исаева [8].


Пример 14.6 . Вычислить rидравлические потери давления при бу

рении скважины роторным способом rлубиной 3000 м с промывкой
rлинистым раствором для следующих условий: в скважину до rлубины
1700 м спущена обсадная колонна наружным диаметром D oK ==224 мм и
средним внутренним диаметром do.1C ==220мм; ниже скважина бурилась
долотами диаметром D== 190,5 мм; по данным кавернометрии средний
диаметр открытоrо ствола Dc ==205 мм; бурильная колонна включает
УБТС
 146 длиной /у== 180 м и внутренним диаметром d B . y ==68 мм, сталь

ные бурильные трубы ТБВК диаметром 114,3 мм (внутренний диаметр
d б . т ==94,3 мм, наименьший внутренний диаметр высаженных концов 76
мм; бурильный замок ЗУК
146 диаметром d з ==146 мм (наименьший
внутренний диаметр d в . б . з ==82 мм); ведущую трубу 112х112 мм с диамет

ром проходноrо канала 74 мм, средняя длина одной трубы 12 м; стояк
диаметром 114 мм; буровой рукав диаметром проходноrо канала 90 мм
и короткий наrнетательный трубопровод диаметром 114 мм от стояка
до буровых насосов; реолоrические характеристики буровоrо раствора:
Р ==1160 кr/M 3 ' п==12 Па'с' 1i ==6 Па' Р ежим б ур ения Р ==180 КИ' п == 70
б.р , ., , о, д,
мин
l; Q==18 л/с.
Решение. Скорость течения в участках циркуляционной системы
при Q==18 л/с по формуле (14.8а)
в кольцевом пространстве между скважиной и УБТ
V e ==18.10
3 / 3,14 (0,2052
0,1462)==1,11M/c;
4


в кольцевом пространстве между скважиной и бурильными
трубами
V e ==18.10
3 / 3,14 (0,2052
0,1142)==0,79M/C;
4


в бурильных трубах
v.
 18.10
3 { 3
4 0.0943' )
 2,58м1с;


487




вУБТ


V.
 18.1O
3 { 3
4 0.68' )
4.95 м!с;


в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильны

ми трубами


V e == 18 .10
3 / 3,14 (0,2202
0,114 2)== 0,64 м/с.
4


Число Хедстрема из выражений (14.56) и (14.57) в бурильных тpy



бах


Не==6' 1 160'0,094з2/[(12' 10
3)]2==429 804;


вУБТ


He==6'1160'0,0682/[(12'10
3)]2==223 493;


в кольцевом пространстве между скважиной и УБТ


Не==6'1 160(0,205
0,146i/[(12'10
3)]2==168 248;


в кольцевом пространстве между скважиной и бурильными труба



ми.


Не к == 6.1160(0,205
0,114Y /[(12 '10
3)] 2== 400248;


в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильны

ми трубами


He k ==6.1160(0,220
0,114Y /[(12'10
3)]2==543073;


Критическое число Рейнольдса из уравнения (14.55) для cooтвeт

ствующих участков циркуляционной системы:


Re ==7 3'429 8040,58+2100==15 609'
кр , ,


488




Reкp==7,3'223 49з°,58+2100==11 344;
Reкp==7,3 .168 248°,58+2100==9941;
Reкp==7,3'400 248°,58+2100==15062;
Reкp==7,3'543 07з°,58+2100==17 572.
Критическая скорость течения для всех участков циркуляционной
системы из выражений (14.58) и (14.59):


Yкp==12'10
3'15 609/(1160.0,0943)==1,71 м!с;
v ==12.10
3.11 344/ ( 1160'0068 )== 1 73 м!с.
кр " ,
(vK)кp==12'10
3'9941/[(l160(0,205
0,146)]==1,74 м/с;
(YK)кp==12'10
3'15 062/[(1160(0,205
0,114)]==1,71 м/с;
(YK)кp==12'10
3'17 572/[(1160(0,220
0,114)]==1,71 м/с;


Поскольку Ув>Укр, режим течения в бурильной колонне турбулент

ный, а в кольцевом пространстве, rде Ув«Ук)кр,
 ламинарный.
rидравлические потери На различных участках циркуляционной
системы:


в бурильных трубах по формулам (14.43), (14.49) и (14.39)
Reкp==2,58'0,0943 1160/(12'10
3)==23 518,
Л) ==0,3164/23 518°,25==0,0255,
рт==0,0255.1160'2820'2,58 2 /(2.0,0943)==2,94 МПа;


вУБТ


Re==4,95.0,068 1160/(12'10
3)==32 538,
1..)==0,3164/32 5380,25==0,0235,
Ру==0,0235'1160.180'4,95 2 /(2.0,068)==0,88 МПа;


в кольцевом пространстве между скважиной и УБТ [см.формулы
(14.47), (14.45)]
Seп == 6(0,205
OJ46) == 26,5;
k 12.10
3 .1.11
== 4.6.180 == О 13 МПа
Pk 0.55(0,205
0.146)' ,


rде Рк==0,55 (см.рис.14.4, кривая 2);


489




в кольцевом пространстве между скважиной и бурильными
трубами


Seп == 6(0,205
0.114)
 55487
k 12.10
3 .0,82 "
rде fЗк==0,68 (см.рис.14.4);


== 4.6.1120 == 045 МПа
Рк 0,68 ( 0,205
0.114 ) ' ,


в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильны

ми трубами


Seп == 6(0,220
0,114) == 87
k 12.10
3 .0,61 .

 4.6.1700 ==052МПа
PI< 0,74 (0 ,22
0,114 ) ' ,
rде fЗк == 0,74 (см.рис.14.4).


Потери давления в бурильных замках по формулам (14.50) и
(14.52)


Рз == 0,5.0,094з4.1160.235.2,582 /0,0764 == 2.15 МПа,
rде число замков i з ==2820/12==235.


Потери давления в сужениях кольцевоrо пространства бурильны

ми замками по уравнениям (14.51) и (14.53)


Рк.6.з==0,5'0,29'1160'235'0,82 2 ==О,026 МПа,


( 2 2 J 2
rде r == 2 0,205
0.1 14 1 == 029
'=' 0,2052
 0.1 462 "


Т.е Рк.6.з пренебрежимо малы.
Потери давления в элементах наземной обвязки по формуле (14.54)
с учетом табл. 1 [1]


490




Рц.с==(3,4+ 1,2+0,43+ 1,8)105.1160'(18'10
3)2==0,25 МПа.


Поскольку


Р уд nID д ==180'103'701O,1905==66 МН'об/(м.мин),


rидравлическая мощность на забое соrласно rpафику рис.14.6
должна быть Nд
165 кВт.
Перепад давления в насадках по формуле (14.60)


25
(2,94+0,88+ 2, 15)
(0, lЗ+0,45+О,52}-0,25==== 17, 7 МПа
д[ 165'103/( 18.1 O

3)]==
==9 МПа;


с учетом Рпре,?1 3 МПа ориентировочно принимаем Рд';::; l1МПа.
Суммарная площадь выходных сечений насадок долот, необходи

мая для реализации перепада Рд==11 МПа при Q==18 Л/С и Qy==O, по фор

муле (14.64)


18 .10
3
fH == 09
,


1160 6 == 145 M
.
2.11.10


Зная !Н, можно по таБЛ.ll.2 [1] подобрать число и диаметр насадок,
суммарная площадь которых близка расчетной !н==145 м
.Выбираем
две насадки с диаметром каналов 1 О мм.
Средняя скорость истечения буровоrо раствора из долотных Haca



док


vд==Q/fн==18'10
3(l45'10
6)==124 м!с.


Потери давления на всех участках циркуляционной системы:


p
==2,94+0,88+0, 1 3+0,45+0,52+2,15+0,25+ 12,5== 19,82 МПа.


Пример 14.7 . Исходные данные для расчета:
rлубина бурения скважины L, м
rлубина залеrания кровли пласта с максимальным rpадиентом
пластовоrо давления L K , м
Пластовое давление в пласте с максимальным rpадиентом пла

cтoBoro давления Рrш, МПа


3000


2970


33,2
491




rлубина залеraния подошвы пласта с минимальным rpадиен

том rидроразрыва L п , м
Давление rидроразрыва (поrлощения) Pr, МПа
ПЛотность разбуриваемых пород р, кr/M 3
Механическая скорость бурения V M , м/с
Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, Мр,
Н.м
Минимальная скорость подъема жидкости в затрубном про

странстве, обеспечивающая вынос шлама, V K , м!с
Реолоrические свойства жидкости:
динамическое напряжение сдвиrа 1'0, Па
пластическая вязкость '1, Ла.с
Тип буровоrо насоса


Число буровых насосов
Диаметр скважины Dc. м
УБТ:
длина 1, м
наружный диаметр d H , м
внутренний диаметр d и , м
ТБПВ:
ДJIина 1, м
наружный диаметр d H , м
внутренний диаметр d и , м
наружный диаметр замковоrо соединения d M , м
У словный размер стояка, мм
Диаметр проходноrо сечения, мм:
буровоrо рукава
вертлюrа
ведущей трубы


2720
43
2410
0,015
1450


0,85


20
0,027
УНБТ
950 А
1
0,225


70
0,146
0,075


2900
0,127
0,107
0,170
140


102
75
40


Решение. Поскольку применяется турбинный способ бурения,
примем в формуле (14.8. б) коэффициент а равным 0,65 м/с. Исходя из
условий всасывания, коэффициент наполнения т н возьмем равным 0,9.
Определяем расход промывочной жидкости из условия выноса
шлама при минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны
d H ==0,127 м и заданной скорости подъема жидкости в затрубном про

странстве u K ==0,85 м!с по формуле (l4.8,a):


492




Q == 3.14 (0,2252
0.1272
,82 == 0,0222м 3 /с.
4


Определяем расход промывочной жидкости из условия очистки
забоя скважины (14.8, б):


Q == а п d 2 == О 65 3.1 4 02252 == 00258 м 3 /с.
4 с ' 4' ,


По наибольшему значению Q==0,0258 м 3 /с выбираем диаметр BТY

лок буровоrо насоса УНБТ
950А 160мм. (см. Справочник «Буровое об<r
рудование» т.l табл.l,6 стр.43) обеспечивающих при частоте 100 ходов
поршня в минуту идеальную подачу 0,0291 м 3 /с. Тоrда подача одноrо
насоса (п==l) при коэффициенте наполнения т н ==0,9 составит


Q==nmHQH== 1,0.0,9'0,0291 ==0,0262 м 3 /с.


Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, полу

ченных выше по формулам (14.8,а) и (14.8,б). Тоrда минимальная CKO

рость жидкости В кольцевом канале за ТБПВ


v == 4Q
 4.0,0262 == 0967 м/с
к.n. n (d 2
d2 ) 314 (0 2252
o 1272 ) ' .
с н " ,


Определяем плотность промывочной жидкости, исходя из условия
создания противодавления, препятствующеrо притоку в скважину пла

cтoBoro флюида, по формуле:


== k Рпл == 1 07 33,2.106 == 1219 кr/M 3 '
Р Р L ' 981.2970 '
g 'k '


rде К р ==0,7 коэффициент резерва при М р ==3,5 МПа.


р == Р ПЛ + ы;, == 33,2.106 + 3,5 .106 == 1274К2/ мз .
gLI( 9,81.2970


в дальнейших расчетах примем р==1219 кr/M 3 .


493




По табл.3.1 справочника «Буровое оборудование» т.2, 2003 выби

раем турбобур типа ЗТСШ
195ТЛ, который имеет тормозной момент
M m ==2960 Н'М при номинальном расходе Qm==0,040 М З /с И перепаде дaB

ления дР m==3,0 МПа. Длина турбобура /т==30 м, наружный диаметр
d T ==0,195 м.
Проверяем, Дает ли выбранный турбобур при расходе Q крутящий
момент, необходимый для разрушения породы по соотношению:


М == М == pQ2 == 2960 1219.0,02622
 1548 Н'м.
т тн PCQ
H 1000.0,0402


Здесь M m , Ре, Qm
 справочные данные турбобура (тормозной M

мент на валу турбобура, плотность и расход жидкости).
Полученный момент М Т превышает заданный, необходимый для
разрушения породы М р == 1450 Н'м. Следовательно, мы можем использ

вать этот турбобур и втулки диаметром 160 мм насоса УНБТ
950A.
Критическая плотность промывочной жидкости, при которой M

жет произойти rидроразрыв наиболее слабоrо из пластов, слаraющих
разбуриваемый интервал, определяется по формуле:





)L1pK_п)
(1
y )ршgLп
р< ,
ygL п


(14.67)


rдe r
 Q ;( : V ND; + Q)
 содержание ЖЦДКОСТИ в uшаМОЖИДКОСТНQМ
потоке без учета относительных скоростей; Pr
 давление rидроразрьmа
(поrлощения) пласта, Па; Е(д]Jк.п
 потери давления при движении пр

мывочной жидкости В затрубном пространстве на пути от подошвы pac

сматриваемоro пласта до устья скважины, Па; Рш
 плотность шлама,
кr/м З ; Ln
 rлубина залеrания подошвы рассматриваемоrо пласта от
устья, м; V M
 механическая скорость бурения, м/с.
Значение <р определяем по заданной скорости механическоrо буре

ния vM
0,015 М!С и принятому расходу Q==0,0279 мЗ/с:


q>== Q
п

vMd: +Q
4


0,0262 == О 977
3,14 0.0 15 .0,2252 + 0.0262 ' .
4


494




Отсюда леrко найти содержание шлама в промывочной жидкости:
1
<p== 1
0,977==0,023.
для определения величины Е(дрк.п) вычислим линейные и местные
потери давления в затрубном пространстве до rлубины залеrания п

дошвы слабоrо ПЛаста. Определяем критическое значение числа Рей

нольдса промывочной жидкости Reкp, при котором происходит переход
от CТPYКTypHoro режима к турбулентному, по формуле для течения в
кольцевом канале:
за ТБПВ


[ l ) 2 ] 0.58
Reкp == 2100+ 7,3 1219\0,225

127 20 == 13509;
0,027


за УБТ
[ ( ) 2 ] 0.58
Reкp == 2100+ 7,3 1219 0,225

,146 20 == 10985;
0,027


за турбобуром
[ ( ) 2 ] O

Reкp == 2100+ 7,3 1219 0,225
0;195 20 == 4990.
0,027


Действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в коль

цевом пространстве
за ТБПВ
Re == 4.0,0262.1219
 4560'
кп 3,14(0,225 + 0,127 )) ,027 '


за УБТ
Re == 4.0,0262.1219 ==4330.
кп 3,14(0,225+0,146 )) ,027 '


за турбобуром
Re Kп == 4.0,0262.1219 ==3820.
3,1 4(0 ,225 + 0,195 )),027


495




Полученные значения Rе кп <Reкp, следовательно движение жидк

сти везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме. Оп

ределим числа CeH
BeHaHa по формуле:
за ТБПВ


s == 3,14.20(O,225
0,127)2(O,225+0,127) == 75'
кn 4.0,0262.0,027 '


за УБТ


s == 3,14.20(O,225
OД46Y(O,225+0Д46) ==487"
кn 4.0,0262.0,027 ' ,


за турбобуром


s == 3Д4.20(O,225
OД95Y(O,225+0,195)
 7 03'
1m 4.0,0262.0,027 ' ,


По кривой 2 рис.14.4 определяем параметр Д: для течения жидк

сти в кольцевом канале за ТБПВ Дкр==0,72 за УБТ
 0,65; за турбобуром

0,33.
Потери давления по ддине кольцевоrо пространства на участке за
ТБПВ дО rлубины слабоrо пласта по формуле:
Фкn == 4r i
 4.20.2620 == 2,97 МПа.
f3K_n(D c
d) O,72(O,225
0,127)


Здесь ДКП
 коэффициент значения Koтoporo определены по rpафи

ку рис. 14.4.
Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве оп

ределяем соrласно исходным данным, /т== 12 м, dи==О, 170 м,
( 2 2 J 2
L1p == 2620 0,225
0,127 1 1219.0,9672 ==0,079 МПа'
мк 12 0,2252
 0,1702 '


на участке за УБТ
л'" == 4.20.70
 ОI09МПа'

кп o,65(o,225
0,146 ) ' ,
496




за турбобуром
Лп = 4.20.30
 0242МПа
L>f/Kn 0,33(0,225
OJ95)' .


Суммируя значения ДРКП, получим Е(Дрк.п), необходимую для BЫ

числения Ркр из условия (14.67):


Е(ДРк.п)==2,97+0,079+О, 109+0,242==3,4 МПа.


Определяем Ркр по формуле (14.67):


= 43.106
3,4.106
(1
0,977)2400.9,81.2720 =1309кr/м З .
Ркр 0,977.9,81.2720


Полученное значение Ркр больше принятоrо р==1219 кr/м З , условие
недопущения rидроразрьmа пластов выполняется.
Вычисляем потери давления внутри бурильных труб. для этоrо
определяем значения критических чисел Рейнольдса в бурильной K

лонне для течения жидкости:
в ТБПВ


( 2 )


Reкp = 2100+ 7,3 1219'OJO
 .20 = 14733;
0,027


вУБТ


( 2 ) O
8
Reкp =2100+7,3 1219.0,07
 .20 =10465.
0,027


Вычислим действительные числа Рейнольдса жидкости в трубах и
замковых соединениях, составляюших бурильную колонну
в ТБПВ


Re
 4.1219.0,0262
 14194'
т 3,14.0.107.0,027 '


497




вУБТ
Re = 4.1219.0.0262 =20091-
т 3,14.0,075.0.027 '


Движение жидкости в турбах происходит в структурном режиме
(Re<Reкp), а в УБТ режим течения турбулентный (Re> Reкp).
для определения потерь давления внутри ТБПВ предварительно
вычислим число CeH
BeHaHa


s = пTod
 = 3,14. 20.0,1073
 27,2.
т 41JQ 4.0,027.0,0262


По кривой 1 рис. 14.4. определяем параметр р; для течения жидко--
сти в канале ТБПВ p
0,68. Тоrда


ЩJт = 4то! = 4.20.2900 =3,2МПа.
fЗтdт 0,68.0,1 07


Коэффициент rидравлическоrо сопротивления А в УБТ:


{
 ) 0.25
А =0 1,46.3.10 +
 =0032.
т ' 0,075 20091 '


Потери давления внутри УБТ:


Лп = 0032 8.1219.0,02622.70 = 0,64 МПа.
L>f/m' 3,142.0,0755


Местными потерями давления в приваренных концах ТБПВ пре

небреraем.
Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле
(6.10.21), определив из таБЛ.ll.1 [1] значения коэффициентов


ac
I,I'105 м 4 , аш
0,3'105 м 4 , aB
0,9'105 м 4 , aK
7'105 м 4 ;



ро
(1,1+0,з+о,9+7,О)105'1219'0,02622
0,883 МПа.


498




Перепад давления в турбобуре
др ==30.106 1219.0,02622 ==157МПа.
т' 1000.0,0402'


Потери давления в кольцевом пространстве за ТБПВ ранее опреде

лены для участка длиной 2620 м. Пересчитаем это значение на полную
длину ТБПВ /==2900 м.


Лn == ДРкп 29ОО == 2,97.106 .2900
 3287МПа'
LJf/ кп 2620 2620 ' ,


Лn == ДРAlк 29ОО == 0,079.106 .2900 ==0087МПа.
LJf/ мк 2620 2620 '


Перепад давлений д[Jт будет:


ДРr==(l
<p )(Рш
р )gL=={1
0,977)(2400
 1219)-9,81'3000== 1,04 МПа.


Сумма потерь давления во всех элементах циркуляционной систе

мы за исключением потерь давления в долоте


Дp
Дpд==(3 ,2+0,64+3,287+0,109+0,242+0,087+0,778+ 1,57+ 1,04)-106== 1 0,95
МПа.


Приняв У д ==80 М!С. вычислим перепад давления в долоте


др == 1219.802 ==4,32 МПа.
д 2.0,952


Общие потери давления


р== 1 0,95+4,32== 15,27 МПа.


14.2.3. Расчет rидvодинамическоrо давления возникающеrо ПDи спvске
колонны с обvатным клапаном. Скорость течения буровоrо раствора в
кольцевом пространстве в этом случае вычисляется по формуле


499




Vэ==Vт ( К с + 2d; 2 ) '
Dc
dH


(14.68)


rде У т
 скорость перемещения труб, м/с; кс:::::О,5
 коэффициент, учиты

вающий наличие слоя растовра, движущеrося вместе с колонной.
Если Vэ<Vкр и режим течения ламинарный, то rидродинамическое
давление Prд можно рассчитать по формуле (14.45).
Неравенство Vэ<Vкр, характеризует также условие, оrpаничивающее
максимальную скорость спуска колонны.
Если Vэ>Vкр, то Рrд можно рассчитать по формуле (14.44).
Поскольку при спуске составной бурильной колонны в скважину
сложной конструкции скорость V э по длине скважины изменяется, Рrд
вычисляют отдельно для каждоrо интервала, а результаты суммируют.


Пример.14.8 . Воспользовавшись условием и решением примера
14.6, рассчитать rидродинамическое давление, возникающее в кольце

вом пространстве при спуске бурильной колонны с обратным клапаном.
Решение. Примем у т ==1,5 м/с, тоrда скорость течения буровоrо pa<r
твора в кольцевом пространстве между УБТ и скважиной по формуле
(14.68)


{ 0,1462 J
V э == 1, 0,5+ 2 2 == 1.54 м/с.
0,205
0,146


Для остальных участков циркуляционной системы аналоrично по

лучаем v э ==I,О м/с и v э ==I,3 м/с.
Критическая скорость (Ук)кр по формуле (14.59) для рассматривае

мых участков 1,74; 1,71 и 1,71 м/с (см. решение примера 14.6). Оценка
по критерию Укр показывает, что во всех трех интервалах ламинарный
режим будет обеспечен, если максимальная скорость спуска у т <1,71
м/с. Принимая у т ==1,7 м/с по формуле (14.47) число CeH
BeHaHa

Ильюшина для интервала между УБТ и скважиной


Sen == 6(0,205
0,146)
 17,3.
1( 12.10
3 .1,7


Аналоrично для остальных участков Sen K ==49,02 и Sen K ==31,2.


500




rидродинамическое давление из уравнения (14.45) для участка
между УБТ и скважиной



 4.6.180
 03 МПа
Рzд
 0,48(o,205
OJ46)' ,
rде Рк==0,48 (см.рис.14.4, кривая 2).
Путем аналоrичных расчетом для остальных участков имеем
Prд==0,45 МПа и Рrд==0,65 МПа.
Суммарное rидродинамическое давление в кольцевом пространст

ве при спуске бурильной колонны с обратным клапаном



Рrд==0,30+0,45+0,65== 1,40 МПа.


Список литературы


1. .raIщжумян.Р.А., Калинин A.r., Никитин Б.А.Инженерные pac

четы при бурении rлубоких скважин.
 М.. Недра 2000.
2. ryкacoB Н.А. Прикладная rидродинамика в бурении.М., Недра,
1999.
3. Запевалов И.А., Бухалов В.М. Потери давления в кольцевом
пространстве при бурении снарядами ССК и промывке водой. Л.,
ВИТР. 1975, N!! 97, c.8
14.
4. Ивачев Л.М. Промывка, тампонирование rеолоrоразведочных
скважин. Справочное пособие
 М., Недра, 1989.
5. Калинин A.r., rанджумян Р.А., Мессер A.r. Справочник инже

нера
технолоrа по бурению rлубоких скважин М., Недра, 2005
6. Кудряшов Б.Б., Яковлев А.М. Бурение скважин в осложненных
условиях.
 М.: Недра, 1987.
7. Леонов E.r., Исаев В.И. rидравлические расчеты промывки
аэрированными жидкостями скважин при бурении. М., изд.минхиrп
им.и.м.rубкин.1980.
8. Леонов E.r., Исаев В.М. rидроаэромеханика в бурении. М.,
Недра, 1987.
9. Маковей Н.rидравлика бурения. М., Недра, 1986.
10. Методика подбора диаметров насадок и rидромониторных д

лот с учетом rлубины скважины и параметров наземноrо оборудования
М., ВНИИБТ, 1976.
11. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды
в бурении. М., Недра, 1989.


501




12. Сердюк Н.И., Куликов В.В., TyнryCOB А.Ф и др. Бурение cквa

жин различноrо назначения М., PIТPY, 2006.
13. Соловьев Е.М.Задачник по заканчиванию скважин.
Учеб.пособие для вузов
 М.,Недра, 1989.
14. Филатов Б.С. rидродинамика буровых растворов и тампонаж

ных смесей. В ки.: Справочник инженера по бурению под ред.
В.И.Мищевича и Н.А.Сидорова. Т.l М.Недра. 1973.
15. Шищенко Р.И., Есьман Б.И., Практическая rидравлика в буре

нии. М., Недра. 1966.
16. Ясов B.r. Расчет потерь давления при промывке разведочных
скважин
 «Разведка и охрана недр», 1972, N28.


502


.






15. Расчет парамеТРО8 потока rазообразноrо areHTa


15.1.0пределение расхода воздуха


Очистку забоя скважины rазообразными аrентами целесообразно
применять в районах распространения мноrолетней мерзлоты, в без

водных, пустынных и высокоrорных районах, а также при бурении раз

резов (при отсутствии водопритоков В них), сложенных нелипкими и
несыпучими породами, устойчивыми и пучащимися под влиянием про--
мывочной жидкости.
В практике бурения для продувки скважин Moryт быть использо--
ваны сжатый воздух, естественный rаз, выхлопные rазы двиrателей
внутреннеrо сrорания и пены. Обладая малой вязкостью и плотностью,
rазообразные аrенты позволяют сравнительно леrко создавать высокие
скорости движения воздуха по сравнению с промывочными аrентами,
что является важнейшей функцией продувки.
Процесс движения rазообразной среды в циркуляционной системе
скважины со значительными перепадами давления принципиально OT

личается от процесса движения несжимаемой жидкости (буровоrо pac

твора). Поэтому расчетные соотношения, приведенные в предьщущем
разделе, не приrодны для расчетов продувки.
При нормальных атмосферных условиях (рк==ро==9,В.10 4 Па;
т 'f.== Т о ==273 К), объемный расход воздуха вычисляется по формуле (в
м/мин)


Qo == : (D;
d2 )'V Э .60, (15.1)
rде Dc и d
 соответственно диаметры скважины и бурильных труб, м; v э

 эквивалентная скорость восходящеrо потока воздуха,


Vэ==Vв.ч+U, (15.2)
V в . ч
 скорость витания частиц, u
CKOpOCТЪ выноса выбуренной по--
роды, принимаемая равной и==0,2 V в . ч откуда


v э ::::v в . ч +О,2 V в . ч


(15.3)


При бурении rеолоrоразведочных скважин расход воздуха (в
м 3 /мин) определяют по формуле


503




Q == к 'Л 4 ( п с 2
d2 \

JV (15.1а)
rде К
 коэффициент, учитывающий неравномерность скорости потока
по стволу из
за местной повышенной разработки, наличия каверн и BO

допритоков В скважину (К == 1,3...;-.1,5); пс
 диаметр скважины с учетом ее
разработки, м; d
 диаметр бурильных труб, м.
Ориентировочно скорость восходящеrо потока воздуха (rаза) при

нимают в следующих пределах: при бурении твердосплавными KOpOH

ками 10
12 м!с; при алмазном бурении 15
18 м/с. для бурения сплош

ным забоем в условиях «cYxoro» разреза скважины большинство отече

ственных и зарубежных исследователей при расчетах принимают vэ==15

25 м/с.
Скорость витания определяется по формуле Ритrинrера


v в . ч == .J 4g /3k c .J Рпdч / Ро, (15.4)
rде d ч
 диаметр наибольших частиц шлама, подлежащих выносу.
Шлам, вынесенный на поверхность при бурении с продувкой в oc

новном является пылевидным, а частицы размером более 3
5 мм имеют
призматическую форму, что обеспечивает их транспортирование. По
данным американских специалистов для частиц призматической формы
kc составляет 0,805 (песчаник) и 1,40 (известняк).
Диаметр наиболее крупных частиц породы для турбулентноrо их
обтекания


d ч = v; 3kc Ро .
4g Рп
 Ро


(15.5)


На больших rлубинах давление и, следовательно, плотность возду

ха возрастают, поэтому объемный расход воздуха, достаточный для
транспортирования шлама из наиболее трудных условий (на забое, или
непосредственно над УБТ), определяется из выражения


Q==QOkl (15.6)
rде k 1
 коэффициент, учитывающий уменьшение подъемной силы BOC

ходящеrо потока воздуха в зависимости от rлубины скважины, вследст

вие потерь давления в кольцевом пространстве.
Значения коэффициента k 1 (при rеолоrоразведочном бурении) ори

ентировочно Moryт быть принять по данным табл. 15.1 или рассчитаны
по формуле
504




k} == .J Рз / Ру;


(15.7)


Рз, ру
 давление воздуха на забое и устье скважины.
В условиях малых и средних водопритоков Q необходимо увели

чить (по сравнению с расчетным для «cyxoro» разреза) на 20--50%.
Бурение разведочных скважин с отбором керна и продувкой воз

можно И при подаче воздуха значительно меньше расчетной. При этом
шлам из скважиныI удаляют при помощи шламовых труб. Необходимую
минимальную подачу воздуха в этом случае рассчитывают по зазору
между стенками скважины и колонковой и шламовой труб.
для расчета расхода воздуха за рубежом используется методика
Энджела, соrласно которой


Q==Qo+kv"L,


(15.8)


rде Qo
 расход воздуха без учета влияния rлубины скважины L и Mexa

нической скорости бурения (в м 3 /мин); k vм
 поправочный коэффициент,
учитывающий увеличение расхода воздуха в зависимости от VM' диа

метра скважины и бурильных труб.
Величины Qo и k vм находятся из табл. ХХII.I0 стр 237 [14].


Таблица 15.1


о.. о Коэффициент при rлубине скважин, м
t :g t...

 :g s
*
Ф
 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
о

 >:S:


с,)


 Е--< О
с,)

 = с,)
,.Q

о.. ;>. = t ro
t о.. ,.Q
:g ro r=: о :.:
ro = :S: 0..0
:s:
 о.. о Е--<

,.Q;>' :.: о
=1.0 U t::
94/50 10
15 1,06 1,08 1,08 1,09 1,11 1,13 1,15 1,17 1,18
114/50 10
15 1,05 1,07 1,10 1,11 1,14 1,16 1,18 1,2 1,22
134/63,5 10
15 1,04 1,06 1,08 1,1 1,12 1,14 1,15 1,17 1,19
154/63,5 10
15 1,03 1,05 1,07 1,08 1,1 1,11 1,13 1,15 1,16


Значения коэффициента k j


Пример 15.1 . Найти диаметр наиболее крупных частиц шлама сфе

рической формы для следующих условий: v э ==16 м/с;рп==2600 кr/M 3 .
Решение . Приняв k c ==0,5 по формуле (15.5)


505




d ==162 3.05 1,21 ==000455м==455мм
ч 4.9,812600
1,21' ,


Пример 15.2. Определить расход воздуха для следующих условий:
диаметр скважины п с ==200 .мм; rлубина скважины L==2440 м; диаметр
бурильных труб d==89 мм; рп==2600 кr/м З ; Ро==I,21 кr/м З (приро==О,1 МПа
и Т о ==300 К); диаметр наибольших частиц шлама призматической фор

мы d ч ==4 мм; давление воздуха на забое скважины рз==0,3 МПа.
Решение . Приняв kc
,8, по формуле (15.4) определим скорость ви

тания частиц пшама


V вЧ ==


2600.5.1 0
3 == 11,8 м/с.
1,21


Из выражения (15.2)
v э == 11 ,8+0,2'11 ,8:::::14,2 м/с.


По формуле (15.7)


k== .J 0,3 /0.1 == 1.73.


Необходимый расход воздуха из выражений (15.1) и (15.6)


Q == 3.1 4 (0,2 2
 0,089 2) 4,2.60.1.73 == 37 мЗ/мин.
4


Таким образом для бурения данной скважины необходим компрес

сор с подачей 40
 /мин.


Пример.15.з. для условий предыдущеrо примера вычислить необ

ходимый расход воздуха, если средняя механическая скорость бурения
составила v M ==18 м/ч.
Решение. По таБЛ.15.2 находим Qo==22,6
/мин; k vм ==6,73. Тоrда по
формуле (15.8)


Q==22,6+6,73.2,Ф=38,7 мЗ/мин.
Величина Q==38,7 мЗ/мин весьма близка полученной в предыдущем
примере.
506




Пример 15.4 . Определить расход воздуха для бурения скважины
rлубиной L==300 м,
диаметром п с ==0,134 м твердосплавными коронками и бурильными
трубами 6з,5'10
Зм при скорости восходящеrо потока воздуха v B ==15 м/с.
Интенсивность водопритоков средняя.
Решение . Требуемое количество воздуха определим по формуле
(l5.1,a)
Поскольку интенсивность водопритоков средняя, примем k==1,5.
Тоrда
Qo==1,5' 3,14 (0,1342
0,06352)'60'15==14,8 м 3 /мин.
4


Из таБЛ.15.1 находим k.==1,06.
Тоrда по формуле (15.6)
Q==14,8'1,06;::::15,7 м 3 /мин.


15.2. Расчет аэродинамических сопротивлений (потерь дaB

ления) в циркуляционной системе при бурении с продувкой в
«сухих» разрезах


Наиболее приемлемой методикой расчета потерь давления в цир

куляционной системе для колонковоrо бурения в отечественной прак

тике является методика, предложенная Н.С.Макуриным и
Б.С.Филатовым [11]. При расчетах для бурения сплошным забоем из
за
наличия большоrо количества выбуренной породы (особенно при BЫCO

ких механических скоростях бурения рекомендуется пользоваться Me

тодиками, [6], предложенными Б.Б.Кудряшовым [6], Е.r.Леоновым и
В.И.Исаевым [9]. для различных участков циркуляционной системы
можно Б.Б.Кудряшов рекомендует упрощенные формулы, удобные при
инженерных расчетах:
для rоризонтальноrо потока в выкидной линии и rоризонтальных
участках поверхностной обвязки при условии, что на указанных участ

ках смонтировано специальное оборудование (шламоуловитель, венти

лятор)



 2 ( \1 G 2 RI;;p .
Рн.п.о
 Рк + 1+kzJl.y..
1,


(15.9)


507




для восходящ еrо потока в кольцевом пространстве
Jp; +
G21 + рк Ы
Рн_к == 1
(1 + 1l1)b1 ..


(15.10)


для нисходящеrо потока по бурильным трубам и УБТ
J p; +ЙIG2(1+lэ)
 рк Ы
р ==
нm I+Ы '


(15.11)


rде Gl, й2, и Ь
 сокращающие обозначения, рассчитываемые по сле

дующим уравнениям:


RТ, с'Р :1 RТ, с'Р Ь g szп а
Gl ==
 d1Sl2 .. й2 == "2 (D
 d 2 )si .. == 2R
cp .


(15.12)


в приведенных формулах Р к
 давление в конце расчетноrо участ

ка (для каждоrо последующеrо этапа расчета конечное давление при

нимают равным начальному давлению предыдущеrо этапа) с постоян

ным поперечным сечением в Па; k r
 безразмерный коэффициент rac

терштадта, определяемый в зависимости от вида породоразрушающеrо
инструмента: для шарошечных и лопастных долот k r ==I,5+2,0; для ал

мазных коронок и долот k r ==0,5+ 1,0 для твердосплавных коронок
k r ==I+I,5 (значение k r в указанных пределах нужно принимать тем
больше, чем мяrче порода и крупнее шла м); #1
 расходная Koнцeнтpa

ция выбуренной породы в потоке воздуха; 1
 текущая координата для
нисходящеrо
 от забоя к устью; L э
 эквивалентная длина канала бу

рильной колоны, потери давления на которой равны потерям давления
на преодоление местных сопротивлений в бурильной колонне длиной 1,
м; А
 безразмерный коэффициент аэродинамическоrо сопротивления; G

 массовый расход rазообразных аrентов, кr/c; R
 rазовая постоянная,
для воздуха нормальной плотности R==287,4 ДЖ (кr'K); Тер
 средняя
температура в циркуляционной системе скважины в К; D э
 эквива

лентный диаметр канала потока (для крyrлоrо канала равный ero диа

метру; для кольцевоrо
 разности диаметров скважины Dc и наружноrо
диаметр бурильных труб d и в м; S
 площадь сечения канала потока в
м 2 ; а
 yrол наклона скважины к rоризонту, rpaдycax.
Расходная концентрация выбуренной породыI в потоке воздуха
#l==G,/G, (15.13)
rде G п
 масса породыI, выносимая с забоя (кr/ч):


508




G п ==(1d4). п
 'pn'VM;


(15.14)


при бурении с отбором керна

 п ( 2 В К 2 )
Gп

 пс

dK РпVм
4 100
rде В К
 выход керна в %; d K
 диаметр керна, м; G
 массовый расход
воздуха, в кr/c


(15.15)


G==PoQrlRTcp


(15.16)


rде РО
 атмосферное давлении в Па; Qo
 объемный расход воздуха,
приведенный к нормальным условиям, м 3 /с.
Действительная концентрация выбуренной породы в потоке
воздуха


Р.==Р/[;], (15.17)
rде [;)
 коэффициент проскальзывания воздуха относительно выбурен

ной породы, принимаемый для практических расчетов [;}==0,5 [6].
Коэффициент аэродинамическоrо сопротивления для любоrо уча

стка может быть определен по формуле Веймаута


А ==0,009407/ ifD:


(15.18)


Средняя температура потока воздуха на заданной rлубине (в К)
T cp ==1'y+gradТL/2, (15.19)
rде Ту
 температура потока в кольцевом пространстве на устье скважи

ны в К; gradT
 reотермический rpадиент в ОС/м.
Эквивалентную ДJIИНУ замковых соединений по отношению к бу

рильным трубам определяют из выражения
lэ==dвпЗ(:
/А. (15.20)
rде п зс
 число замковых соединений в колонне;

 коэффициент Mecт

ных сопротивлений, определяемый по формуле Борд
Карно




k.[(
:)'
T


(15.21)


rде k K
 опытный коэффициент, учитывающий особенности конфиrура

ции проходноrо отверстия: "к-z2 для муфтово
замковых соединений и


509




k K ==I,5 для приварных замков; d o
 наименьший диаметр проходноrо
сечения в соединении.
Потери давления в долоте можно учитывать по опытным данным и
соrласно ряда авторов принимаются равныIии ро==О, 11 МПа.


Пример 15.4. Определить давление воздуха на компрессоре при
бурении вертикальной скважиныI диаметром п с ==200 мм и rлубиной
L== 1840 м в необводненных породах плотностью рп==2680 кr/M 3 для сле

дующих условий: наружныIй диаметр бурильных труб d п == 1 О 1,6 мм;
внyrpенний диаметр d B ==83,6 мм; число соединений
149; замковые co

единения ЗШ
 113 с минимальным проходныIM отверстием диаметром
d o ==71 мм; УБТС2
 120 внутреннеrо диаметра dвy==64 мм ДJIиной lу==90
м; бурение ведется трехшарошечными долотами; механическая CK

рость бурения v M ==17,3 м/ч; расход воздуха Q==30 м 3 /мин; температура
воздуха на устье Т у ==300 К; rеотермический rpадиент gradT==O,OI ОС/м;
атмосферное давление ро==9,8'10 4 Па; потери давления в обвязке HarHeтa

тельной линии составляют 0,2 МПа.
Решение. Потерями давления на выкидной линии в связи с oтcyт

ствием шламоуловителя пренебреraем.
для определения потерь давления сначала найдем значения неиз

вестных величин, входящих в формулы (15.10) и (15.11).
Средняя температура потока воздуха по формуле (15.19).


Т ср ==300+0,01'300'1840/2==309,2к.


Массовый расход воздуха из выражения (15.16)


G== 9,8.30.104 =0,56 кr/c.
287,4.309,2.60


Эквивалентный диаметр кольцевоrо пространства над УБТ


Dэ==0,200
0, 1 016==0,0984.


Коэффициент аэродинамических сопротивлений для кольцевоrо
пространства над УБТ [см. формулу (15.18)]
л==0,0О9407/
0,0984 ==0,02037.
ПЛощадь кольцевоrо пространства
S==3, 14/4-(0,22
o, 1 О 162)==0,0233
==2з,3'1 0
3 м 2 .
510




Величины а и Ь расчетноrо участка кольцевоrо пространства над
УБТ из выражений (15.12)


а 2 ==0,02037 0,562 .287.4.309,2
 33.106;
9,81. 0,0984. (2з,3'10
3)
Ь==(1/2) 287,4 309,5==5,7 10
6.


Расходная концентрация выбуренной породы в потоке воздуха JL 1,
из выражения (15.13)
== 0,785.0,22 .2680.17,3 == О 722.
J11 3600.0,56 '


Действительная концентрация выбуренной породы в потоке
воздуха

 0,722
 144
p


 .
0,5 '
Принимаем безразмерный коэффициент rастерштадта k r ==I,7 из
уравнения (15.10) абсолютное давление над УБТ в кольцевом простран

стве скважины




,8.104)2 +(1+1,7.1.44)).562 .33.106 .1750+9,8.104 .5,7.10---6 .1750
Р


нк
 1
(1+1.44p,7.10
6 .1750

==0,4 МПа.


Давление воздуха на забое скважины также определяется по фор

муле (15.10) РIIЗ
,4 МПа; при этом S==2'10
2M2; D э ==0,08; л==0,022;
а2==59,6'10 6 .
Потери давления в долоте Р д принимается равными Рд==о, 11 МПа.
Тоrда абсолютное давление воздуха над долотом


Р н . д == Р нз + Р д ==О,4+0,1l==0,55 МПа.
для расчета давления воздуха в бурильных трубах над УБТ по
формуле (15.11) определяем


л==0,О09407 лJо.о64 ==0
0235;
S==O, 785'0,0642==3,2.1 0
3
;


511




== 0 0 235 287,4. 309,2 == 3 4 8 .109 .
а} , 2 "
0,064 . 0,0032
J (. 6 ) 2 9 2 6
6
Р == \055.10 +3,48.10 .056 .90
055.10 .5,7.10 .90

нm 1+5,7.10
6.90
==0,63 МПа.


Давление в бурильных трубах у устья скважины также определяем
по формуле (15.11), при этом л==0,0215; S==5'10
3M2; ==10,2'108;


1
 0,0836.149.0,3
174 ММ'
э 0,0215 '

==2 [( 0,0836 ) 2
 1 ] 2 == 0,3.
0,071


р ==
ту

(0,63'106 У + 10,2.108.0562 (1750+ 174)
0,63 .106 .5,7.10---6 .1750

1+5,7.10
6.1750




,99 МПа.


Давление на компрессоре с учетом потерь давления в обвязке Ha

rнетательной линии равно


PL
0,99+0,2==1,19 МПа.


Выбор типа и количества компрессоров рассматривался в
разделе 8.


15.3. Расчеты, связанные с применением rазожидкостных
смесей


Расход воздуха для бурения с промывкой скважины аэрированным
буровым раствором (АБР) прежде Bcero определяется необходимой
плотностью raзовоздушной смеси. Для расчета плотности АБР, обеспе



512




чивающей условие равновесия в системе скважина
пласт можно BOC

пользоваться выражением [см. формулу (3.5)].
Объем воздуха QB (м 3 /мин), приходящийся на единицу объема
жидкости Qж (л/с), наrнетаемых в скважину совместно характеризует
степень аэрации


а'= Jk.
Qж


(15.22)


АБР вследствие достаточно высокоrо содержания в них raзообраз

Horo компонента (а'=5--;-50) сильно сжимаемы. их плотность зависит от
rлубины скважины и уменьшается при циркуляции от забоя к устью.
для ориентировочноrо расчета степени аэрации, необходимой для
получения требуемой величины давления в скважине в конкретных reo

лоrо
технических условиях, рекомендуется [3]пользоваться HOMorpaM

мой, построенной Ф.Поэттманом и В.Берrманом (рис. 15. 1), для rлубины
скважины до 3048 м, коrда температура на забое в процессе циркуляции
не превышает 64,4 Ос.


3,57 О


304.8 609.6 914,4


1219,2 1524 1828,8 2133,6 2438.4
rлубина бурения, м


2743,2 3048


Рис.15.1.
HOMorpaMMa для ориентировочноrо расчета степени аэрации, необходимой для получения
нужной величины давления в скважине: цифры у кривых
 плотность, z/c,,/; содержание
воздуха в 2Линистом растворе при р==О, 1 МПа и Т== 1 5,5°С.


513




Расчетные формулы по определению давлений в различных эле

ментах циркуляционной системы, полученные отечественными и зару

бежными исследователями сложны и неудобны, а в ряде случаев непри

емлемы для практических расчетов. В инженерных расчетах можно
пользоваться результатами экспериментальных исследований.
для установления минимальноrо количества жидкой фазы, при KO

тором обеспечивается эффективный вынос выбуренной породы, можно
воспользоваться rpафиком (рис. 15 .2), построенным американскими
специалистами [12] по результатам промысловых исследований в cквa

жине rлубиной 1520 м, обсаженной трубами диаметром 219 мм. Кривая
1 представляет собой фактическое давление на забое скважины при раз

личных степенях аэрации (изменялась подача различных количеств
жидкости от 3,8 до 18 Л/С при постоянном расходе воздуха 44
46
м З /мин), возрастающее примерно пропорционально увеличение расхода
жидкости.
Кривая 2 характеризует выносную способность восходящеrо пото--
ка АБР в зависимости от степени аэрации.


200 20
Q,А6м'/мин

 15 CI1
.lf 150 t::
(-<

Q
О
:з::

\о 10 с-
о 100
() d)
о :s:
1:: :з::
с,) d)

 50 5

tr.::

::Е
и

 О
t::: 12 16 18
О 4 8
Расход жидкости Q"" л/с


Рис.15.2.
rрафик изменения давления в скважине (1) и опюсителъной подъемной силы потока
аэрированной жидкости (2) в зависимости от расхода жидкости при постоянном расходе
воздуха


На рис. 15.3 показано изменение давления в циркуляционной сис

теме скважины rлубиной 280 м, обсаженной трубами диаметром 324
мм, при различных расходах воздуха [12].


514




Отдельные участки rpафика характеризуют перепады давления в
различных элементах системы: J
2
 в 114
MM бурильных трубах; 2
3

в 146
MM УБТ; 3
4
 в турбобуре; 4
5
 в долоте (с центральным OТBep

стием диаметром 50 мм) и в кольцевом пространстве (между турбобу

ром и УБТ); 5
6
 в кольцевом пространстве за бурильными трубами.
При использовании пены в качестве циркулирующеrо areнтa дoc

таточной оказывается скорость в кольцевом пространстве v э ==0,5--;-.1,5
м/с. Низкие значения v э и плотности пены способствуют успешной про--
ходке слабосцементированных пород и зон поrлощения буровоrо pac

твора и дают возможность рекомендовать ее при вскрытии продуктив

ных пластов [1].
Распределение давления в различных элементах циркуляционной
системы (в частности, в кольцевом пространстве) при бурении с пеной
зависит от степени аэрации (изменяется в широких пределах от 20 до
200 и даже более) и расхода воздуха.


О


1,6


Давление, МПа
3,2


4,8


6,4



 100
d'
=
:s:
\о


r.....
t-O'I


50


\
\


Рис.15.3.
Распределение давления в скважине при прямой ЦИРКУЛЯI1Ии аэрированной жидкости
(Q=28.7 л/с)


515




Экспериментальным путем установлено, что в идентичных усло

виях (расход жидкости и степень аэрации) давление в кольцевом про--
странстве при использовании пены оказывается ниже, чем в случае при

менения АБР (рис. 15.4).
Изменение давления в потоке пеныI по rлубине скважиныI (если
пренебречь инерционными потерями) описывается уравнением


dp v 2

 == Р :t лр
 (15.23)
dh 2gD'
rде р
 давление на rлубине h, МПа; р
 плотность пены при давлении р,
кr/M 3 ; А.
 коэффициент rидравлическоrо сопротивления; v
 скорость
потока пеныI' м/с [знак «+» в уравнении (15.23) относится к восходяще

му течению пеныI, «
»
 к нисходяшему]; D
 диаметр труб, м.
Обработка экспериментальных данных по циркуляции двухфазной
пены на стендовой скважине rлубиной 1500 м позволила установить [1],
что коэффициент А. можно принять равным 0,03.


о 2
200
400
::а 600


= 800
'-D
»
ё
1000
1200
]400


Давление, МПа
4 6 8 ]0 12


Рис.15.4.
Распределение давления в кольuевом пространстве
(Q=З л/с, а==40, объемная доля сульфанола 1 %):1
 пена; 2
 аэрированная вода; 3
 вода


516




Пример 12.5. Определить степень аэрации АБР, HarHeтaeMoro в
скважину, если расход воздуха QB==35 м 3 /мин, а жидкой фазы Qж==21 л/с.
Решение. Из выражения (12.22) находим
а == 35м3 / МИН
 583л / с
 28.
21л/с 21л/с


Пример 12.6. Рассчитать степень аэрации исходноrо буровоrо pac

твора плотностью Рб.р== 1 020 кr/M 3 для получения АБР плотностью
Рабр==720 кr/M 3 для следующих исходных данных [13] rлубина скважины
1768 м; средняя температура по стволу скважины Т==64,4 0 с.
Решение . от точки на оси абсцисс, соответствуюшей rлубине 1768
м, проводится вертикальная линия до пересечения с кривой плотности
АБР, соответствующей плотности 720 кr/M 3 (на HOMorpaMMe 0,72 r/cM 3 ).
от точки пересечения проводим rоризонтальную линию до пере

сечения с кривой, соответствующей разности Рб.р
 Рабр, Т.е. 1 ,02
0, 72==0,3
r/cM 3 . от точки пересечения этих линий восстанавливаем перпендику

ляр до верхней rоризонтальной шкалы, на которой получаем значение
необходимой степени аэрации: а==QJQж==9,43 м 3 /м 3 , Т.е в единицу Bpe

мени требуется ввести 9,43 м 3 воздуха на 1 м 3 раствора.
Расчет объемных расходов воздуха и жидкой фазы (водный pac

твор ПАВ, водоприток) производится на основании опыта бурения с
использованием пены. Суммарный объемный расход жидкой фазы с
reтoM водопритоков в скважину находится в пределах 2,5.104...;-.1,5.10

м 3 /с [6].
Объемный расход воздуха для получения пены можно определить
из соотношения


Qв
аQю


(15.24)


rде Qж
 объемный расход жидкой фазы в учетом водопритока в cквa

жину. м 3 /с; QB
 объемный расход воздуха при атмосферном давлении
(1'10 5 Па), м 3 /с; а
 то же, что и в формуле (15.22).
Расчет давления наrнетания при циркуляции в скважине пены
производится аналоrично расчету с продувкой воздухом и ведется в
направлении, обратном движению потока. для расчета рекомендуется
методика, изложенная в работе [7]. Однако расчет давления по этой Me

тодике является трудоемким и требует машинноrо счета.
Ориентировочно давление наrнетания пены Р н.л может быть pac

считано по формуле [4].
Р/I.п==Р заб +L1Рl+ L1 ръ (15.25)
517




rде Р заб
 давление у забоя скважины в восходяшем потоке при rлубине
h, равной rлубине скважины, МПа; D.Pl==0,035...;-.0,05 МПа
 давление на
преодоление сопротивлений в колонковом наборе, долоте; ДР2==О,О5
МПа
 давление на преодоление сопротивлений в наземной обвязке.


Расчетные значения Р заб В скважине диаметром 80 мм при исполь

зовании бурильных труб диаметром 50 мм и бурении с различными по

дачами воды и воздуха, приведены в табл. 4.10 справочноrо пособия [4].


Список литературы


1. Амиян В.А., Амиян А.В. Повышение производительности
скважин. М., Недра, 1986.
2. Аэродинамические сопротивления движению воздуха (rазов)
при продувке нисходящих скважин. В учебном пособии «Бурение cквa

жин различноrо назначения» М; PIТPY.20061 Авторы: Сердюк Н.И,
Куликов В.В, TyнrYCOB А.А и др.
3. Бронзов А.С. Бурение скважин с использованием raзообразных
аrентов. М., Недра, 1979.
4. Ивачев Л.М. Промывка, тампонирование rеолоrоразведочных
скважин. Справочное пособие. М., Недра, 1989.
5. Инструкция по бурению скважин и вскрытию продуктивных
пластов с использованием rазообразных аrентов М; 1985 РД 39
2
1103

84 ВНИИБТ
6. Кудряшов Б.Б, Кирсанов А.И. Бурение разведочных скважин с
применением воздуха. М., Недра, 1990.
7. Кудряшов Б.Б., Мураев Ю.Д, Климов В.Я. Основы теории и
расчет давления при движении пены в скважине. Л лrи, т XCIII, 1982,
с.з
 12
8. Леонов E.r., Исаев В.И. rидравлические расчеты промывки
аэрированными жидкостями скважин при бурении. М., изд.минхиrп
им. И.М.rубкин. 1980.
9. Леонов E.r., Исаев В.М. rидроаэромеханика в бурении.М., He

дра, 1987.
10. Лопатин Ю.С. Методика расчета потерь давления на долоте
при бурении с продувкой воздухом или rазом. Труды ВНИИБТ,
вып.ХХХП, 1973, c.25
27.
11. Макурин Н.С., Филатов Б. С. Аэродинамические характеристи

ки циркуляционной системы скважин при колонковом разведочном бу

рении с продувкой.
 Разведка и охрана недр., 1961, NQ 6. c.18
27.


518




12. Межлумов А.О. Использование аэрированной ЖИдКОСТИ при
проводке скважин. М., Недра, 1976
13. Межлумов А.О., Макурин Н.С. Бурение скважин с применени

ем воздуха, rаза и аэрированной ЖИдкости. М., Недра, 1967.
14. Межлумов А.О. Особенности бурения скважин и вскрытия
продуктивных пластов с использованием raзообразных areHTOB. В КИ.:
Справочник инженера по бурению под ред. В.И.Мищевича и Н.А СИдо

рова. т.2 М., Недра. 1973.
15. Яковлев А.М., Коваленко В.И. Бурение скважин с пеной на
твердые полезные ископаемые.
 Л.: Недра, 1987, 128 с.


519




16. Расчет параметров режима бурения


16.1.Буренне неrлубокнх скважин без промывкн


При проектировании технолоrическоrо режима шнековоrо буре

ния необходимо выбрать такие значения подачи буровоrо инструмента
и частоты ero вращения, которые обеспечивают непрерывный и полный
вынос разрушенной породы шнеком.
Шнековое бурение в породах I
III катеroрии по бурим ости может
осушествляться без приложения к долоту дополнительной осевой Ha

rpузки. Дополнительную осевую наrpузку следует предусмотреть при
забуривании скважин (в мерзлых породах при бурении по сухим плот

ным rлинам и пескам) [34].
Минимальная частота вращения шнека nmin (в мин
l), обеспечи

вающая транспортирование пород вверх, определяется по формуле [3]


30 g sina + Iш cosa
nmin==
 RlcKtK2 (c osa
 Iш sinа ) ' (16.1)
rде а
 уrол подъема винтовой линии ребра шнека; f ш==0,2
 коэффици

ент трения породы о винтовую поверхность шнека; R
 радиус шнека,
м; f с==0,5-70,6
 коэффициент трения породы о стенки скважины;
K 1 ==0,8-70,9
 коэффициент, учитывающий заполнение шнека; К 2 ==0,9

коэффициент, учитывающий действие сил трения на транспортируемые
частицы.
Частота вращения (в мин 1 ), необходимая для обеспечения произ

водительности шнека, определяется по формуле


> 30 J gf ш cosa,
n тtп
 ,
7r r
rде ar==аrсtgSпJ21Cr
 yrол подъема винтовой линии у бурильной трубы
радиусом r; S
 шаr винтовой линии.
Основные параметры применяемых шнеков даны в табл 7.49 спра

вочника [34].
Скорость бурения v ш в зависимости от частоты вращения в поро

дах IV
 VI катеrорий по буримости выражается формулой
vш==Крn). (16.3)
rде Кр
 опытный коэффициент, зависящий от осевой наrpузки Р ш:


(16.2)


520




Рш,кН
11,3
12,9


Кр
0,0043
0,0125


Рш,кН
15,2
18,0


Кр
0,0150
0,0270


в выражении (16.3) А
 показатель степени: 1,8
 для арrиллитов и
песчаников. Рекомендуемые частоты вращения, мин
l: для известняков

 80
130, для арrиллитов
 130, для песчаников
 100
110 [3].
Максимально допустимая скорость бурения v ш имеет вид:


n(R 2
r2) >
"'ЗVz
Vш' ( 16.4 )
R 2 .k
] р
rде R и r
 радиусы шнека и трубы шнека, м; <7'з==0,2+0,5
 коэффициент
заполнения свободноrо сечения шнека; VZ
 вертикальная составляющая
скорости движения породы, м/мин; j==I,I+ 1,2
 коэффициент, учиты

вающий расширение скважины вследствие разбуривания; /ер
 коэффи

циент разрыхления породы.


Пример 16.1. Определить минимальную частоту вращения шнека
диаметров D ш ==230 мм (230.1 0
3M).
Решение . Из табл. 7.49 [34] находим yrол подъема спирали а==13 0 ,
K 1 K 2 ==O,8 по формуле (16.1) получаем


30
п. ==

тт 3,14


9,810,225+0,2.0,974 94
l
== мин.
115.10
3 .0,5(0.974
0,2'0,225)


Пример 16.2. Найти минимальную частоту вращения шнека
D ш ==185 мм (185'10
3M), при которой разрушенная порода будет пере

мещаться к периферии шнека и транспортироваться на поверхность.
Решение . Из табл. 7.49 [34] находим:
r==102'10
3:2==O,051M; шаr спирали Sш==125'10
3м.
Определяем ас
125 .10
3 о
ac==arctg
 21 24'.
2.3,14.0,051
Принимая fmin==0,2 по формуле (16.2) определяем пmin
п . 2::
 9,81.0,2.0,929 ==57мин
1.
тт 3,14 0,051


521




Пример 16.3 . Определить максимально возможную скорость буре

ния в rлинистых породах с rалькой, если известно, что v z ==7м/мин,
R: ==1 4' R==73'10
Зм' r==30'10
Зм
р " , .
Решение . Принимая IJIз==0,3;j==I,2 и подставляя заданные величины
в формулу (16.4), найдем
V = 3.14(0,073 2
 0,03 2
,3 . 7
ш 0,07з2 .1,2.1,4


3,26 м/мин.


Вывод: максимально допустимая скорость бурения не должна пре

вышать 3,26 м/мин, в противном случае разбуренная порода не успеет
подняться с забоя к устью.
Технолоrические параметры, определяющие эффективность ви&-
рационноrо бурения,
 момент эксцентриков, частота и амплитуда KO

лебаний.
При практических расчетах 1 величина максимальной центробеж

ной силы (возмушаюшеrо усилия) от врашения двух дебалансов (в н)
определяется по формуле


F тax ==(QoE)п 2 }(f3,


(16.5)


rде QOG
 суммарный статический момент силы тяжести дебалансов.
Н'м; п
частота вращения дебалансов, мин
l.
Поrpужающая способность вибровозбудителя в соответствующем
диапазоне частот оценивается величиной амплитуды колебаний (в м),
которая может бьпь вычислена по упрошенной формуле


А ==(QoE}o.crJ'iQ,


(16.6)


rде аоо
 коэффициент, учитывающий влияние массы rpYНTa, прини

мающей участие в колебаниях, для суrлинка и rлин аоо==О, 7..;-.0, 85 , для
супесей а оо ==0,85, для мелкозернистых песков аоо==0,9..;-.0,95; LQ==Ql+Q2

вес вибровозбудителя Ql и буровоrо снаряда Q2, Н.
Скорость колебаний (в м/с)


vтax==Aw;


(16.7)


I Формулы для расчета параметров вибровозбудителей в представленном виде приводятся
в работах Б.М.Ребрика.


522




мощность, расходуемая вибровозбудителем (в Н'м/с или Вт)
EQ 2
N в ==
 n l V тах' (16.8)
g


Здесь w==7m/30
 yrловая скорость, C
l; nl
 коэффициент демпфиро

вания колебаний, зависящий от свойств rpYНTa, c
l, для вязких rpYНТOB
nl==20+30, для слабосвязанных п]<20.
Полученное значение N B следует увеличить на 25
30%, что COOT

ветствует поправке, учитывающей потери на трение в вибровозбудите

ле и дополнительные электрические потери в электродвиrателе.
Частота вращения дебалансов
n==nyi. (16.9)
rде п у
 частота ударов вибромолота в 1 с; i
 отношение частоты Bpa

щения дебалансов к средней частоте ударов вибромолота.
Значение средней величины i для различных rлубин скважин при

ведено ниже.
rлубина скважины, м
i


ОА
1


4
8
2


8
15
3


15
30
4


Момент эксцентриков (в Н'м):


QoE==Pv
/2gKA. (16.10)
rде Р==2Р пр
 вес ударной части вибромолота, Н; Р пр=' 1 ,2тиlt
 приведен

ный вес инструмента, Н; m и
 масса инструмента, состоящая из массы
виброзонда и бурильных труб, Kr; V y == .J2gAo
 скорость движения
ударной части; Ао
 максимальное расстояние от оrpаничителя до yдap

ной массы (величина отскока), м; Кл
ампли1)'ДНЫЙ коэффициент.
Амплитудный коэффициент Кл для различных значений i приведен
ниже:
i 1 2 3
КЛ 1,6
2,9 1,8
4,3 1,9
8,8
i 4 5 6 7
КЛ 4,О
13,6 6,4
19,4 9,8
27,0 15,6
30,0
Мощность, расходуемая беспружинным вибромолотом на удары


N6A

 (.J2gA" + A
m)' ,


(16.11)


523




rде Aoo==QoGI Р
 предельная амплитуда колебаний свободно подвешенно

ro вибромолота, м.
Ориентировочно мощность может быть определена по формуле
N б . в . ==1, 5(Qф)m. (16.12)


Вибрационные буровые установки оснащаются вибропоrpужате

лями с постоянными параметрами, поэтому в процессе бурения пара

метры технолоrическоrо режима не реryлируются. для эффективноrо
бурения скважин rлубиной 15
25 м вибропоrpужатель должен иметь
следующие параметры: момент дебалансов 15
25 Н'м, частоту враще

ния 1000
1500 мин
l, массу ударной части 300
500 кr, мощность при

водноrо двиrателя 7
10 кВт. При бурении rлин, суrлинков, плотных
слабовлажных песков рекомендуется применять низкочастотные виб

ропоrpужатели с большим моментом дебалансов; при бурении супесей
и влажных песков
 высокочастотные.
В леrких условиях оптимальная длина рейса (в м) находится в пре

делах 2
7, средних
 1,5
3,5, тяжелых
 0,3
3. Оптимальная длина рейса
на 5
20% меньше предельной.


Пример 16.4. Определить мощность, расходуемую беспружинным
вибромолотом при бурении скважины диаметром 146 мм на rлубине 20
м в нескальных rpyнтax, если масса инстумента (виброзонда и буриль

ных труб диаметром 50 мм) составляет т и ==l44 кr; средняя величина
отскока, полученная с помощью виброrpамм, Ао==4'1 0
2M, а число ударов
в 1 с n уд ==6.
Решение . Приведенный вес инструмента
Рnp==1,2'144'9,81==1695,2 Н;
Р==2'1693,4==3390,4 Н.


Скорость движения ударной части


V y == .J 2 .9,81. 4 .10
2 = 0,9 м!с.


Находим i==4; К л ==9. Определяем Qф по формуле (16.10) и Аоо;
f) E
 3390,4.0,92 == 155 Н.м

O 2 .9 81. 9 ' ,
,
Aoo==
 == 45 .10
4 м.
3390,4


524




Частота вращения дебалансов в 1 мин по формуле (16.9)
п==6'60'4==1440 мин
l,
(J) == 3.14 .}440 == 150 C
l.
30


Тоrда из выражения (16.11)


N бв == 3390,4 ( .J 2'9,81'4'10
2 +45.10
4 '150 ) 2 == 2332,7 Н'м/с==2,33 кВт.
. 2.9,81


При разработке технолоrии ударво--канатвоrо бурения для каж

доrо интервала rеолоrическоrо разреза скважины проектируются пара

метры режима бурения: вес ударноrо снаряда, высота ero подъема над
забоем, частота ударов и количество подливаемой в скважину воды.
Известно, что ударный режим разрушения пород наиболее эффек

тивен в хрупких породах (предел прочности на скалывание составляет
6
9% от предела прочности на раздавливание ). Поскольку разрушение
породы при ударном бурении происходит в динамическом режиме и
время удара долота о породу составляет Bcero 3...;-.5'} 0
3 С роль сил трения
о породу значительно меньше, чем при вращательном бурении. COOT

ветственно при ударном бурении существенно меньше и износ долот.
Эффективное разрушение породы определяется кинетической
энерrией при падении буровоrо снаряда
Вес рабочей части снаряда рассчитывается по формуле


Qp==qof], (16.13)
rде qo
 относительныIй вес инструмента, Н!см; D
 диаметр долота, см.
для пород различной крепости рекомендуются следующие значе

ния qo (в Н!см):
мяrкие породы (I
III катеroрии по буримости)
породы средней твердости (N
V катеrория)
твердые породы (VI катеrория)
весьма твердые породы (VI катеrория)


147
245
294
392
392А90
588
 785


Необходимый вес ударной штанrи определяется по формулам:
при работе с раздвижной штанrой


1
Q2==Qp
(Ql+2 Qз);


(16.14)


525




при работе без раздвижной штанrи (в нетрещиноватых иневязких
породах)


Q2==Qp
(Ql +Qz).


(16.15)


rде QI
 вес долота, Н; Q2
.Bec ударной штанrи, Н; Qз
 вес раздвижной
штанrи; Q4
 вес KaHaTHoro замка.
Технические характеристики ударных, раздвижных штанr и KaHaT

ных замков приведены в таБЛ.7.55 и 7.57 справочника [34].
В зависимости от характера пород и rлубины скважины задаются
высотой подъема снаряда. Современные буровые установки yдapHO

KaHaTHoro бурения обеспечивают высоту подъема снаряда над забоем
на 0,35
 1м и частоту ударов от 40 до 60 в 1 мин.
Между числом ударов пу(уд!мин) и высотой падения буровоrо
снаряда S(M) существует следующее соотношение


n;::::21 .JB/S .


(16.16)


rде в
 ускорение падения снаряда в шламовой среде, м/с 2
Ускорение при падение снаряда
 непостоянная величина и зави

сит от прямолинейности и состояния стенок скважины, плотности жид

кости, содержашей частицы разрушенной породы во взвешенном co

стоянии. Экспериментально установлено, что при бурении по rлини

стым породам ускорение падения снаряда колеблется в пределах
в==4,5...;.--5м1с 2 , по твердым породам в==6...;.--6,5 м/с 2 (в чистой скважине эта
величина может достиraть 8,7 мlc 2 ).
При бурении в твердых монолитных породах целесообразно yвe

личивать высоту сбрасывания снаряда, снижая частоту ударов. В силь

нотрещиноватых (или слоистых), перемежающихся по твердости поро

дах частоту ударов следует увеличивать, уменьшая высоту сбрасывания
снаряда. Высоту сбрасывания снаряда следует увеличивать с ростом
rлубины бурения, а частоту ударов снижать.
Рекомендуемые значения количества подливаемой в скважину BO



ды:


35АО л при бурении мяrких пород на каждый рейс; 1 o
 14 л при бу

рении твердых пород.
Ориентировочная величина yrлубления за рейс составляет: в мяr

ких породах
 0,5
 1м, в твердых 0,3
0,5 м, в очень твердых
 0,2
0,3 м.


526




Пример 16.5. Обосновать параметры технолоrическоrо режима бу

рения yдapHO
KaHaTHЫM способом для следующих условий: rлубина
скважины L==200M; бурение ведется по выветрелым изверженным поро

дам V катеrории по бурим ости с помощью буровой установки YKC

22М; диаметром скважины D==345 мм.
Решение. Задаемся для пород V катеrории по бурим ости относи

тельной массой буровоrо снаряда qo==392 Н!см и определяем вес рабо

чей (ударной) части снаряда


Qp==392'34,5==13,5 ки


Пользуясь табл.7.54 и 7.56 [34] подбираем составные части снаря

да: вес долота Q]==1,76 кИ; мина /]==1000 мм; вес раздвижной штанrи
Qз==3,33 кИ, мина /з==2030 мм, максимальный диаметр D з ==220 мм.
для обеспечения необходимой массы рабочей части снаряда масса
ударной штанrи должна быть [см. формулу (16.14)]


1
Q2==13,5
(1,76+
3,33 )==10,1 кИ.
2


Принимаем две ударные штанrи с высаженными концами общей
массой Q2==9,81'545'2==10,7 кИ. Общая мина двух штанr
/2==4000' 2==8000мм.
Общая масса рабочей части ударноrо снаряда
Q==Q]+Q2+Qзl2==1,76+ 10,7+3,33/2==14,1 кИ.


Фактическая относительная масса рабочей части снаряда
Qp==Q!D==14,1/34,5==0,41 кН/см.


Общая длина снаряда
L с ==/]+/2+/З+/4== 1 000+8000+2030+800== 11830 мм.


Общий вес ударноrо снаряда
Qc==Q] +Q2+Qз+Q4== 1,76+ 10,7+3,33+0,93==16,7 кИ.


Приняв s== 1м по формуле (16.16) найдем рациональную частоту
ударов в 1 мин.
nу==21 J6ii ==51,4 уд/мин.


Примем П у ==50 уд/мин.


527




С учетом изложенных выше рекомендаций количество подливае

мой в скважину воды
 20 л, а ориентировочное yrлубление за один
рейс
 0,4
0,5 м.


16.2. Вращательное бурение с промывкой (продувкой)


16.2.1. Общие рекомендации. В комплексе факторов, оказываюших cy

щественное влияние на показатели бурения, наряду с прав ильным BЫ

бором типа породоразрушающих инструментов, состава и свойств цир

кулирующей среды, режимы бурения являются одним из основных фак

торов успешноrо бурения любой, даже самой сложной скважины.
Сочетание параметров режима бурения (осевой наrpузки на поро

доразрушающий инструмент Р п.и; частоты вращения буровоrо инстру

мента
 п; расхода циркуляционноrо areнтa и ero качество), позволяю

щее получить высокие показатели работы и минимальную стоимость 1
м бурения, называется оптимальным р ежимом бурения.
Если выбор одноrо или нескольких параметров режима бурения
оrpаничивается спецификой rеолоrическоrо разреза, требованиями,
предъявляемыми к качеству бурения и отбора керна, большой интен

сивностью искривления скважины, недостаточной мощностью двиrате

ля, малой прочностью бурильной колонны и др., то такой режим буре

ния называется оrpаниченным.
Если параметры режима бурения подбирают с целью решения спе

циальных технолоrических задач (искусственное искривление или BЫ

прямление ствола скважины, обуривание аварийноrо снаряда и др.), то
такой режим называется специальным.
Во всех случаях параметры режима бурения следует выбирать до
начала бурения применительно к конкретным условиям объекта развед

ки (участка работ) и cтporo сочетать с возможностями применяемоrо
оборудования и породоразрушающеrо инструмента, прочностью бу

рильной колонны И др.
В литературе по разведочному бурению приводятся peKOMeндye

мые rpаницы величин отдельных параметров режима бурения. Поэтому
в конкретных rеолоrо
технических условиях целесообразные rpаницы
параметров с высокой точностью можно выбрать следующим образом.
Предварительно на основании справочных материалов и имеющеrося
опыта находят несколько значений каждоrо из параметров для xapaK

терных типов rорных пород. Затем выбирают те параметры режима бу



528




рения, которые дают минимальную стоимость различных значений дос--
тиrнутых показателей бурения.


16.2.2.Бурение твердосплавными коронками. Осевая наrpузка на TBep

досплавную коронку Р т . к (в кн) принимается из расчета


Р т.к ==роп р , (16.21)
rде ро
 удельная наrpузка на основной резец коронки, принимаемая
соответственно свойствам проходимых пород, а также форме резцов
коронки (табл. 16.1); пр
 число основных резцов или вставок в коронке.
Удельная наrpузка на резец, обеспечивающая наиболее эффектив

ное объемное разрушение породы, Рo?:[JшFк, rде Рш
 твердость по штам

пу, МПа; р к
 площадь контакта резца с породой, м 2 .


Катеrория пород по
буримости


1
Н
HI
IV
V
VI
УН
YH
 IX


1--;-.1,2
1,2--;-.1,4
1,4--;-.1,6
1,671,8


При бурении в трещиноватых и абразивных породах peKOMeндo

ванные значения уменьшают до 30%.
При бурении скважин твердосплавными коронками большоrо диа

метра (93
 151 мм), требующими создания большой осевой наrpузки
(более 15 кН), а также в rеолоrических условиях, способствующих ис

кривлению ствола скважины, между колонковым снарядом и буриль

ными трубами необходимо устанавливать УБТ (см.резделы 9 и 13).
Частота вращения (мин
l) коронки рассчитывается по величине
принятой окружной скорости коронки (J)


60т
п==

rcD ер ,


(16.22)


529




rде Dcp
 средний диаметр коронки, Dcp == (D K +d)12 (D K и d
 наружный и
внутренний диаметры коронки).
Рекомендуемые окруженные скорости m для твердосплавных KO

ронок приведены ниже
Коронки Ребристые
m,Wc 0,7
1,5


Резцовые
1
2,0


Самозатачивающиеся
0,7
1,5


При бурении в абразивных породах во избежание быстроrо износа
резцов коронки рекомендуется принимать минимальную окружную
скорость, но верхние пределы удельной наrpузки на резец. Нижние
пределы m следует также принимать при бурении в трещиноватых по

родах.
При бурении мяrких пород II
IV катеrории по буримости предель

ные частоты вращения не должны превышать следующих значений
[15].


наружный диаметр коронки, мм 93 112 132 151
предельное значение частоты вращения, мин
 500 400 350 300
I


При бурении мяrких пород с пропластками более твердых (или с
включениями валунов и rалечников) указанные значения должны
уменьшаться. Если уменьшается диаметр твердосплавной коронки (KO

ронками малых диаметров считаются коронки диаметром 59, 46 и 36
мм), для получения дополнительноrо эффекта следует увеличивать час

тоту вращения.
При равной окружной скорости коронки достиrается лучший эф

фект в случае работы коронки меньшеrо диаметра, но с большей часто

той вращения (определяется из выражения п M ==DfI1f1 D M , rде п м и пб
 час

тота вращения коронки соответственно малоrо диаметра DM и большеrо
диаметраD б , мин
l)
При твердосплавном бурении коронками малых диаметров для BЫ

бора параметров режима можно пользоваться данными, приведенными
выше, но для получения дополнительноrо эффекта окружные скорости
коронок типа СА следует принимать в пределах 1,6
 2,0 м/с.
С уменьшением диаметра коронки повышается ее удельная BOOPy

женность, а уменьшение числа резцов позволяет увеличить наrpузки на
rpуппу резцов, перекрывающих забой. Поэтому в процессе бурения KO

ронками малых диаметров удельные наrpузки на единицу площади за

боя превышают критические, необходимые для разрушения некоторых


530




твердых пород, что обеспечивает улучшение показателей бурения: рост
механической скорости и проходки на коронку. Это расширяет область
рациональноrо использования твердосплавнь
 коронок в результате
применения их для разрушения пород более высоких катеrорий бури

мости (до IX включительно, а в комбинации с алмазными коронками

и в более твердых породах).
Расход промывочной жидкости ориентировочно можно определить
по удельному расходу qр(табл.16.2)


Q
qplJK (16.23)
(D K
 диаметр коронки, см)
При бурении в мяrких породах (1
 IV катеrорий по буримости)
значение qp должно быть максимальным при условии, что выбор этоrо
параметра не оrpаничивается требованием получения наибольшеrо
процента Bь
oдa керна. При бурении в породах средней твердости и
TBepдь
 с увеличением осевой наrpузки на коронку и частоты ее Bpa

щения необходимо повышать расходы циркулирующеrо потока жидко

сти.


т а б л и u а 16.2


р


екомеlЩуемые значения удельноrо расхода промывочной жидкости
Тип коронки У дельный расход, л/мин'см
Катеrория пород по б rpимости
I
II III
 IV V VI VII
VIII
М 8
14 12
16



СМ, СТ
 12
16 1O
14 8
12 6
8
СА


 8
12 6
8


Запроектированные параметры режима бурения должны обеспе

чить высокую механическую скорость бурения. Последняя зависит от
параметров режима бурения, которые связаны между собой и с физик

механическими свойствами rорнь
 пород.
Н.И. Любимов преДJIОЖИЛ устанавливать ожидаемую скорость бу

рения различными коронками, используя объединенный показатель Рм,


VM==k(J)Pop
. (l6.23!)
rде k
 коэффициент пропорциональности, k=82
90 для мелкорезцовь

коронок, k=24
31 для самозатачивающихея; (J)
 окружная скорость п


I

родоразушающеrо инструмента, с ; Ро
 наrpузка на основнои резец,
кН; 1;
 показатель степени I;

1,16 для мелкорезцовь
 и I;

O,79 для ca

мозатачивающихся коронок.


531




Критерием рациональной продолжительности рейса может слу

жить отношение проходки за рейс hp к общему времени рейса, Т.е. рей

совая скорость бурения (в м/ч)


V р ==h/(1+Т). (16.2J Q )
rде 1
 время чистоrо бурения за рейс, ч; Т
 время на спуско
подъемные
и вспомоrательные операuии, ч.
Формула (16.20) применима только для затупляющихея породо

разрушающих инструментов. Шарошечные долота часто заменяют не
из
за износа вооружения, а вследствие износа опор.
Оптимальное время бурения (время прекращения рейса) 10 опреде

ляется моментом снижения мrновенной механической скорости буре

ния V M дО значения Vp(VM:::::V p ).


16.2.3. Бурение алмазными коронками. Исследованиями и практикой
алмазноrо бурения установлено, что скорость алмазноrо бурения Hax

дится в прямой зависимости от частоты] вращения коронки. Частоту
вращения следует снижать: при бурении весьма твердых, абразивных,
сильно трещиноватых и раздробленных пород, а также прослоев пород
значительно отличающихея по твердости; значительной rлубине cквa

жины (порядка 2000 м и выше), недостаточной мощности двиrателя,
малой прочности бурильной колонны и др.
Рациональную частоту вращения алмазной коронки можно вычис

лить по формуле (16.22). Окружная скорость w принимается в следую

щих пределах: в сильнотрещиноватых породах w==0,3..;.{),6 м!с; в очень
твердых и абразивных w==0,8+1,5 м/с; в твердых w==I,5+2,0 М!С и в мало

абразивных породах средней твердости w==2,0+4,0 м!с. Однако в любом
случае w снижается с ростом rлубины скважины.
При высоких частотах вращения алмазной коронки возникает виб

рация бурильной колонны. При этом нарушается нормальный процесс
бурения, снижается механическая скорость бурения, увеличивается
расход алмазов, износ бурильных труб и поверхностноrо оборудования,
резко возрастают затраты мощности на бурение.
для борьбы с вибрациями необходимо: выбирать rладкоствольную
сбалансированную бурильную колонну с небольшими зазорами между
трубами и стенками скважины (1,5+2 мм); использовать ЛБТ; точно
соблюдать технолоrические параметры режима бурения; применять
антивибрационные смазки, эмульсионные и полимерные промывочные
жидкости (см. раздел 3).


532




Осевая наrpузка (в кн) на алмазную коронку при бурении в MOHO

литных И слаботрещиноватых породах ориентировочно вычисляется по
формуле


Pa.K==Pyдs, (16.24)
rде Руд
 удельная наrpузка, принимаемая Руд==(о,5...;--о,7)lо4 кН/м 2 для
однослойных коронок и руд==(0,6...;--1,5) 1 04 кН/м 2 для импреrнированных;
S
 активная рабочая поверхность торца коронки, м 2 , значения которой
для некоторых коронок можно найти в табл.13.8 [31].
для трещиноватых сильно абразивных rорных пород


Ра.к==СРуд'S. (16.25)
rде с==о, 7...;--0,8
 коэффициент, учитывающий степень трещиноватости и
абразивности пород.
Превышение максимально допустимой наrpузки на алмазную KO

ронку может привести к зашламованию коронки, снижению механиче

ской скорости бурения, повышенному износу, сколу и переrpеву алма

зов, искривлению ствола скважины.
При проектировании режимов алмазноrо бурения выбор правиль

Horo соотношения между Р а . к И п имеет важное значение. По мере yвe

личения п необходимо одновременно повышать Р а.к' Нарушение этоrо
соотношения отрицательно сказывается на работе алмазной коронки.
При невысокой трещиноватости пород эффективно бурение при BЫCO

ких значениях частоты вращения и умеренных осевых наrpузках.
Установлено, что процесс алмазноrо бурения имеет критическую
зону. Переход процесса бурения от нормальноrо режима к критическо

му характеризуется скачкообразныIM изменением температуры и мощ

ности И интенсивным износом коронок С учетом этоrо в конкретных
rеолоrических условиях рациональная величина осевой наrpузки ycтa

навливается следующим образом: наrpузка увеличивается до появления
скачка в затратах мощности (что может быть зафиксировано самопи

шушим ваттметром), а затем уменьшается до исчезновения пиков.
Дальнейшее бурение ведется при установившемся характере и уровне
расхода мошности (что может быть зафиксировано самопишушим
ваттметром), а затем уменьшается до исчезновения пиков. Дальнейшее
бурение ведется при установившемся характере и уровне расхода мощ

ности.
Расход промывочной жидкости, как и при бурении твердосплав

ными коронками, можно определить по формуле (16.23). Удельный
расход qo принимается в пределах 4
6 л/мин на 1 см диаметра коронки,


533




причем большее значение ero при бурении в трещиноватых породах.
Величину расхода следует увеличивать с ростом rлубины скважины и
механической скорости бурения. При расчете Q надо учитывать утечки
промывочной жидкости через неrерметичные резьбовые соединения,
для чеrо необходимо располаrать данными о rерметичности бурильной
колонны.
Экспериментальными исследованиями установлено, что утечки
промывочной жидкости в новой бурильной колонне диаметром 50 мм
ДJIиной 100 м, работающей в скважине диаметром 59 мм, растут с yвe

личением перепада давления, частоты вращения и осевой наrpузки на
колонну. При перепаде 0,5
0,15 МПа и прочих равных условиях с YBe

личением частоты вращения в 2 раза утечки растут примерно в 2,5
3
раза. При более высоком перепаде давления утечки Moryт достиrать
50% и более, что необходимо компенсировать увеличением количества
подаваемой на забой промывочной жидкости.
Повышение механической скорости бурения и проходки за рейс,
снижение мощности на вращение бурильной колонны и расхода алма

зов может быть достиrнуто при бурении с промывкой жидкостями, об

работанными поверхностно
активными веществами (ПАВ) и антифрик

ционными добавками. В результате применения ПАВ уменьшаются
поверхностное натяжение промывочной жидкости и коэффициент тpe

ния.
При бурении коронками. оснащенными сверхтвердыми материа

лами (алмазами) частота вращения рассчитыветсяя по формуле (16.22).
Рекомендуемые значения окружных скоростей: ш== 1...;-.3 м/с для OДHO

слойных коронок; ш==2А м!с для импреrнированных.
Осевая наrpузка определяется выражением


Pa.K.c==Qac!K (16.26)
rде Qa.c.
 удельная наrpузка на 1 см 2 площади торца коронки, кН/см 2
(табл.16.3) fK
 площадь торца коронки, см 2 .


т а б л и u а 16.3


534




При бурении трещиноватых пород частоту вращения и осевую Ha

rpузку снижают на 30
50% по сравнению с наrpузкой для монолитных
пород.
Расход промывочной жидкости (в л/мин) определяется по формуле


Q==k o !


( 16.27)


rде ko
 коэффициент очистки забоя, ko== 1,272,4 л/мин,см 2 ; !
 площадь
забоя скважины, см 2


f == : (D;
d;)


(16.28)


(D K И d K
 соответственно наружный и внутренний диаметры KOpO

нок).
Ожидаемая скорость алмазноrо бурения по Н.И.Любимову можно
рассчитать по формуле 16.23!!, приняв k==12
21 для однослойных KOpO

нок И 1,1
24 для импреrнированных, а (=:
0,68 и
0,15.
С целью повышения выхода керна при бурении трещиноватых,
раздробленных и перемежающихся по твердости пород с применением
двойных колонковых снарядов рекомеНдУЮТСЯ параметры режима бу

рения, приведенные в табл. 13.12[31].
При разведке месторождений уrля качественный отбор керна
обеспечивается применением специальных колонковых снарядов «ДOH

басе НИЛ
 1, П, III».
При бурении дкс <<Донбасе НИЛ» диаметром 76 мм peKOMeНдy

ются следующие параметры режима бурения: Q
50
70 л/мин; п
100
150
мин
l; P
0,4
0,6 кн при бурении по уrлю и P
0,7
1,0 кн при бурении по
прослоям породы И крепким yrлям.
Снарядами сек (ксек) блаrодаря центрированию бурильной KO

лонны В скважине за счет максимальноrо приближения наружноrо диа

метра бурильных труб к диаметру скважины бурение можно вести при
максимальной частоте вращения колонны, оrpаничиваемой только
мощностью станка. РекомеНдуемые частоты вращения (п, мин
l) и пре

дельные rлубины бурения (Н, м) снарядами сск при бурении в плот

ных породах VIII
X катеrорий по буримости с использованием анти

вибраuионной смазки приведены ниже


535




типокаразмер ССК
l Н,м
тип n, мин
станка
ССКА6 СКБА 1615; 1100; 710 200;500; 1000
АБ
2 500
1200 300
АБ
5 500
1500 800
CCK
59 СКБ
5 1500; 1130; 720; 100; 200; 500;
540 800
АБ
2 500
 1200 200
АБ
5 500
 1500 800
CCK
76 СКБ
 7 1500; 1200; 1000; 100; 200; 400;
800 600
550 1200
АБ
2 500
 1200 150
АБ
5 500
1500 500


Осевая наrpузка на коронку при бурении комплексами ССК orpa

ничивается прочностью резьбовых соединений бурильной колонны.
Пределы изменения наrpузок (Ра.к., даН) в зависимости от типов
коронок приведны ниже


Типоразмер комплекса
ССКА6


CCK
59


CCK
 76


KCCK
 76


Тип коронки
K
90
K
90
 1
K
90
2
K
96
K
01
K
OI
1
K
01
2
K
08
КАСКАС
КACK
K
КАСК
З
КACK
P
17А4


Р а.к, даН
500
800
800
1000
700
900
1000
1200
1 ooo
 1300
1300
 1500
1200
 1400
1500
1700
1500
 1800
1600
2000
1 ooo
 1400
800
 1 000
1500
2000


Расход промывочной жидкости (воды, качественноrо малоrлини

cToro раствора с небольшим содержанием твердой фазы, водоэмульси

онных растворов на базе эмульсола ЭНА, безrлинистых полимерных
растворов) должен изменяться в зависимости от диаметра снаряда: для


536




CCK
46
Q=10+20 л/мин; дЛЯ CCK
59
 Q=30+35 л/мин; для CCK
76

Q=30+70 л/мин и для KCCK
76 30
100 л/мин.
Эффективность алмазноrо бурения существенно повышается при
действии на алмазную коронку, кроме осевой наrpузки, оrpаниченных
импульсных наrpузок, rенерируемых непосредственно над колонковой
трубой (т уд ==50+60 уд/с, энерrия единичноrо удара Е==5+20 Дж). При
этом динамическая наrpузка обеспечивает разупрочнение породы и
создает в ней дополнительные усталостные напряжения. А. Т.Киселев и
И.Н.Крусир рекомеНдУЮТ [18] применять следуюшие параметры режи

ма алмазноrо вращательно
ударноrо бурения : в породах, не вызываю

щих заполирование алмазов (rаббро, диориты, сиениты, порфириты,
базальтыI,,
 максимально возможные значения Р и n (исходя из прочно

сти бурильной колонны и дрyrих технолоrических соображений),
QS9==110+120 л/мин и Q76==140+150 л/мин (для коронок диаметрами 59 и
76 мм); в породах, вызывающих заполирование алмазов (rpаниты, квap

ЦИТЫ, джеспилиты, таккониты, роrовики, некоторые песчаники),
 MaK

симально возможное значение Р, nS9==200+800 об/мин, n76==150+600 мин

1; QS9== 160 л/мин и Q76==230 л/мин; в породах, разбитых интенсивной
трещиноватостью,
 P s9 ==3,5+13,5 ки и Р76==5+18 кИ; nS9==200+300 мин
l и
n76==150+240 мин
l; QS9==160 л/мин и Q76==230 л/мин.


Пример 16.6 . Подобрать основные параметры режима бурения
твердосплавной коронкой типа СМ в доломитах и известняках V
 VI
катеrории по бурим ости, если диаметры коронки и бурильных труб co

ставляют: п к ==93 мм (внутренний
 75 мм); d T ==50MM бурильных труб;
коронка имеет n р ==21 основных резцов.
Решение . Соrласно таБЛ.16.1 принимаем Р о ==0,8 ки на 1 резец.
Наrpузка на коронку
Рт.к.==0,7'21==14,7 кИ.


Средней диаметр коронки
Dср==(93'10
3+75'10
3)/2==8Ф 10
3M.


Приняв ш==1,5 М!С по формуле (16.22) определим частоту вращения
60.1,5 341
l
n

 мин.
3,14. 84.10
3


По формуле (16.23) при qp==13 л/мин (см.табл.16.2) будем иметь
Q==13'9,3
120 л/мин.


537




Приняв коэффициент, учитывающий неравномерность скорости
движения потока по скважине k и == 1,2 и скорость восходящеrо потока
v B ==0,35 м/с найдем требуемый расход промывочноrо areнтa, обеспечи

вающий вынос частиц разбуренной породы


Q==1,2.з,14/4(0,09з 2
0,052)-0,35==2'10
3 м 3 /с,
или Q==2'10
3'103'60==120 л/мин.


Пример 16.7. Рассчитать параметры режима бурения импреrниро

ванной коронкой И4ДП
59. Описание и катеrория пород по интервалам
бурения (в м) приведены ниже:


450А90
490
510
51 0
640


640
800


Песчаники плотные с прожилками кварца
Зона разлома
Песчаники yrлеродисто--слюдист
кварцевые с
прослоями сланцев слюдисто
кварцевых с зона

ми дробления пород
Песчаники с прослоями сланuев и прожилками
кварца


Х
IX
IX


Х


Решение. Частота вращения рассчитывается по формуле (16.22)
При D K ==0,059 м, d==0,042 м, приняв для интервала 450А90 м ш==3,0
м/с получим
60.3
п

 1146 мин
l.
3,14(0,059 + +0,042 ) /2 '


для интервала 490
510 м и ш==I,О м/с
60.1
l
п
 == 386 мин ;
3,14(0,059 + +0,042) /2


для интервала 510
640 м и ш==2,0 м/с
60. 2
l
п
 == 772 мин ;
3,14(0,059 + +0,042) /2


для интервала 640
800 м и ш==2,8 м/с
60. 2,8 1 081
 1
п

 мин
3,14 ( 0,059 + +0,042 ) /2 .


538




Осевая наrpузка на коронку И4ДП
59 в монолитных и слаботре

щиноватых породах определяется из выражения (16.24).
Приняв Py==0,8
1,0 кН!см 2 для пород IX катеrории по буримости и
Py==(0,9
1,2) кН!см 2 для пород Х катеrории и 8==11,5 см 2 получим
Pa.K.(IX)==(0,8
 1,0)-11 ==(9,2
 11,5) кИ;
р a.к.(){)==(0,9
 1,2)'11 ==(1 0,35
 13,8) кИ.


Для трещиноватых и сильно абразивных пород по формуле (16.25):
для абразивных пород Х катеrории по буримости (интервал 450

500м)
Pa.K.(1X)==0,8'(0,9
 1,2)-11,5==8,3
 11,0 кИ;


для пород зоны разлома (500
520 м)
р a.K.(X)==0,8'(0,8
 1 ,0)-11 ,5==(7,4
9,2) кИ.


для расчета Q при бурении алмазной коронкой И4
ДП59 в интер

вале 450
600M (песчаники плотные с прожилками кварца и с прослоями
сланцев) удобнее пользоваться формулой (16.23).
Приняв удельный расхода промывочной жидкости на 1 см диамет

ра коронки 4
6 л/мин, получим


Q==( 4
6)5,9==(23,6
35,4)л/мин.


Большие значения Q в соответствии с разработанными в ВИТРе
рекомеНдациями следует задавать при бурении в абразивных породах,
чтобы предотвратить повышенный износ матрицы и алмазов, и при бу

рении на rлубине близкой к проектной с целью компенсировать yrечки
в соединениях бурильной колонны.


16.2.4. Бурение скважин комплексом с rидРотоанспQpТОМ керна. При
бурении скважин комплексом с rидротранспортом керна (КП<) исполь

зуются специальные твердосплавные коронки диаметрами 76, 84 и 92
мм (одной конструктивной схемы) для устойчивых пород (76 мм),
вспучивающихся и неустойчивых пород (84 мм) и мощных толщ сыпу

чих пород и плывунов (92 мм).
Использование кrк осушествляется при следующих режимных
параметрах: частоте вращения п==150+225 МИН
I; количество подаваемой
промывочной жидкости Q== 140+ 160 л/мин, а в трещиноватых породах
Q==200+250 л/мин; для бурения пород II
IV катеrорий по буримости


539




рекомендуется поддерживать осевую нarpузку Р==3.:;.-12 кН, а в породах
V
 VII катеrорий Р==8.:;.- 20 кН.


16.2.5. rидроvдарное бурение . При rидроударном бурении на породо

разрушаюший инструмент воздействуют вертикальная ударная наrpуз

ка, осевая наrpузка и частота врашения. При выборе параметров режима
бурения необходимо учитывать динамическую прочность, абразивность
и трещиноватость породы.
Осевая наrpузка (Р, кН) обеспечивает плотность контакта резцов
породоразрушающеrо инструмента с породой, Т.е. способствует лучшей
передаче энерrии единичноrо удара породе. Во избежание быстроrо
износа твердосплавных резцов коронки в течение рейса в крепких и
абразивных породах осевую наrpузку целесообразно оrpаничивать.


Оптимальная частота вращения коронки, (мин
l)
n ипт ==myдlmоб,


(16.29)


rде т уд
 число ударов в 1 мин, развиваемое rидроударником; mоб
 чис

ло ударов за один оборот коронки
m о б==1rD с /д. (16.30)


Здесь Dcp==(D K +d)/2
 средней диаметр коронки, мм; д
 оптималь

ное расстояние пробеra коронки между ударами, д==5.:;.-2 мм
 для креп

ких и д==8.:;.-6 мм для средних пород по буримости.
Увеличение частоты вращения целесообразно только при бурении
хрупких и пластичных пород.
Расход промывочной жидкости (Q, л/мин) следует выбирать с уче

том обеспечения необходимой энерrии и частоты ударов, COOTBeтcт

вующих техническому паспорту машины. Ero надо повышать с целью
увеличения энерrии единичноrо удара, в особенности при бурении
хрупких пород высокой твердости и абразивности.


Рекомендации по режимам rидроударноrо бурения приведены в
таБЛ.16.4.
Предельная rлубина бурения к.П.д. rидроударника MorYT быть YBe

личены при включении в состав бурильной колонны (на расстоянии 42

45 м выше rидроударника) поrpуженноrо пневматическоrо отражателя
ППО
 70, снижающеrо диссипацию волновой энерrии.


540




Таблицаl6.4


240
300


* При бурении в силънотрещиноватых породах во избежание рывков снаряда и полом

ки резцов частота вращения должна составлять 120
 150 мин
l.


16.2.6. Пневмоvдарное бурение . Расход воздуха для обеспечения BЫHO

са шлама на поверхность в условиях сухой скважины Q определяется по
известной формуле


1t .......2 2 3
Q==
 '60Kl(U

d )УО, м/мин,
4


(16.3 1)


rде D и d
 диаметры скважины и бурильных труб, м; K 1 ==1,03+ 1,27

коэффициент, учитывающий уменьшение подъемной силы воздуха с
увеличением rлубины скважины; уо==10+15 м/с
 выносная скорость
восходящеrо потока.
При бурении в породах VП
VIП катеrорий осевая наrpузка на KO

ронку должна составлять 34 кн и снижаться до 2
3 кн в крепких поро

дах IХ
ХП катеrорий по буримости. С увеличением твердости пород во
избежание быстроrо износа твердосплавных резцов частота вращения
должна снижаться до минимума и поддерживаться в пределах 80
 120
мин
l в породах VII катеrорий в 15
20 мин
l
 в породах Х и ХП katero--
рий по буримости.
Поскольку твердые породы разрушаются от ударной наrpузки зна

чительно леrче, чем при их резании и истирании, с повышением TBep

дости пород следует увеличивать удельный вес ударноrо разрушения.
Продолжительность одноrо цикла действия удара в пневмоударни

ке (в с)


(у==Т/n у ,


(16.32)


rде Т==60 с
 время работы, nу
 число ударов бойка с поршнем в 1 мин.


541




16.2.7. Бурение rоризонтальных (слабонаклонных ) и восстающих cквa

жин . При выборе породоразрушающеrо инструмента необходимо учи

тывать rлубину скважины и уrлубку за рейс. При алмазном бурении
восстающих скважин рекомендуется тщательно выбирать тип коронки
по зернистости алмазов в зависимости от степени абразивности и TBep

дости ropHЫX пород.
Общие рекомендации по режимам бурения сводятся к следующе

му. При бурении твердосплавными коронками удельная наrpузка
Руд==I,3...;-.1,8 кн на один резец, а при бурении алмазными коронками
Руд==(0,55...;-.0,6З)'10-4 кНlM 2 в малоабразивных породах IX
X катеrории по
буримости и Руд==(О, 70-7Q, 75)'10 4 кН1м 2 в высокоабразивных породах X

XI катеrорий по буримости. При бурении шароmечными долотами
Руд==2...;-.5 кн на 1 см диаметра долота.
При выборе осевой наrpузки необходимо учитывать ее потери
вследствие сил трения, возникающих между бурильными трубами и
лежачей стенкой скважины.
Действительная осевая наrpузка на забое rоризонтальной скважи

ны может быть вычислена по эмпирической формуле
p'п.и==Pп.и
aЫ, (16.33)
rде а
 опытный коэффициент, зависящий от диаметра скважины и бу

рильных труб (для бурильных 50
MM труб 0==2,1; для бурильных 42
MM
труб 0==1,6); Ь
 опытный коэффициент, зависящий от частоты враще

ния бурильной колонны, при изменении которой с 100 до 340 мин
1 KO

эффициент Ь меняется от 0,96 до 0,9, при п==340...;-.550 мин
l, коэффици

ент b==O,96-7Q,82.
При бурении восстающих скважин рекомендуется применять oce

вые наrpузки на 20АО% выше, чем в вертикальных и наклонных (с уче

том небольmоrо прослоя шлама между торцом коронки и разбуривае

мой породой). Затем к ней прибавляется дополнительная наrpузка, He

обходимая для компенсации веса бурильной колонны и определяемая
опытным пyrем.
Окружную скорость рекомендуется принимать: для самозатачи

вающихся 76
мм коронок m==I,О м!с, а для 59
MM коронок т==1,4 м!с, для
резцовых коронок т==О,8...;-.1,0 м!с. При бурении алмазными коронками
различноro диаметра рациональной частотой вращения считается [21]
п==237...;-.З77 мин
l, при бурении шарошечными долотами п==100
300 мин
1
(минимальное значение п принимают при бурении более твердых пород
и повышенных осевых наrpузках).
Процесс очистки забоя и выноса разбуренной породы на поверх

ность при бурении rоризонтальных скважин облеrчается, и нет необхо



542




димости подавать большое количество промывочной жидкости. для
охлаждения алмазноro и твердосплавноrо породоразрушающеrо инст

румента удельный расход воды qp==2 л/мин на 1 см диаметра
коронки. [19].
Условия промывки скважины существенно отличаются при буре

нии алмазными коронками восстающих скважин, поскольку под торцом
коронки почти отсутствует шлам, который Mor бы предотвратить за

шлифовку алмазов при бурении в малоабразивных породах. При этом
рекомендуется [21] расход промывочной жидкости уменьшать в 2
2,5
раз против peKoMeRЛoBaHHoro для вертикальных и наклонных скважин.
При окружных скоростях коронки ro==I,0
3,5 М!С для пород VIII
X
катеroрий по буримости расход буровоrо раствора можно также опре

делить из соотношения [6]
Q==kroS, (16.34)
rде k
 коэффициент пропорциональности, принимаемый k==0,6
 для
восстающих скважин и k==1,0
 для roризонтальных. Частота вращения
устанавливается так же, как для вертикальных скважин, соrласно при

веденным выше рекомендациям.


16.2.8. Бескерновое бурение rеолоrоразведочных скважин. PeKOMeндye

мые значения основных параметров режима бескерновоrо бурения при

веденыI в таБЛ.16.5.


Долота
Лопастные
Пикобуры


Значения Р уд, тв v
РУП, кн Ф, М/С
0,6
0,9 0,8
 1,6
0,45
0,95 0,6
 1,2


Трехшарошечные:
Миrм 2,0 0,8
1,2
СиСТ 2,0
2,4 1,0
1,2
ТиТК 2,4
3,0 0,6
1,0
К (ппыревые) 3,0-4,0 0,6
0,8
Для rидро
и пневмоударников 0,45
0,65 0,4
0,8
...........................................................


т а б л и ц а 16.5


V, м/с ·
0,6
0,8
0,6
 0,8
0,6
 1,0


0,6
0,8
0,6
 0,8
0,6
 1,0
0,4
0,6
0,6
 0,8
0,4
0,6
0,6
0,8


* в числителе
 промывка скважины rлинистым раствором; в знаменателе
 водой.


543




Верхние пределы удельных наrpузок (Руд, кн) следует выбирать
для более твердых пород. в крепких породах необходимо создавать зна

чительные наrpузки на долото. Осевая наrpузка на долото должна соз

даваться за счет веса УБТ. При бурении сильнотрещиноватых и Heoд

нородных по структуре и твердости пород осевую наrpузку следует
уменьшить на 25
30% по сравнению с бурением аналоrичных монолит

ных пород.
Выбрав значение Руд, определяют наrpузку на долото (в кн)


Pд==pyдD,
rде D
 диаметр долота, см.


(16.35)


Методика выбора осевой наrpузки на долото с учетом механиче

ских свойств пород изложена в подразделе 16.3.
При выборе окружных скоростей долота (т, м/с) необходимо учи

тывать абразивность и трещиноватость пород. В трещиноватых и силь

но абразивных породах (Каб
2), а также при значительных rлубинах
следует принимать нижние пределы т. При бурении пластичных пород
этот параметр должен иметь максимальное значение.
Расход буровоrо раствора (см. формулу 14.8а) подбирается по Be

личине скорости восходящеrо потока в затрубном пространстве (У, м!с)
При бурении алмазныIии долотами наrpузку на долото можно оп

ределить по формуле (16.24), приняв следующие значения: для oднo

слойных долот Руд==(0,5";-"0,)'10 4 кНlM2; для импреrнированных
Руд==(0,75";-"1,2).10 4 кНlM 2 . При бурении в трещиноватых породах расчет

ные наrpузки следует уменьшать на 50%.
Частота вращения (в мин
l) определяется исходя из соотношения:


n==60wкpl1CD, (16.36)
rде ткр
 критическая окружная скорость долота, для алмазных долот
reолоrоразведочноrо стандарта ткр==I,0..;-..1,6 м!с; D
 диаметр долота, м.
Расход промывочной жидкости (в л/с) по данным УфНИИ


Q==koS. (16.37)
rде ko
 коэффициент очистки (охлаждения) забоя, характеризующий
расход жидкости на площади последнеrо, для алмазных долот диамет

рами 46 и 59 мм рекомендуется принимать ko
0,02..;-..0,04 смЗ/с'с
.
Рекомендуемые параметры режима бурения rидроударными Ma

шинами специальными долотами 4дr
 115К и 4дr
96к, созданными в
СКБ «rеотехника»:


544




осевая наrpузка на долото, кН.....................

l
частота вращения, мин ..............................
расход буровоrо раствора, л/мин.. . . . . . . .. . . . . . . . .


4
6
60
 1 00

ЗОО


При бескерновом бурении rеолоrоразведочных скважин Moryт
быть также использованы малоrабаритные турбобуры TB
 1 02, ТШ
 1 08Б
и Tr
124 (см. справочник [3] табл.3.5), работающие при расходе жидко

стирж==1000 кr/м З от 8 до 12 л/с. Эти турбобуры Moryт быть эффективно
использованы при: значительных объемах бурения скважины с конеч

ным диаметром l18
151 мм в порода высоких катеrорий по буримости
и на большой rлубине; бурении структурно
поисковых скважин на
жидкие и rазообразные полезные ископаемые; наличии больших интер

валов скважины, которые можно бурить без отбора керна; блаrоприят

ных условиях для транспортировки более тяжелоrо оборудования с по

вышенной приводной мощностью и буровоrо инструмента.
Методика расчета параметров режима бурения турбинным спосо

бом приводится В подразделе 16.3.2.


Пример 16.8. Рассчитать параметры режима бурения для условий
приведенных ниже:


Интервал
бурения,
м


0
3
3
22
22
50
50
60


60450


Характеристика пород


Наносы
Наносы
Обломки песчаника и кварца
Алевролиты yrлеродисто

кварцевые
Абразивные породы (алев

ролиты;песчаники;сланцы
уrлеродисто
слюдисто

кварцевые) с прослоями
слюдисто
кварцевых слан

цев


Катеrория
пород по
буримо---
сти
IV
IV
УII
VIII


VIII
X!


Типоразмер
породоразру

шающеrо инст

румента
3Л132МС
93С
93С
93Т


09A3
59 (в по

родах VIII
IX)
ИДН
12
59 (в
породах X
XI)


для промывки скважины используется буровой насос НБ3
120/40
Решение. Осевую наrpузку на долото в интервале 0
60 м опреде

лим по формуле (16.35).


545




Приняв по таБЛ.16.5 для лопастных долот Ру==0,9 кН; для шаро--
шечныx долот 93С Ру==2,4 кН; для шарошечныx долот 93Т Ру==3,0 кН;
соответственно получим
Рд(л)==0,9.lЗ,2==11,9 кн
Р д(с)==2,4-9,3==22,3 кН; (интервал 3
22M);
Рд(с)==2,8'9,3==26,0 кН; (интервал 22
50M);
Рд(т)==3,0'9,3==27,9 кН; (интервал 50
60M).


для алмазных долот, воспользуемся формулой (16.24)
Примем для однослойных алмазных долот 09АЗ Py==(0,5
0,7)'104
кНlM 2 и S==19,3'lp-4
 потим
Pa.д.==(0,5
0,7)'10 '19,3'10 ==(9,65
13,5)ili;


для импреrнированных долот ИДН
12
59 при Py==(0,75
1,2)'104
Р а.д.==(О, 75
 1,2)'1 04'19,3'1 0-4==(l4,4
23)ili.


При бурении в трещиноватых породах (интервалы 120
175M и 225

245м) или с перемежающейся твердостью с зонами дробления расчет

ные наrpузки следует уменьшить до 50%.
для определения частоты вращения долот, соrласно приведенным
выше рекомендациям принимаются нижеследующие значения окруж

ной скорости вращения ro: для лопастных долот 3ЛlЗ2МС ro==1,1 м!с;
ДJIя шарошечных долот 93С ro==I,О м/с; для шарошечныx долот 93Т
ro==О,8 м!с; для алмазных долот 09A3
59 ro==1,2 м/с; для алмазныIx долот
ИДН
12
59 ro==1,5 м!с.
Тоrда по формуле (16.22) получим
для долота 3Л132МС


60 .1,1

п ==
 161мин 1;
3,14.0,132


для долота 93С


60 .1,1
п ==
 207 мин
l.
3,14.0,093 '


для долота 93 Т
60.0,8

п ==
 165 мин 1;
3,14.0,093


546




для алмазноrо долота типа 09А3


60.1,2
п == == 390 мин
l.
3.14.0,059 '


для алмазноrо долота типа ИДН
 12
59


60.1.5 486
l
п == == мин.
3.1 4.0,059


Расход буровоrо раствора при бурении лопастными и шарошеч

ными долотами определим по формуле (14.8, а), а при бурении алмаз

ными долотами
 (16.37).
Примем (см.табл.16.5) для долота зл v==0,6 м!с, типа C
0,6 м/с и
типа T
0,4 м!с. Тоrда для интервала 0
3 м


314
Q==..2......... (0,1322
0,0542).0,6==0,0068 м 3 /с или 410 л/мин;
4


ДJIЯ интервала 3
22 м и 22
50


Q== 3,14 (0,09з2
0,0542)-0,6== 162 л/мин;
4


для интервала 50
60M


Q== 3,14 (0,0932
0,0542).0,4== 1 08 л/мин.
4


Поскольку буровой насос НБ3
 120/40, входящий в комплект BЫ

бранной буровой установки не обеспечит расчетный расход промывоч

ной жидкости для первых двух интервалов, проектом предусматривает

ся первые три метра пройти при YB
,2 м!с, а интервал 3
60M при YB
,4
м/с, предусмотрев при этом в компоновке буровоrо снаряда шламо

улавливающую трубу закрытоrо типа.
Приняв ko==0,02
0,04 дм3/(с,см 2 ) по формуле (16.37) найдем расход
буровоrо раствора для бурения в интервале 60450 м


547




Q==0,03'27,3==0,82 дмз/ с или 49,2 л/мин,
rде 27,3 см 2 площадь забоя скважины (s==з,I4-5,9 2 /4==27,з см 2 ).
При бурении алмазными долотами в трещиноватых сланцах (ин

тервал 220
245M) и плотном кварце (интервале 385415м) высокой абра

зивности частоты вращения следует снижать до 130
150 мин
l.


16.3. Бурение скважин на жидкие и rазообразные полезные
ископаемые


Расчет параметров режима бурения ведется для каждой выделен

ной пачки rорных пород применительно к конкретному типу долота и
способу бурения.
16.3.1. Роторное бурение . При роторном бурении в процессе yrлубления
можно произвольно устанавливать любые комбинации основных пара

метров режима бурения.
Минимальная осевая наrpуЗка на долото , обеспечиваюшая объем

ное разрушение, ориентировочно (без учета работоспособности опор и
вооружения долот в зависимости от частоты вращения)


Рд==kЗаБРШS1(J (16.39)
rде k заб
 коэффициент, учитывающий влияние факторов, действующих
в реальных условиях бурения (rидростатическое давление буровоrо
раствора, температуры, динамичность, состояние забоя и др.) и изме

няющийся от 0,3 до 1,6 (наиболее часто k заб ==0,4-;--0,7); РШ
 твердость
породы МПа, определенная при статическом вдавливании штампа в
атмосферных условиях; SK площадь контакта зубьев долота с забоем,
которую приближенно можно вычислить из выражения, м 2 .


SK==1,3Dдkпb, (16.39а)
rде 1,3
 опьпный коэффициент, учитывающий фактическую среднюю
площадь контакта при нулевом поrpужении зубьев; k п
 коэффициент
перекрытия забоя зубьями долота, для долот с мноrоконусными ша

рошками со смещенными осями kп==1,5
1,9,


1 п .
k п ==
 L '; ,. (16.40)
R ;
l
Ь
 притупление зубьев, м, Ь==(I,О+ 1,5)10
Зм; R
 радиус долота; n z

число венцов; Zj
 ширина i
ro венца.
548




Еслирш и k заб неизвестны, то Р д для шарошечных долот D
190 мм
можно практически определить по удельной наrpузке Руд (в кНlMM)
Pд==PyдD. (16.41)


Рекомендуемые значения Руд приведены в таБЛ.16.6
Удельная наrpузка на лопастное долото принимается Р уд==О, 1 +-0,4
кНlMM.
для алмазных долот сплошноrо бурения Руд вначале должна быть
минимальной (табл.16. 7), а затем увеличена по полученному значению


У мmaх '
Наrpузку Р д на алмазное долото необходимо увеличивать с учетом
усилия, отжимающим долото от забоя РоТ<кН), возникающим при буре

нии с повышенным перепадом давления на долоте
Рuт==kL1рSз, (16.42)


Таблицаl6.6


r орные породы Руд, кН/мм
Весьма мяrкие
0,2
Мяrкие и среднемяrкие, а также мяrкие породы с прослойками 0,2
0,5
пород средней твердости и твердых
Породы средней твердости с прослойками твердых 0,5
 1,0
Твердые породы 1,0
 1,5
Крепкие и очень крепкие породы >1,5
Примечание: 1. С уменьшением D эти величины снижаются и для 140
MM долот они
ниже примерно в 1,5
2 раза. 2.Наибольшая Руд лимитируется прочность вооружения доло

та и подшипников.


Таблицаl6.7


PVH' кН/мм PVH, кН/мм
D, мииималь
 максималь
 D,мм минималь
 максималь

мм ная ная ная иая
158,1 0,122 0,38 214,3 0,140 0,65
163,5 0,122 0,49 242, 1
 0,144 0,66
267,5
188,9 0,132 0,58 293,9 0,136 0,68


rде k
 коэффициент, определяемый конструкцией рабочей rоловки до--
лота, k=O,167
0,210 (точное значение для долот с повышенным перепа

дом давления указывается в паспорте долота); др
 перепад давления,
МПа; SЗ
площадь забоя,
.
Наrpузку на колонковую бурильную rоловку ориентировочно
можно определить по формуле


549




Рд==kзабkJllшSк, (16.43)
rде kp
 коэффициент, учитывающий характер разрушения породы на
забое и прочность рабочих инструментов, kp==0,5--:---0,8 при бурении бу

рильными rоловками алмазными, kp==O,6--:---О,9
 твердосплавными и
k p ==O,9--:---1,0
 шарошечными бурrоловками; РШ и S((
 см. формулу (16.38).
ПЛощадь контакта ( в мм 2 ) алмазных бурильных rоловок с забоем
можно определить по формуле
SK==O.03d(X"" (16.44)
rде 0,03
 коэффициент, характеризующий степень внедрения алмазов
при хрупком разрушении породыI; КТ
 число алмазов на торцевой по

верхности алмазной бурrоловки; d c
 средний диаметр алмазов, мм; S((
определяется расчетным путем, исходя из известных размеров резцов с
учетом затупления в процессе бурения.
При бурении алмазными бурrоловками рекомендуются следующие
значения Руд (табл.16.8)


т а б л и ц а 16.8


Диаметр бурильной rоловки Рекомендуемая осевая нarрузка, кН/см
минимальная максимальная
141,3/52 0,11 0,35
157,1/67 0,10 0,38
188,9/80 0,11 0,42
214,3/80 0,12 0,42


Оптимальная величина Р д выбирается в процессе рейса путем по

степенноrо ее повышения от минимальноrо значения так же, как и при
бурении алмазным долотом.
Рекомендуемые значения Р д на бурильные rоловки лопастные и
ИСМ приведены ниже.
Диаметр, мм
Р д, кн


187,3
8От 150*/60--:--- 100


212,7
100--:--- 1 60/80--:--- 1 20


* в числителе для лопастных бурильных rоловок, в знаменателе
 для бу

рильных rоловок ИСМ.


Рекомендуемые осевые наrpузки (в кн) на бурильные rоловки в
зависимости от вооружения и характеристик породы можно найти в
табл.14.4 справочноrо пособия [10].
При выборе диаметра УБТ необходимо руководствоваться рацио-
нальными соотношениями диаметров долота (D, мм), УБТ (d y , мм) и


550




бурильных труб (d б . т , ММ), обеспечиваюших минимум rидравлических
сопротивлений при промывке скважины:


D,MM
140
145, 151
162, 172
190
215,9
243
269
295
320
346

370


dy,MM
95, 108
108, 120
108; 120; 133
146
178
178
203
203
203,254
203,273
203,299


d б . т , мм
89
102
114
127
127
168
168
168
168
168
168


По частоте вращения долота п различают три режима раБотыI: низ

кооборотный (роторное бурение) п::;90 мин
l; при средних частотах
врашения 90<nS250 мин
l и высокооборотный п>450 мин
l .
Рекомендуемые значения п при роторном бурение с промывкой
приведены в табл. 16.9.


<500
500
 1500
1500
2500
25004000
>4000


120
180
90
120
60
120
40
90
40
90


90
120
60
90
40
60
40
60
40


rлубина скважины Н,
м


При бурении с продувкой трехшарошечными долотами пород
средней твердости, твердых и крепких п не должна превышать 100
200
мин
l, а при бурении сыпучих и мяrких пород
 200
300 мин
l (при c<r
блюдении дрyrих параметров режима бурения).
С ростом rлубины скважины (в связи с повышением давления Bce

cтopoHHero сжатия) больше проявляется пластичность пород, требуются
большие деформации до разрушения и большая Д1Iительность контакта
зубьев долота с забоем. Это обусловливает необходимость снижения
частоты вращения с ростом rлубины. Дрyraя причина снижения часто

ты вращения долота заключается в том, что мощность N, необходимая
для привода ротора, с увеличением п и Н повышается вследствие бы



551




cтporo роста потерь на трение бурильной колонны о стенки скважины
(см. раздел.9)
Роторное бурение с низкими значениями п (20
80 мин
l) и боль

шими крyrящими моментами (150
500 кН.м) обеспечивает возможность
эффективноrо разрушения почти всех видов rорных пород осадочной
толщи при использовании различных, в том числе требующих больших
удельных моментов, лопастных алмазных долот с большим скольжени

ем.
Текушее значение частоты вращения стола ротора (мин
l)
Р уд(тах)
nl==
nтiп' (16.45)
РУд(i )
rде Р уд(тах)
 максимальная рекомендуемая наrpузка на 1 мм диаметра
долота (см. табл.16.6); Pyд(i)
 текущее значение Руд для KOHкpeтHoro
типа долота; nmin
 минимальная частота врашения ротора, которая бе

рется по характеристике ero для конкретной буровой установки, мин
l .
По полученному значению ni принимается ближайшее значение п
ротора, исходя из ero характеристики.
Увеличение п способствует повышению V M в меньшей мере и ведет
к уменьшению h д . При этом возникают трудности с передачей Мкр бу

рильной колонной С поверхности до забоя скважины. Некоторое увели

чение п против рекомендуемых значений оправдывает себя только в
случае хорошей стабилизации бурильной колонны с помощью стабили

заторов и поrлощения вибраций надцолотными амортизаторами.
Влияние вибраций особенно велико при разбуривании твердых и
крепких rорных пород шарошечными долотами и бурильными rолов

ками. Наиболее интенсивная вибрация возникает в сильно трещинова

тых породах, а также в породах резко перемежаюшейся твердости. Чем
сильнее вибрирует долото, тем в более тяжелом режиме приходится
работать бурильной колонне и наземному оборудованию. Значительная
вибрация бурильной колонны не позволяет выдерживать оптимальный
режим бурения. В этих условиях единственно правильным решением
является снижение п и Р д . Это позволяет выйти из критической зоны и
уменьшить вибрацию до допустимых пределов, однако ведет к сниже

нию производительности долот и увеличению стоимости 1 м бурения.
Восстановить оптимальное сочетание Р д и п, избежать недопустимо
сильной вибрации в бурильной колонне можно достиrнуть с помощью
надцолотноrо амортизатора [33].
Критическая частота вращения трехшарошечноrо долота может
быть рассчитана из выражения [30]
nкp==60J/3==20J, (16.46)
552




rде 1
 частота колебаний долота по данным мноrочисленных наблюде

ний составляет три цикла за каждый оборот, c
1 .
Собственная частота продольных колебаний УБТ (в c
l) определя

ется из выражения
1 1== 128411у, (16.47)
rде ly
 длина УБТ, м.
Собственная частота вращения УБТ (в c
l)
12==811l1у. (16.48)


Долото должно вращаться с частотой меньшей или большей 11 И


12.


Рекомендуемые режимы эксплуатации трехшарошечных долот при
различных способах бурения приведены в табл. 16.10. Верхнему ypOB

ию Руд cooTBeтCТByer нижний уровень n и наоборот. В пластичных вяз

ких rлинистых породах, а также слабосцементированных малоабразив

ных породах целесообразно выбирать значения n, близкие к максималь

ным, и пониженные значения Руд. В карбонатных породах целесообраз

но выбирать повышенные Руд и уменьшенные n. В песчаных и дрyrих
абразивных, а также трещиноватых и обломочных породах целесооб

разно снижать n ротора во избежание повышенноrо износа, разрушения
вооружения rерметизированных элементов опор шарошек. По мере из

нашивания опор при бурении твердых пород значение Мкр возрастает,
что позволяет более обоснованно изменять режим бурения, отрабаты

вать и менять долото.


Таблица16.10


Серия долота n, мин
1 Рvш кН/мм Способ бурения
rAY 35
70 0,6
0,8 Роторный
rHY 40
250 0.
1,0 Роторный, rзд, электробурами с
редукторными вставками
rH 60450 0,6
 1,0 Роторный, rзд, электробурами
rB, цв 60450 0.7
1,2 Турбинный


При роторном бурении Р д и n зависят не только от механических
свойств rорных пород, прочности и долrовечности caMoro долота, но и
от прочности И жесткости бурильной колонны. С увеличением Р д воз

растают напряжения сжатия в нижней части бурильной колонны и из

rиба, а с повышением n
 напряжения изrиба и частота продольных, а
также крутильных колебаний, что может ускорить разрушение буриль

ных труб и особенно резьбовых соединений.


553




Частота вращения показывает сушественное влияние на качест

венный отбор керна. Поэтому в зависимости от условий бурения реко-
мендуются следующие значения n.


Бурильные rоловки Шарошечные


Алмазные и
ИСМ
40
170


Лопаст

ные
70
 11 О


Частота вращения n, 48
50
мин
I


0.9


со)

 0,7
=

t
.

Q
Q 0,5


g.
):::
==
::ж:
* 0,3
,::.
......


0,1
150


200


250


300


350


ДиаМе'lр скважины,
"f


Рис.16.1.
Зависимость необходимой скоросПf восходящеrо потока в кольцевом пространстве
от диаметра скважины


При роторном бурении и при бурении электробуром расход буро--
Boro раствора (подача насоса) вычисляется по формуле (14.8, а). Bы

бор У в В кольцевом пространстве основывается обычно на опытных
данных.
В большинстве случаев рекомендуется принимать y b ==0,4--=--0,6 м/с
(нижний предел при использовании утяжеленных буровых растворов, а
верхний
 при промывке неутяжеленными маловязкими растворами).


554




в интервале неустойчивых rлин значение У В можer бьпь увеличено
до 1,2 м/с. для инженерных расчетов можно воспользоваться эмпириче

ской зависимостью, применяемой за рубежом (рис. 16.1).
Фуллертон [20] рекомендует следующее соотношение между CKO

ростью восходящеrо потока (У, м/с), диаметром долота (D д , мм) и плот

ностью буровоrо раствора (Р, кr/M 3 )


Это соотношение отражено rpафически на рис. 16.2.


'
" 146,1 мм


8
g 0,8
$.

 0,70
u
g

 0,60
u
о

o,50
U
0.40


;о

.
 ... 190,5

9.


-с;
,1--;-"212,7
<0./



u

 1,00


S 0.9
i= J


120 140 160 180 200 220 240 260280300 320 340 360 380 400 420 440 460
Диаметр долота, мм


Рис. 16.2.
Оптимальная скорость восходящеrо потока, по Фуллертону [20]


в отечественной практике широко используют рекомендации
В.С.Федорова о необходимости подачи на забой удельноrо расхода
жидкости 0,057
0,065 л/(с,см 2 ) для шарошечных и лопастных долот и
0,06
0,1 л/(с,см 2 ) для алмазных.
При разбуривании мяrкиx пород с очень высокой У м вследствие
большей интенсивности шламообразования Q целесообразно увеличи

вать, чтобы плотность раствора не моrла существенно возрасти за Bpe

мя, необходимое для транспортирования шлама к устью скважины.
Если У м ::;15 м/ч, то увеличивать Q при роторном бурении (и буре..-
нии электробурами) целесообразно лишь до тех пор, пока скорость BOC

ходящеrо потока не достиrнет 0,5
0,75 м!с.


555




Из трех основных режимных параметров при роторном бурении
основное внимание уделяется Р д и Q. При средней чистоте забоя cквa

жины V M увеличивается линейно с повышением Р д' Эта зависимость
может быть доведена до квадратичной блаrодаря улучшению очистки
забоя путем увеличения rидравлической мощности (N r ) струй, подво

димых К забою через rидромониторные насадки.
Минимально необходимую N r на забое можно найти по rpафику
(см. рис. 14.6) в зависимости от произведения Р удn.
При бурении с отбором керна Q так же, как и n оrpаничивается и
увеличивается в зависимости от диаметра бурильной rоловки (в л/с): от
16
24 до 18
26 (лопастные); от 16
24 до 20
28 (ИСМ); от 8
12 до 20
30
(алмазные).
Для алмазных бурильных rоловок расход буровоrо раствора (в л/с)
рекомендуется определять по формуле


Q==k u 5 u , (16.50)
rде ko==(O,06
0,10)
 коэффициент очистки (охлаждения забоя), xapaктe

ризующий расход жидкости на плошади забоя 50 в 1 см 2 за 1 с, л/( c'c
).


Пример 16.9 . Вычислить Р д на долото 215,9 c
rв при бурении в
слоистых арrиллитах с твердостью Рш== 1 020 МПа.
Решение . Примем k п ==0,8; b==I,05.10
3 м и k заб ==0,5. По формуле
(16.39) получаем
SK== 1,3'215,9'10
3'0,8'1,05.10
3==235,7'10
6M2


Тоrда по формуле (16.38)
Рд==о,5'lо,2.105'235,7'10
==120,2 кИ.


Пример.16.10. Вычислить и сравнить мощности, затрачиваемые на
холостое вращение N X . B бурильной колонны диметром d и == 140 мм верти

кальной скважине rлубиной 1000 и 2000 м при следующих условиях:
диаметр скважины D==393,7 мм; n==120 мин
l; Fl,4'104кН1
.
Решение. По формуле (8.6).
при Н== 1 000 м
NX.Blooo==13,5.10
'1000'0, 142'1201,5'0,3937°,5'1,4-104==30,6 кВт
при Н==2000 м
Nх.в2000== 13,5'10
'2000'0,142.1201,5'0,39370,5'1,4'104==61,2 кВт.
Таким образом, Nх.в2000> NX.BIOOO в 2 раза.


556




Пример 16.11. Вычислить критическую частоту вращения долота,
если секция УБТ имеет длину /у==120 м.
Решение. Из выражения (16.47) и (16.48) находим


/1== 1284/120== 10, 7 c
l,
/2==811/120==6,7 C
l.


По формуле (16.46)
nкpl==20'10,7==214 мин
l,
nкp2==20.6,7==134 мин
l.


Отсюда следует вывод, что для предотвращения вибраций долото
должно вращаться с частотой не менее 134 мин
l и не более 214 мин
l.


Пример 16.12. Определить подачу насоса для следующих условий
бурения: диаметр долота D==295,3 мм; диаметр бурильных труб d H ==127
мм; буровой раствор
 неутяжеленный маловязкий.
Решение. По рис.16.2 долоту D==0,3 м соответствует минимально
допустимое значение v B ==0,4 м/с. По формуле (14.8, а)
3,14 2 2 3
Q==
 (0,3
0,127 )0,4==0,023 м /с ==23,2 л/с.
4
Если применить 25%
ный запас, то получим v B ==0,5 м!с и Q==29 л/с.


16.3.2. Тvvбинное бvvение. При турбинном бурении практически можно
управлять только осевой наrpузкой на долото, которая определяется так
же, как и при роторном бурении. В зависимости от Р д, а следовательно,
и вращающеrо момента на долоте устанавливается та или иная частота
вращения (например, повышение Р д вызывает рост М, а п падает). Связь
между М и п определяется рабочей характеристикой турбобура, которая
зависит от Q и Рб.р.
В выборе Q при турбинном бурении также меньше возможностей,
чем при роторном бурении, так как основная часть создаваемоrо в насо-
сах давления расходуется в турбобуре. Таким образом, расход Q явля

ется основным параметром, от KOToporo зависят все остальные, и он
должен бьпь достаточным, чтобы двиrатель Mor развить момент, необ

ходимый для вращения долота при заданном значении Р д:
М
kт(А1удРд+МО), (16.51)


rде k T
 коэффициент, учитывающий момент на преодоление сил трения
в подшипниках rзд (kr::::::l,I...;-.I,2); М уд
 удельный момент, H.MIН; МО

557




вращающий момент на преодоление сил сопротивления, практически не
зависящий от Р д , Н.м.
Момент, необходимый для вращения, можно вычислить также по
формуле
1
M==
 М удР д + М О > (16.52)
1Jд
rде 1Jд
 механический КПД долота, для HOBoro долота 1Jд==0,96
0,98.
у дельный момент определяется опьпным путем (например, KOC

венно с применением турботахометра непосредственно при бурении
скважин) либо по формуле


М,,{'<lД(
 + О,14)О 2 , (16.53)
rде ад
 коэффициент, зависящий от модели долота, а д :::::l для трехша

рошечных долот типов М, МС, МСЗ; а д :::::О,7--=--0,8 для долот С, СЗ, СТ,
СТЗ; а д :::::О,5--=--0,6 для долот Т,Т3; а д :::::2--=--2,5 для фрезерных долот;
а д :::::l,7--=--1,9 для алмазных и одношарошечных.
Для трехлопастных долот М уд примерно на 35
50% больше, чем
для долот типа С.
Значения МО при бурении вертикальных скважин в диапазоне из

менения Рб.р==1200--=--1700 кr/M 3 (по данным В.И.Курепина) можно опре

делить из rpафика (рис. 16.3)
При турбинном способе бурения выбранный расход буровоrо pac

твора, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу
турбобура с заданным для разрушения породы моментом.
При турбинном бурении расход (в м 3 /с), обеспечивающий необхо

димый момент, определяется из выражения


Q==Q I (16.54)

 табл-vРта6ЛМ / Р6.рМ та6л .
rде Qтабл
 расход раствора, м 3 /с, с плотностью Рб.р, кr/M 3 , при котором
турбобур развивает врашающий момент М табш Н'м (см.табл.4.1 [14];
таБЛ.3.1 [32])


558




М{}.Н.м
400


200


о


200


300


D.MM


Рис.16.3.
Зависимость момента Мо от диамeIpa долота D при бурении вертикальных скважин в
диапазоне изменения плотности буровоrо раствора 1200
1700 Kr/M 3 :
1 ,2
 минимальные и максимальные значения соответственно.


При разбуривании продуктивных пластов желательно применять
те турбобуры, для раБотыI которых необходим возможно меньший pac

ход Q, но не ниже вычисленноrо по формуле (14.8, а)
При бурении алмазными долотами значение Q выбирается из ус.-
ловия обеспечения нормальной работы турбобура. Рекомендуемые зна

чения Q (в л/с) в зависимости от диаметра долота D (в мм) приведены
ниже.
D,MM
138,1;149,4; 159,4
163,5
186,9


Q,л!с
6
18
14
22
20
30


D,MM
214,3
242,1; 267,5
292,9; 295,3


Q,л!с
26
36
30
50
45
60


При использовании раствора с низким значение Рб.р принимается
наибольшее значение Q.
Знание Q необходимо для оценки процесса разрушения rорных по

род в ero взаимосвязи с энерrетической характеристикой турбобура.
Если значения расхода Q и давления на насосе Рн остаются неиз

менными, то частота вращения п снижается с повышением пластично-


559




сти rорных пород (т.е. с ростом моментоемкости) и напротив n повыша

ется, если встречаются хрупкие и твердые породы.
для расчета частоты вращения можно воспользоваться выражени



ем


1Fп{l
 Л;
д ). (16.55)
rде n х
 частота вращения при холостом ходе турбобура, мин
l; М Т

тормозной момент трубобура, Н.м.
Значения n х и М Т определяются с учетом фактических характери

стик для данноrо интервала бурения Q и Рб.р по зависимостям
nхО= nc.x.!l.. .
Qc
м О=М Рб.рQ2
т тc
.
PcQe
rде n е . х , М т . е , Qe, Ре
 соответственно табличные данные стендовых xa

рактеристик частоты вращения вала турбобура, тормозноrо момента,
расхода и плотности буровоrо раствора.
Данные для некоторых типов турбобуров приводятся в таБЛ.16.1 О.
Фактические значения М уд для долот различноrо диаметра и пород
различной твердости приведены в таБЛ.16.11.


(16.56)


(16.57)


Таблица16.10


Тип турбобу
 Qe, л/с Ре, кr/M J
l Mт.(
 Н'м
n е . х , мин
ра
А9Ш 45 1200 830 6140
А7Ш 20 1200 950 1470
ЗТСШ1
240 34 1200 900 6640
ЗТСШ
 195 24 1200 1060 3630


Характеристики М уд для долот, не указанных в табл.16.11 находят
методом интерполяции либо по зависимости
D
М уд2 О=Муд]......1.... (16.58)
Dl
rде М уд1
 табличные значения удельноrо момента для исходноrо доло

та соответствующей катеrории твердости породы; MyJJ2
 искомая вели

чина удельноrо момента для фактическоrо диаметра долота и данной
твердости породы; Dl и D 2
 соответственно исходный и фактический
диаметры долота.
560




Таблица16.11


Диаметр У дельный момент на долоте по катеrориям твердости пород,
долота, мм Н'м/кН
I
П ПI
IV Y
YI УН УНI и более
120,6 9,5 6,9 4,4 2,8 1,9
139,7 11,0 8,1 5,2 3,3 2,2
151 11,9 8,7 5,5 3,6 2,4
190,5 15,0 11,0 7,0 4,5 3,0
215,9 16,9 12,4 7,9 5,1 3,4
244,5 19,3 14,2 9,0 5,8 3,9
269,9 21,2 15,6 9,9 6,4 4,3
245,3 23,3 17,1 10,8 7,0 4,7
320 25,2 18,5 11,8 7,6 5,1


Наибольшая частота вращения (в C
l) долот, вооруженных CBepx

твердым материалом (алмазы, славутич и т.д),
llmax==wкplnD, (16.59)
rде Юкр
 окружная скорость периферии долота, при которой начинается
rpафитизация или интенсивное и термическое разрушение CBepxтвep

дых материалов, м/с, Юкр==7 7 9 м!с.
Методика расчета режима бурения турбобуром с параллельным
делением потока буровоrо раствора для работы с rидромониторными
долотами приводится в работе [13]
Турбобур выбирается исходя из условия передачи на забой наи

больших значений мощности и крутящеrо момента. Высокооборотные
турбобуры с частотой вращения 600
 750 мин
l дают удовлетворитель

ные результаты только при бурении в крепких породах сравнительно
неrлубоких скважин с промывкой водой или маловязкими rлинистыми
растворами небольшой плотности, а также при алмазном бурении мало

абразивных пород с Рд, обеспечивающей максимальное значение VM;
тихоходные турбобуры с расчетной частотой вращения примерно зоо

450 или 200
300 мин
l эффективно использовать при проходке шаро

шечными долотами rлубокозалеraющих пластичных и абразивных по

род; при сравнительно больших rлубинах скважин (а также при разбу

ривании продуктивных пластов) желательно применять такие турбобу

ры, для работы которых требуется расход, близкий к величине, найден

ной по формуле (14.8, а).
При таком выборе уменьшается дифференциальное давление на
забое, а в ряде случаев и число буровых насосов.
Размер турбобура определяется диаметром скважины и должен
быть, как правило, меньше ero на 20 мм.


561




Пример 16.13. Определить расход буровоrо раствора при бурении
скважины турбобуром ЗТСША 195 ТЛ в породах средней твердости
алмазным долотом ДЛС 214, 3С2; с осевой наrpузкой Р д== 100 кИ;
Рб.р== 1150 кr/м З .
Решение . Примем п==700 мин
l; а д ==I,8; k T ==I,I; М о ==50 Н'м
(см.рис.16.4); Qтабл==30 л/с
По формулам (16.53), (16.52) и (16.54) находим соответственно
( 28 )

М уд ::::::l,8
+ 1,14 0,214 2 ==1,5'10 2 H'мIН;
700
М::::::l,I (1,5'10
2'100'10З+50)==170 5 Н'м;
Q==30 .J l 000.1705/ (1 150.3060» ) ==22,4л/с.


По таБЛ.16.11 для долота диаметром 269,9 мм находим в породах
V
VI катеrории твердости М уд ==9,9 Н'м/кИ.
Тоrда по формуле (16.55)
П==7746 ( 1 9,9.216 ) ==488 мин
l.
, 5776,5


Пример 16.8. Вычислить наибольшую частоту вращения долота
ДКС 267,5С6.
Решение. Приняв СОкр==8 м/с по формуле (16.59) находим
п тах ==8(3,14'0,2675)==9,5 c
l, или 571 мин
l.
Скорость вращения долота при турбинном бурении измеряется при
помощи специальноrо турботахометра, датчик KOToporo устанавливает

ся в верхнем узле турбобура и соединяется с валом последнеrо.


16.3.3. Бvvение скважин винтовыми забойными двиraтелями. Винтовые
забойные двиraтели (ВЗД) целесообразно применять при бурении cквa

жин на средних и больших rлубинах в диапазоне частот п==100+250 мин

1. Поскольку ВЗД имеет довольно жесткую характеристику, с увеличе

нием Р д и М, срабатываемый в двиraтеле перепад давления Ар возраста

ет в степени, несколько большей единицы, а п уменьшается незначи

тельно, пока реализуемая двиrателем мощность не достиrнет максиму

ма при данном значении Q. Прирост перепада давления в двиraтеле при
увеличение Р д от нуля до допустимоrо максимума составляет Ар==3+4
МПа.
Расход, необходимый для работы ВЗД, вычисляется по формуле


562




Q
QтаБЛ
 ,
М табл
rде Qтабл
 расход буровоrо раствора (м 3 /с) с плотностью Ртабл (кr/M 3 ),
при котором двиrатель развивает вращающий момент М табл (см.
табл.4.1 [14]; табл. 3.18 и 3.19 [32]).


(16.60)


16.3.4. Бурение с помощью электробvpов. Как и при роторном бурении
при бурении электробуром, расход раствора может устанавливаться
независимо от дрyrих режимных параметров, а избыточное давление
насосов может быть, использовано в насадках rидромониторных долот.
Частота вращения вала электробура устанавливается еще на стадии
проектирования режимов бурения, подбора типа электробура и числа
редукторов. При частоте переменноrо тока 1==50 rц частота вращения
вала электробура п изменяется от 600 до 750 мин
l .
для разбуривания большой rpуппыI пород мяrких и средней TBep

дости, пластичных и абразивных, особенно залеraющих на значитель

ной rлубине, указанные значения п велики. Поэтому на практике часто--
ту вращения электробура снижают путем применения редукторов.


16.4. Рекомендации по выбору оптимальных значений пара

метров режима бурения


для выбора оптимальных режимных параметров используются pe

зультаты исследования бурения опорно
технолоrических скважин на
данной площади или дрyrих площадях с аналоrичными ropHo

rеолоrическими условиями.
Общая постановка задач оптимизации записывается в следующем
виде:
условие обеспечения минимальных сроков строительства скважи

ны
vp
тax пpuCg;n; (16.61)
условие минимальных затрат на бурение в пределах cMeтыI
C
min при V
 V р . п , (16.62)
rде v p
 рейсовая скорость бурения; С
 стоимость 1 м проходки по за

тратам, зависящим от времени; Сп
 плановая стоимость 1 м проходки,
обеспечивающая затраты на бурение в пределах сметы; V р . п
 плановая
рейсовая скорость бурения, обеспечивающая строительство скважины в
установленные сроки.


563




Уrловая скорость вращения
ротора, рад/с


3


13


23


33


м
МС tO;:I

 400 t5

 мсз а
.....

 r::r

 е
с'1 800 с о
>. СЗ ::t:

 tr
\u
ст S
tI: стз О
t:I::


 1200
== т,тз S
,t\
5 ткз t::
:s:

 f-..
1600 к
ок
0,84 1,98 3,12 4,25
Периферийная скорость, Mic


Рис. 16.4.
Взаимосвязь между скоростью вращения шарошечноrо
долота диаметром 214 мм и удельной осевой наrpузкой
при роторном бурении:
1
 для новых и сложных площадей; 2
 для площа

дей с хорошо изученными нормальными условиями


Сочетание опти

мальных значений Р д и
п должно обеспечить
vM(max)' На рис.16.4 по--
казана зависимость
между Руд и п для ша

рошечных долот
D==214 мм (Середа
Н.r.,Соловьев Е.М,
1974) при условии, что
интенсивность про

мывки достаточна для
хорошей очистки за

боя. Приведенная за

висимость может быть
использована и для
долот дрyrих диамет

ров. При этом частоту
п рекомендуется pery

лировать так, чтобы ro
на периферии долота
не превышало указан

ных величин.
При данном значении
Р д увеличение п доло

та с целью повышения


V M целесообразно лишь до тех пор, пока возрастает рейсовая скорость
бурения V p ' Поэтому оптимальным является тот режим бурения, при
котором обеспечивается рост V p по сравнению с дрyrими режимами.
Любое изменение Руд и п или обоих параметров, вследствие чеrо
ускоряется износ долота и уменьшается hp (а следовательно и V p ), счи

тается нерациональным.
Скорость проходки уменьшается при увеличении следующих по

казателей: плотности буровоrо раствора (приводит к возрастанию диф

ференциальноrо давления); пластической вязкости и особенно динами

ческоrо напряжения сдвиra (при неизменной подаче буровых насосов
приводит к возрастанию rидравлических сопротивлений и циркуляци

онной системе и дифференциальноrо давления); содержания бентони

товых частиц в суспензиях на водной основе.


564




1


::r 4,8






fJ

 3,6
g-
t
& 2,4


u




u

 1,2
:s:
а
>(






о


20


40


60


Давление жидкости, МПа


РИс.16.5.
Влияние давления столба буровоrо раствора на механическую скорость проходки при
разбуривании различных пород ( по данным лабораторных испытаний):
1
 высокопроницаемый известняк; 2
 малопроницаемый мрамор; 3
 непроницаемый
rлинистый сланец.


t 3,6
о
о-

 2,7
u

-e:
s ::s 1.8
11) ..



a

>< ><
11) о 0,9
:Е@'
О 12 24 36


КOlщентрация тверДОЙ фазы, %


РИс.16.6.
Влияние концентрации твердой фазы в буровом растворе на механическую
скорость проходки


565




Повышению скорости проходки способствуют следующие факто

ры: увеличение показателя мrновенной фильтратоотдачи Ф О буровоrо
раствора; наличие в ero фильтрате ПАВ, облеrчающих проникновение
жидкой среды в микротрещины и поры породы; добавки к буровому
раствору на водной основе нефти, нефтепродуктов и дрyrих смазочных
материалов (препятствует образованию сальников, в результате чеrо
возрастают действительная осевая наrpузка на долото и мошность, под

водимая к забою), уменьшение содержания твердой фазы.
Влияние дифференциальноrо давления и содержания твердой фазы
на механическую скорость проходки показано на рис. 16.5 и 16.6 (Cepe

да H.r., Соловьев Е.М., 1974)
Почти все факторы, которые способствуют снижению скорости
проходки, неблаrоприятно влияют также на величину проходки за рейс.


Список литературы


1. Ллмазосбереraющая технолоrия бурения / r.А.Блинов,
В.И.Васильев, М.r.rлазов и др. Л., Недра, 1989.
2. Башкатов Д.Н. Оптимизация процесса бурения. Учебное посо--
бие. М., PIТPY, 2005.
3. Башкатов Д.Н., Олоновский Ю.А. Вращательное шнековое бу

рение rеолоrоразведочных скважин. М., Недра, 1968.
4. Бревдо r.Д. Проектирование режимов бурения. М., Недра,
1988.
5. Васильев В.И., Пономарев П.П., Блинов r.A., Бакланов Ю.В.,
Кулик Б.А., Лаврова r.A., Оношко Ю.А. Отраслевая методика по разра

ботке технолоrии бурения на твердые полезные ископаемые.
 2
e изд,
перераб. и доп.
 Л.: ВИТР, 1983.
6. Власюк В.И. Опьп разработки и внедрения рациональной Tex

нолоrии алмазноrо бурения скважин из подземных rорных выработок.
М., ЭИВИЭМС, 1980, c.l
15.
7. Воздвиженский Б.И., Волков С.А., Волков А.С. Колонковое бу

рение М., Недра, 1982.
8. Володин Ю.И., Мишенькин И.М. Руководство к практическим
занятиям и сборник задач по бурению скважин: Учебное пособие для
техникумов.
 М.: Недра, 1987.
9. rанджумян Р.А., Практические расчетыI в разведочном буре

нии. 2
e изд. перераб. и доп. М., Недра. 1986.


566




10. rанджумян Р.А., Калинин A.r., Никитин Б.А. Инженерные pac

четы при бурении rлубоких скважин.
 М., Недра, 2000.
11. Джеймс Л., Ламмус r. Наrpузка на долото и скорость вращения
ротора.
 Инженер
нефтяник, 1974, H
5, c.53
56.
12. Емельянов В.Н., Коновалова А.Ш. Элияшевский И.В. Диплом

ное и курсовое проектирование. Бурение нефтяных и rазовых скважин:
Учеб. пособие для техникумов.
M.:Heдpa, 1993.
13. Иоанесян Ю.Р., Мациевский В.П. Василенко А.А. Современная
техника турбинноrо бурения. Киев, «TexHiKa», 1977.
14. Иоraнсен К.Б. Спyrник буровика: Справочник
 М., Недра,
1990.
15. Калинин A.r., Ошкордин О.В. Питерский В.М., Соловьев Н.В.
Разведочное бурение. Учебник для вузов. М., 000, «Недра. Бизнес

центр», 2000.
16. Калинин A.r., Левицкий А.З., Мессер A.r., Соловьев Н.В.
Практическое руководство по технолоrии бурения скважин на жидкие и
rазообразные полезные ископаемые.Шод ред. А.r.Калинина. М., Недра,
2001.
17. Кардыш B.r., Киселев А.Т., Меламед Ю.А. rидроударное бу

рение с использованием шарошечных долот.
 В КИ.: Новые техниче

ские средства для бурения rеолоrоразведочных скважин. Л., НПО «reo

техника», 1989.
18. Киселев А.Т., Крусир И.Н. Вращательно
ударное бурение reo

лоrоразведочных скважин М., Недра, 1982.
19. Кодзаев Ю.В. Бурение разведочных rоризонтальных скважин.
М., Недра, 1978.
20. Маковей Н.rидравлика бурения. М., Недра, 1986.
21. Марамзин А.В., Блинов r.А.Алмазное бурение на твердые по--
лезные ископаемые. Л., Недра, 1977.
22. Масленников И.К. Буровой инструмент: Справочник.

М.:Недра, 1989.
23. Матвеев r.M. Типовые задачи по структурному бурению М.,
Недра 1973.
24. Методические рекомендации по технолоrии высокооборотноrо
алмазноrо бурения в монолитных и слаботрещиноватых rорных поро

дах /В.И.Васильев, В.П.Липатников, В.Н.Зорин, И.С.Еroров. Л., ВИТР,
1987.
25. Мурзаков Б.В. У становление рациональных режимов бурения в
зависимости от типа буровоrо оборудования и rеолоrо
технических
условий. Обзор ОНТИ ВИЭМС, 1969, H
47.


567




26. Мэрфи Э. Выбор оптимальных параметров режима бурения.

Бурение, 1970, H
1, с.3541.
27. Орлов А.В., Орлов С.А. Расчет оптимальноrо режима бурения.

Нефтяное хозяйство, 1983, Н24, c.13
17.
28. Отраслевая методика по разработке технолоrии бурения на
твердые полезные ископаемые. В.И.Васильев. А.А.Пономарев,
r.А.Блинов. Л., ВИТР, 1983.
29. Проектирование режимов турбинноrо бурения. /С.Ф.Потапов,
А.М.Матвеева, В.Д.Маханько и др.
 М., Недра, 1974.
30. Рабиа Х.Технолоrия бурения нефтяных скважин. тер. с анrл.
В.r.rриryлецкоrо. М., Недра, 1989.
31. Сердюк Н.И. Куликов В.В. TyнrycoB А.А. и др.Бурение cквa

жин различноrо назначения М.: PIТPY 2006.
32. Симонянц С.Л., Симонянц Л.Е. Определение оптимальных па

раметров режима турбинноrо буренияI Тр. ВНИИБТ
 1985. ВЫП.61 с.
9
13.
33. Справочник Буровое оборудование. Буровой инструмент.
т.2.М., Недра. 2003.
34. Справочник по бурению rеолоrоразведочных скважин. Афа

насьев И.С., Блинов r.А.Пономарев П.П. и др. Л., ВИТР, 2000.
35. Справочник по бурению скважин на воду. Под ред.
Д.Н.Башкатова. М., Недра 1979.
36. Сулакшин С.С. Бурение rеолоrоразведочных скважин. Учебник
для вузов. М., Недра, 1994.
37. Техника и технолоrия высокоскоростноrо бурения./r.А.Блинов,
Л.r.Буркин, А.А.Волод
 и др., Недра, 1982.
38. Техника и технолоrия бурения с rидротранспортом керна
/В.r.Кардыш, А.Н.Пешков, А.В.Кузнецов и др. Под ред. В.r.Кардыша.
М., Недра 1993.
39. Технолоrия и техника разведочноrо бурения. Учебник для BY

зов /Ф.А.Шамшев, С.Н.Тараканов, Б.Б.Кудряшов и др. Изд. 3
e, пере

раб. и доп.
 М.: Недра, 1983.


568




17. Расчеты по предупреждению и ликвидации осложне

ний


Правильный выбор эффективных мер предупреждения и ликвидации
осложнений возможен при знании физической сущности их возникнове

ния и развития.
При вращательном бурении скважин на твердые, жидкие и raзооб--
разные полезные ископаемые наиболее распространенными rеолоrиче

скими осложнениями являются: поrлощения буровых и тампонажных
растворов; нарушение целостности стенок скважины; флюидопроявления;
прихват буровоrо инструмента в скважине и др.


17.1. Поrлощение буровых и тампонажных растворов


Поrлощение буровых и тампонажных растворов может быть вызвано
наличием в rорных породах каналов (например трещин, пустот, каверн) и
rидравлическим разрывом пород при значительном превышении и rидр

статическоrо давления над пластовым.
Раскрытие естественных или образование новых трещин происходит
при условии


Ре.т. +Рz.д>Рпл+Рр


(17.1)


rде Рст.
 rидростатическое давление в стволе скважины; Рr.д
 rидродина

мическое давление; рм
 пластовое давление; Рр
 rидравлическое сопр

тивление растеканию буровоrо лили тампонажноrо раствора по каналам в
rорной породе, Bcкpытым скважинам.
Давление rидpоразрыва шшста ориентировочно можно оценить по
уравнению


Pzp==(O, 49+0, 91)pz,


(17.2)


rде Pr
 ropHoe (rеостатическое давление).
При выборе способа предупреждения и ликвидации поrлощений
можно воспользоваться данными табл. 18.1 справочноrо пособия [5]. Сп

соб предупреждения и ликвидации поrлощения выбирается в зависимости
от характеристик поrлощающеrо rоризонта.
Orносительное давление в поrлощающем rоризонте


569




Рб.р (h n . z
 h cm )
Ро = ,
hn.zPe


(17.3)


rде Рб.р, РВ
 плотность соответственно буровоrо раствора и воды (в кr/M 3 );
h п . r
 rлубина поrлощающеrо rоризонта, м; h CT
 высота снижения уровня
жидкости (статический уровень), м.
Положение статическоrо уровня воды в скважине при замене rлини

cтoro раствора водой устанавливается из выражения


h c2 ==H
 hfP


(17.4)


rде h'S
 высота столба воды,


hв==hб.p/Jб./Рв==(Н
 hс1)Рб./Рв;


(17.5)


h б . р
 высота столба раствора в скважине; h c1
 статический уровень
раствора в скважине.
Плотность жидкости для замены в скважине раствора с таким расче

том, чтобы статический уровень бьт на устье, вычисляется из уравнения


р 1 ==(Н
 hс1)Рб./н.


(17.6)


Если рост Рб.р обусловлен переходом части выбуренной породы в aK

тивную твердую фазу, то восстановить ее можно разбавлением раствора
водой с введением соответствующих реаrентов.
Объем добавляемой воды на еf(ИНИЦУ объема раствора Vб.р (м 3 ) для
уменьшения плотности от Рб.р до Рб.р вычисляется по формулам, приве

дeHным в разделе 7.
Плотность буровоrо раствора, обеспечивающая нормальную цирку

ляцию при поrлощении, определяется из уравнения


Рб.р2==kРб.р l(hn
 hc)/h", (17.7)
rде k==0,85
 коэффициент запаса; h п
 rлубина нахождения кровли поrл

щающеrо rоризонта, м.
Объем буровоrо раствора (в м 3 ), который поrЛОТИЛа скважина,


Q==Sh, (17.8)
rде S
 IШощадь приемной емкости, м 2 ; h
 высота СНижения уровня в eM

кости, м.


570




Интенсивность поrлощения (в м.з/ч)


Ql ==Q60/t,


(17.9)


rде t
 время (в ч), за которое уровень в емкости снизился на величину h.
Коэффициент поrлощающей способности при полном поrлощении
буровоrо раствора


К п . с .== Q/ .J hcт
hдин . (17.10)
rде hдин
 динамический уровень раствора в скважине, м.
Классификация зон поrлощения в зависимости от величины Кп.с при

ведена ниже.


Коэффициент 1 1
3 3
5 5
15 15
25 >25
Кп.с
Классификация
зон поrлощения 1 II 111 IV V VI
Поrлощение Частич
 Пол
 Интенсив
 Катастрофиче

ное ное ное ское


При частичном поrлощении коэффициент Кп.с определяется из Bыpa

жения


К п . с == Qt/ .J hcт + Рк.п 1О , (17.11)
rде Рк.п.
 rидравлические потери в кольцевом пространстве при движении
раствора от зоны поrлощения к устью скважины, МПа (определение Рк.п
приведено в rл.14).
При определении необходимой плотности АБР можно воспользо--
ваться формулой (3.5).
Максимальная скорость спуска бурильноrо инструмента с целью
предупреждения поrлощения буровоrо раствора определяется из выраже

ния


v == (pz
 РплХD:
d2)
1пQX 3300h ' (17.12)
n1J
rде Pr
 rидростатическое давление буровоrо раствора, МПа; РШI
 пласто--
вое давление, МПа; D д
 диаметр долота, м; d
 диаметр бурильных труб,
м; 1'/
 пластическая вязкость буровоrо раствора, Па'с.


571




Эффективным способом изменения характеристики поrлощающеrо
rоризонта является применение закупоривающих материалов
 наполни

телей, которые в зависимости от условий бурения конкретной скважины
добавляют в циркулирующий буровой раствор, или поведение разовой
закачки в зону поrлощения порции специальной жидкости с наполните

лем [21]. Первый прием можно реализовать с профилактической целью
перед вскрытием зоны поrлощения.
Большинство наполнителей, позволяют закупоривать трещины раз

мером не более 6 мм. В табл 17.1 приведен перечень добавок и область их
применения [19].


Наполнитель и ero химическая
п и ода
ВОЛ
 отходы латексных вулкани

зированных изделий


lШК
 низкозамерзающая латексная
композиция
Целлофановая стружка


ВУС
 вязкоупрyrий состав на oc

нове латекса и полиоксиэтилена
Кордное волокно
 смесь крученых
нитей из искусственноrо волокна и
частиц измельченной зины
Разномерная резиновая крошка

дробленая вулканизированная рези

на
 отходы шинноrо п изводства
Слюда
чешуйка
 дробленые отхо-
ды слюдяных аб ик
НДР (дробленая резина)
 крупно

азме ный наполнитель.
ПУН
 пластинчатыIй упрyrий Ha

полнитель
 пластинчатыIe вырубки
из отходов РТИ
ВДР
 водная дисперсия резины с
использованием смоляных и жир

ных кислот В качестве эм :льrато а
МРК
 мелкая езиновая шка
Хромовая стружка и (<кожа
rорох»

отходы п оизводства кожемита


572


Таблица 17.1
Область применения


Снижение инrенсивности поrлощения в
среднетрещиноватых проницаемъlX поро-
дах
Ликвидация инrенсивных поrлощений в
п цессе б ения
В условиях раскрытия каналов ухода до 3
мм.


Предупреждение и ликвидация
поrлощений


Ликвидация интенсивньlX поrлощений.


Ликвидация поrлощений в мелкопористых
и мелкотрещиноватыIx пластах




продолжение та лицы 7.1
Наполнитель и ero химическая Область применения
природа
НШ
 наполнитель текстиль проре
 Ликвидации поrлощений в трещиноватыlx
зиненный пластах и пористых породах
НХ наполнитель хлопьевидный Изоляция зон поrлощений в крупнотрещи

новатых и кавернозных породах
Сломель
 порошкообразный Maтe
 Профилактика поrлощений при роторном
риал (из декоративноrо бумажн
 и турбинном бурении
слоистоrо пластика)
нк
 наполнитель композиционный Изоляция зон поrлощения интенсивностью
(мноrокомпонентная смесь инерт
 от 30 до 90 м 3 /ч
HbIX материалов)
нп
 наполнитель пластиковый Профилактика поrлощений в пористых и
(жесткие пластинки пластика и дe
 трещиноватых породах
формируемой просмоленной бума

rи)
Диспор (продукт переработки OTpa

ботанных резиновых шин)
НАН
 акрилнИ1РИЛЬНЫЙ наполни
 Кольматирующая добавка
тель
rермопор
 порошок с частицами
волокнистой И
Уl\.
.п
ы
rптс
 rидрофобный полимерный
тампонажный состав (из полимера и
дизтоплива) Ремонтн
изоляционные работы в скважи

ВНП
 порошковый водонабухаю
 нах.
щий полимер


б


Наполнитель доставляется путем намыва:
через открытую бурильную колонну с установленной на ней BOpOH

кой, либо по закрьпой наrнетательной линии.
Первый способ применим при условии, что статический уровень
жидкости в скважине находится на rлубине не менее 50 м. для Toro чтобы
пульпа с наполнителем поступала в пласт, ее средняя плотность должна
превышать плотность пластовой воды (преимущество этоrо способа: Ha

полнитель можно вводить с большим размером частиц).
При втором способе используется буровой насос или цементировоч

ныIй arperaT. В этом случае приходится использовать наполнитель с
меньшим размером частиц (при подаче буровым насосом до 25 мм, а цe

ментировочным arperaToM до 15 мм).
Закачивание тампонажной смеси в зону поrлощения по стволу cквa

жины рекомендуется предусматривать в следующих случаях: интенсив

573




ность поrлощения не менее 30 м 3 /ч; зона поrлощения расположена на
rлубине hp
2000 м, а выше нее нет высокопроницаемых пластов; необса

женный ствол скважины сложен устойчивыми породами.
Рецептуры наиболее распространенных тампонажных и быстросхва

тывающихся смесей (БСС) даны в табл 18.3 справочноrо пособия [5].
Известны также и др.тампонажные составы (НПО «Буровая техни

ка»; [4]):
незамерзаюmая латексная композиция;
rлинолатексная смесь (латекс, rлинопорошок, цемент и хлористый
кальций);
тампонажный раствор из цементноrо и rлинистоrо растворов с Ha

полнителями в соотношении от 1:2 до 1:1;
rелеобразующий состав (соль, расширяющиеся добавки, щелочь,
вода);
тампонажная смесь [4], содержащая цемент (52
65%); триэтаноламин
(0,55
 1,1 %); хлорид алюминия (о, 11
0,55%).
Объем тампонажной смеси для заполнения поrлощающеrо шшста
мощностью h п . r на расстояние 10 можно вычислить по формуле [21]


Vт.c==1Ckп.Jzп.z(l

 t;;2 ),


(17.13)


rде kп.э
 коэффициент эффективной пористости пласта; rc
 радиус cквa

жиныI. м.
Расстояние 10 принимают равным


lo==r c +(O,5 7 1).


(17.14)


Объем тампонажной смеси для цементноrо моста принимается paB

ным


Vт.с==Vч.м+h/,


(17.15)


rде V U . M
 объем ствола скважины (объем цементноrо моста) против зоны
поrлощения; h}==20+-30 м
 расстояние выше кровли поrлощающеrо пла

ста.
для инженерных расчетов объем тампонажной смеси находят из BЫ

ражения


V т . c ==5 V Ч . М .


(17.16)


574




rлубина установки конца бурильных труб с целью закачки тампо--
нажных смесей в пласт определяется по формуле


hK.т==h п
 (рт.сhз.rIРб.р), (17.17)
rде h п
 rлубина залеraния зоны поrлощения; Рт.с
 плотность тампонаж

ной смеси; h з . п
 мощность зоны поrлощения, м.
При отсутствии данных rидpодинамических исследований меро--
приятия по ликвидации поrлощения MOryт быть выбраны по интенсивн

сти поrлощения. Соrласно рекомендациям данным в таБЛ.18.4 справочн

ro пособия [5].
ВолrоrpадНИПИнефть рекомендует [3] выбирать исходную пласти

ческую прочность смеси и размер частиц твердой фазы или наполнителя
по величине раскрытия поrлощающих каналов, а расход тампонажных
материалов в зависимости от интенсивности поrлощения:


Раскрытие каналов, мм 0,25 1
5 5
20 >20
ПЛастическая прочность в 0,3
 0,5
 1,0 2
5 5
10
каналезакачивания,кПа 0,4
Размер частиц твердой фазы 0,1
 0,5
2,0 2
7 >7
или наполнителя, мм 0,5
Интенсивность поrлощения, 2
3 10 50 100 200
м 3 /ч 30 150
Расход тампонажных MaTe
 5
7 7
10 15
20 20
25 35

риалов, т 10
15 25
35 45


Доставка изоляционных смесей в зону поrлощения может произв

дится по стволу скважины, по бурильной колонне с пакером и без Hero, с
помощью специальных желонок и контейнеров.
При закачивании тампонажной смеси через БурильныIe трубы [14] их
устанавливают обычно выше кровли поrлощающеrо пласта с целью пре

дотвращения прихвата (рис. 17 .1). Объем продавочной жидкости (в м 3 )
выбирают из условия уравновешивания rидростатическоrо давления в
трубах и затрубном пространстве:


V пp == Hпp'S тp ,
rде


(17.18)


R == (Н тр
Нст)Рб.Р
hчрч .
пр ,
Рпр


(17.19)


575




Нтр
 rлубина спуска бурильных труб в скважину, м; Sтp
 площадь
проходноrо сечения бурильных труб, м 2 ; Нор
 высота столба продавочной
жидкости в бурильных трубах, м; Нет
 статический уровень раствора в
скважине, м; h u
 высота столба тампонажной смеси, оставляемой в тpy

бах для исключения перемешивания верхней части смеси при подъеме
труб, h u ==15 м; Рб.р, Рц, Рор
 плотность соответственно буровоrо раствора в
затрубном пространстве, тампонажной смеси и продавочной жидкости,
кr/M 3 .


а б в
t
:I:


:з::


:I:


:/5
... ...
.,. : ...


2


3
1


.. .. ....
. ..


'. .
.' .
. '.


РИс.l?l.
Схема закачивания тампонажной смеси в зону поrлощения:
а
 по C'mолу скважины; б
 по колонне бурильных труб; в
 по колонне бурильных труб с
хвостовиком; 1
 бурильные трубы; 2
 П)IOдавочная жидкость; 3
 тампонажная смесь;
4
 буровой раствор; 5
 поrлощающий пласт; 6
 разбуриваемый хвостовик


При доставке тампонажной смеси по бурильной колонне с пакером
объем продавочной жидкости определяется из условия вьщавливания
смеси из труб и задавливания части ее в пласт:


576




Vпр==(Нп
 Hc"JSтp +hS c .


(17.20)


rде Н П
 rлубина установки пакера, м; Sc
 площадь поперечноrо сечения
скважины,
; h
 расстояние между пакером и уровнем тампонирующей
смеси после продавливания ее в пласт, h==15720 м.
для предотвращения разбавления тампонажной смеси, плотность K

торой, как правило, выше плотности буровоrо раствора в скважине, сле

дует предусмотреть установку бурильных труб ниже подошвы зоны п

rлощения. С целью предотвращения прихвата нижняя часть бурильной
колонны компонуется хвостовиком из ЛБТ (рис. 17.1,в). нижний конец
хвостовика устанавливается на 5
 1 О м ниже подошвы зоны поrлощения.
Объем продавочной жидкости в этом случае


Vпp=={H пp
 (hхв
 h,J] Sтp +(hхв
 h,JSхв.


(17.21)


rде

 (Н тр
hcm
hJРб.Р +(н ч
hч)рч
Н пр . (17.22)
Рпр
rде h xв
 длина хвостовика, м; Sxв
 площадь проходноrо отверстия XB

стовика,
.
Если ни один из перечисленных выше способов ликвидации поrло--
щения не дает результата, то для обеспечения в дальнейшем нормальноrо
процесса бурения скважину необходимо закрепить обсадными трубами с
обязательным цементированием затрубноrо пространства. для успешноrо
цементирования обсадной колонны количество продавочной жидкости
рассчитывают с учетом статическоrо уровня в скважине из условия c

хранения равенства между давлением в трубах Ртр и затрубном простран

стве Рз.п. В процессе цементирования, Т.е. Ртр==Рз.п.
Давление за трубами (в МПа)


Рз.п==Рч.р +Рп==q(рч.рН ч . р +Рб.plI). (17.23)
rде Рар
 давление столба цементноrо раствора за трубами, МПа; Рп

давление в поrлощающем rоризонте, МПа; Рар
 плотность цементноrо
раствора, кr/
; н ц
 высота столба цементноrо раствора за колонной, м;
Н
 высота столба буровоrо раствора за колонной, М.
Давление в трубах (в МПа)


Рт==Рз.п==q(рч.ph+Рб.Дпр).


(17.24)


577




rде h
 высота цементноrо стакана в трубах, м; Нор
 высота столба
продав очной жидкости в обсадной колонне, м.
Решая уравнение (17.24) относительно Нор, находим


R
 Рз.п
qРч.рh
пр .
qРб.р


(17.25)


Объем продавочной жидкости (в
), необходимый для закачки в
скважину


7rd 2
Vпp==
Hпp
4


(17.26)


(d.
 внyrpенний диаметр обсадной колонны, м).


Поверка надежности изоляции зоны поrлощения осуществляется оп

рессовкой ее тем давлением, которое будет действовать на нее в конце
цементирования очередной обсадной колонны.
Давление на устье при опрессовке (Роп) должно быть Ро';>Рп.о.
 porдh n ,
rде Рп.п.
 ожидаемое наибольшее давление на подошву рассматриваемой
зоны на rлубине h n в конце цементирования; Роп
 плотность опрессовоч

ной жидкости.
Если интенсивность утечек опрессовочной жидкости (буровой pac

твор с наполнителем или без Hero) при давлении на устье Роп не превыша

ет допустимой величины qo, то считается, что зона поrлощения изолир

вана удовлетворительно. Величина qo устанавливается опытным путем по
данным опрессовки и цементирования ранее пробуренных скважин.
Во избежание rидравлическоrо разрыва пород при цементировании
скважин и возникновения поrлощения необходимо соблюдать следующие
условия:


Рн.п.'S:/Jи.ч-i'S:/Jв.rь Ри.ч-р'S:/Jч.р.
rде Ри.п
 нижний допустимый предел плотности, кr/M 3 ,


(17.27)


Рн.п==р,,+Ар; (17.28)
Ро.ар
 цементный раствор с уменьшенной плотностью и повышен

ным относительным водосодержанием; Рв.п
 верхний допустимый предел;
l::1p
 необходимое превышение плотности rоловной порции тампонажноrо
раствора над плотностью вытесняемоrо буровоrо раствора, кr/M 3 .


578




Если буферная жидкость не применяется или высота ее в кольцевом
пространстве мала, то рекомендуется принимать ДР:::::200+ 250 кr/M 3 .


Пример 17.1 . Требуется определить относительное давление в по--
rлощающем rоризонте, который проектируемая скважина должна вскрьпь
на rлубине Н==4ООм, если плотность циркулирующеrо буровоrо раствора
р== 1220 кr/M 3
Решение . Относительное давление вычисляется по формуле (17.3).



 122o(4OO
90)
 О 94
ро 400.1000 '


Пример 17.2. Определить, как измениться статический уровень в
скважине при замене rлинистоrо раствора водой для следующих условий:
rлубина скважины Н==617 м, плотность rлинистоrо раствора Рб.р==1240
кr/M 3 ; статический уровень раствора в скважине h c1 ==125 м.
Решение. Высота столба раствора в скважине.
hб.р==Н
hСl==617
 125==492 м.


Высота столба воды по формуле (17.5)


Ь в ==492'1240/1000==610 м.


Положение статическоrо уровня воды в скважине


Ь с2 ==617
 610==7 м.


Пример 17.3. В проектируемой скважине rлубиной Н==487 м при бу

рении под кондуктор ожидаемый статический уровень буровоrо раствора
плотностью Рб.р==1210 кr/M 3 должен составить h c1 ==27 м. Какова должна
бьпь плотность буровоrо раствора, чтобы статический уровень бьт на
устье?
Решение. По формуле (17.6)
Pl==(487
 27)1210/487==1143 кr/M 3 .


Пример 17.4. Предполаraется, что скважина должна вскрьпь кровлю
поrлощающеrо пласта на rлубине h n ==293 м. Известно также, что rлубина
положения статическоrо уровня h c ==5M. Определить плотность буровоrо
раствора, который должен обеспечить нормальную циркуляцmo при по--
579




rлощении, если плотность исходноrо буровоrо раствора составляет
Рб.рl==12ОО кr/M 3 .
Решение. По уравнению (17.7) находим плотность раствора


Рб.р2==0,85'1200(293
 5)/293==1003 кr/M 3 .


Вывод. для осуществления нормальной циркуляции достаточно за

менить циркулирующий буровой раствор водой при условии, если это
позволяет rеолоrический разрез скважины.


Пример 17.5. При вскрытии трещиноватых и ошлакованных базаль

тов четвертичноrо возраста произошло поrлощение буровоrо раствора
(воды). В процессе бурения при работе насоса за время 1==45 мин уровень
в емкости, площадь основания которой 8==9 м 2 , снизился на h==0,6 м. Найти
объем воды, который поrлотила скважина, и интенсивность поrлощения.
Решение. Объем буровоrо раствора, который поrлотила скважина,
находим по формуле (17.8)
Q==9'0,6==5,4 м 3 /ч.


Интенсивность поrлощения по формуле (17.9)


QI==5,4-60/O,75==432 м 3 /ч.


Пример 17.6 . Определить коэффициент поrлощающей способности,
характеризующий пропускную способность зоны поrлощения, если заме

ры уровней в ранее пробуренных скважинах дали следующие результаты
статический уровень на расстоянии h CT == 117 м от устья. При работе одноrо
насоса Y8
6МA2 при Q==17 л/с (или 61,2 м 3 /ч) динамический уровень yc

тановился на rлубине hдин== 1 09 м.
Решение . Коэффициент поrлощающей способности определяется по
формуле (17.10)


К п . с ==61,2/ .J 117
 109 ==21,7.


Поrлощение относится к V катеrории.


Пример 17.7 В проектируемой скважине зона поrлощения мощно--
стью 37 м залеraет на rлубине 725 м. Определить rлубину установки KOH

ца бурильных труб для закачки в поrлощающий rоризонт БСС, если плот

580




ность буровоrо раствора и закачиваемой БСС соответственно Рб.р.== 1180
кr/M 3 и Рт.с== 1720 кr/M 3 .


Решение. Подставляя исходные данные в формулу (17.17) получаем


Ь к . т ==725
 (1720'37/1180):::::671 м.


Пример 17.8. Вычислить максимальную скорость спуска бурильной
колонны при следующих условиях: rлубина залеraния поrлощающеrо
rоризонта h п ==947 м; диаметр долота D д ==0,2159 м; диаметр бурильных
труб d==0,146 м; пластовое давление рпл==9,8 МПа; плотность буровоrо рас..
твора Рб.р== 1170 кr/M 3 ; динамическая вязкость раствора ,,=0,02 Па'с.
Решение. Предварительно рассчитывается rидpостатическое давле

ние столба раствора


Pr==1170'9,81'947==10,87 МПа.


Тоrда по формуле (17.12)


и == (10,87
9,8)06 (0 ,21592
0,1462 )

 MIMk
3300.947.0,02


Пример 17.9. Подсчитать количество тампонажной смеси, требуемой
для ликвидации поrлощения буровоrо раствора в известняках при сле

дующих условиях: мощность зоны поrлощения h п . r == 15 м; фактический
диаметр скважины по данным профилеметрии D ф ==400 мм (400'1 0
3M); ко--
эффициент эффективной пористости пласта по данным исследований
k п . э ==0,21.
Решение. По формуле (17.14) находим


10==0,2+0,75==0,95 м.


Объем тампонажной смеси находим из выражения (17.13)


У т . с ==3,14-0,21'15(О,95 2 .. 0,22)==8,53 м 3 .


Пример 17.10. Определить суммарный объем всех компонентов c

ляроцементно--бентонитовой смеси, имеющей на 1 м 3 дизельноrо топлива
следующий состав (в кr): бентонитовый rлинопорошок 1200; цемент 500;
ПАВ (сульфонол lШ
l) 15; жидкое стекло 40.


581




Решение. Принимая значения плотности cyxoro тампонажноrо Ц

мента Рц==3100 кr/M 3 ; 6ентонитовоrо rлинопорошка Рб.r==2700 кr/M 3 ; суль

фонола Рnaв== 1 020 кr/M 3 и жидкоrо стекла Рж.с== 141 О кr/M 3 находим объемы
всех компонентов
V б.r==II1б/Рбr== 1200/2700==0,44 м 3 ;
V ц==ш..j рц==500/31 00==0,16 м 3 ;
V пав ==ш na JРnaв==151l020==0,015 м 3 ;
V ж.с==ш.ж-clрж.с==40/1410==0,028 м 3 .


Суммарный объем всех компонентов по заданному рецепту
V r ==0,44+0,16+0,015+O,028+1==1,643 м 3 .


ПРИМер 17.11. Запроектированной конструкцией скважины преду

сматривается спуск кондуктора диаметром 426 мм с толщиной стенки 1 О
мм на rлубину Н== 185 м. Определить объем продавочной жидкости, если
высота цементноrо стакана в трубах h== 1 Ом, плотность цементноrо pac

твораРц.р==1850 кr/M 3 , а ожидаемый статический уровень раствора от устья
Н ст ==75 м.
Решение. Высота столба цементноrо раствора за колонной (рис. 17 .2)


Hq==L
 105==185
 125==60 м.


Внутренний диаметр колонны
d B ==426
 2.10==406 мм.


Высота столба буровоrо раствора за колонной
Ар==125
 Нст==125
 75==50 м.


Подставляя данные в формулу (17.23), получим
рз.п==9,81(l850'60+1150'50)==1,65 МПа.
Из выражения (17.25) находим высоту столба npодавочной жидкости
в обсадной колонне


н
 1,65.106
9,81.1850.10
 130 м.
пр 9,81.1150


Объем продавочной жидкости по формуле (17.26)
vпр== з,14(406'10
3)2 .130==16,82 м 3 .
4


582




t
:::с:


too:j


::t:


:::с:


Рис.l? .2.
Схема для расчета количества продавочной жидкости при цеменmровании обсадной колон

ны, перекрывающей зону поrлощенИJI.


17.2. Нарушение целостности стенок скважины


Нарушение целостности стенок скважины наблюдается при наличии
пластичных, раздробленных, состоящих из слабосвязанных между собой
частиц, а также разбухающих и расслаивающихся при механическом и
Физико--химическом воздействиях буровых растворов пород.


583




Основные виды нарушений целостности стенок скважины: pacкpы

тие естественных и образование новых трещин, образование каверн и же

лобов, набухание пород и сужение стволов скважин, осыпи и обвалы по--
род, пластическое течение соленосных отложений, растепление и разру

шение rорных мерзлых пород.


Классификация видов нарушения целостности стенок скважины, спо-
собы их предупреждения и ликвидации подробно описаны в справочнике
[18] табл.12.4.


Характер обвала пород в скважине можно оценить по коэффициенту
обвалообразования


К об == V q/V m . (17.29)
rде V ф
 объем ствола скважины с учетом каверн (по KaBepHorpaMMe); V T

теоретический объем скважины (по диаметру долота).


При К об == 1
 породы устойчивые, при 1< К об <3
 породы Moryт со-
хранять временную устойчивость; при К об > 3
 породы неустойчивые. Ec

ли К об == 1 +5, то в скважине наблюдаются осыпи, а если Коо>5
 обвалы.
Одна из основных причин, вызывающих нарушение целостности
стенок скважины,
 напряженное состояние пород в приствольной зоне
скважины (см. подраздел 1.6).
для обеспечения полноrо выноса выбуренной породы осыпающихся
частиц на поверхность скорость восходящеrо потока буровоrо раствора
должна составлять при роторном бурении V B ==0,9+ 1,0 м!с, а при турбин

ном бурении V B ==I,I+I,2 м/с.
Желобообразование может происходить при прохождении любых
пород, кроме очень крепких. Это процесс одностороннеrо продольноrо
кавернообразования в стенке открытоrо ствола скважины. При этом обра

зуется каверна особой формы
 в виде замочной скважины (желобообраз

Horo овала). Осложнения этоrо вида наиболее характерны для искривлен

ных и имеющих значительный проrиб участков скважин. Желоба MOryт
образоваться при бурении в мяrкиx породах в случае отклонения оси
скважины от вертикали на 2
30[10]. При желобообразовании возникает
опасность попадания колонныI бурильных труб в суженную часть вырабо-
ток и ее заклинивания, часто приводящеrо к обрыву бурильных труб.
Развитие желобов в стволе скважины весьма опасно в связи с воз

можностью возникновения осложнений в виде прихвата (затяжки, закли

нивания, посадки) буровоrо инструмента, повышенноrо заrpязнения ство-


584




ла скважины шламом разбуренных пород из
за ухудшения условий ero
выноса из скважины (накопления шлама в застойных зонах), ошибок при
тампонировании, вызванных неправильной оценкой объема ствола cквa

жиныI (см.подраздел 11.2).
При проектировании технолоrии буровых работ необходимо преду

смотреть следующие мероприятия по предупреждению образования и
ликвидации желобов (кроме указанных в табл. 17.5): снижение продолжи

тельности СПО (применение технолоrии, обеспечивающей увеличение
проходки на породоразрушающий инструмент, избежание оrpаничений на
длину рейса, применение rладкоствольных бурильных колонн при rеоло--
rоразведочном бурении.
Степень переrиба (интенсивность искривления) ствола скважины в
интервале, равном 1 О м, определяется по формуле


i== 1 ОL1дЛ",


(17.30)


rде /).д
 приращение полноrо уrла искривления ствола скважиныI на уча

стке lп, rpaдyc:


LJJ==
 L1(}2 + (L1 q>sin(}cp ] , (17.31)
/).() и /).ф
 абсолютные значения разности соответственно уrлов Ha

клона и азимyra ствола на rpаницах рассматриваемоrо участка, rpaдyc; (}ср

 среднее арифметическое уrлов наклона на том же участке, rpaдyc.
В интервалах пород, склонных к желобообразованию, целесообразно
проектировать вертикальные скважины вместо наклонных. Экономически
оправданной считается методика, предложенная во ВНИИКРнефть по
последовательному расширению от пилот
скважин до проектноrо ее диа

метра. В данном случае желоба не успевают формироваться.
Диаметр долота, используемоrо для расширения ствола скважины,
определяют по формуле


Dд==D+h:ж
 (17.32)
rде D д и D
 диаметры долота и скважиныI, м; hж
 максимальная rлубина
желоба, м. Значения D и h ж устанавливают по данным профилеметрии.
Наиболее тяжелыми последствиями образования желобов являются
прихватыI бурильноrо инструмента, посадка и недопуск обсадных колонн.
Основное средство по предупреждению образования желобов состо-
ит в предупреждении искривления скважин путем применения рацио-
нальных КНБК (см. раздел 13)


585




Трудность разбуривания соленосных отложений (хемоrенных по-
род) предопределяется их высокой растворимостью в воде и склонностью
к пластическому течению. Исходными данными для принятия решений по
разработке мер предупреждения осложнений, связанных с нарушением
устойчивости соляных пород являются [1]: rлубина их залеraния, мощ

ность толщи хемоrенных пород, минералоrический состав, пластовая и
критическая температура (критической называется температура при кото-
рой соли теряют свою прочность, а устойчивость стенок скважины coxpa

няется за счет уравновешивания rеостатическоrо давления rидростатиче

ским), а также rеостатическое давление вышележащих пород.
Критические температуры некоторых солей [1]:
raлит (р==2130
2150 кr/
) 200 ос
сильвии (р== 1980 кr/M 3 ) 150 ос
бишофит (р==1500 кr/
) 110 ос
кизерит (р==2570 кr/M 3 ) 45 ос


Выбор типа буровоrо раствора для предупреждения нарушений yc

тойчивости основывается на учете минералоrическоrо состава соляносной
толщи и ее забойной температуры (см.табл.17.2 [1])


Однородная толща ra

лита.
Тоже


Соленасыщенный, стабилизи

ванный
Соленасышенный стабилизи

рованный (крахмал, кмц,
ССБ, полиа илаты
Эмульсионный буровой pac

твор не обработанный защит

ными еаreнтами
Эмульсионный буровой pa

твор обработанный повышен

ным количеством защитных
езrентов
Эмульсионный буровой pac

твор, обработанный защитны

ми реаreнтами и природными
смолами


130
 180


100


130


fалит с прослоями Te

риrенных пород.


200


[алит с прослоями би

шофита и терриreнных
пород.


586




продолжение таблицы 17.2


Тип буровоrо раствора Температурный Солевой состав
предел устойчиво

сти, ос
rидроrельмarниевый 130 rалиr с прослоями бишофи

та и карналлита
rидрофобная эмульсия 150 rалиr с прослоями бишофи

та.
Известков
битумный 220 Однородная толща rалита;
толща rалита с прослоями
калийн
маrниевых солей,
терриrенных пород, а также
линз с рапой.
Инвертный эмульсионный 150 rалиr с прослоями калийн

маrниевых солей терриreн

ных пород.
Инвертный эмульсионный, 70 rалиr с прослоями бишофи

насыщенный бишофиrом та.


Определение плотности буровоrо раствора, как на стадии проектиро-
вания, так и в процессе бурения скважины в целях корректировки произ

водят расчетным путем [1]. При бурении пластов чистых солей, без уп

рочняющих твердых пропластков
 доломитов, известняков, мерrелей и
Т.п., плотность буровоrо раствора, обеспечивающая устойчивость ствола
скважины в процессе yrлубления, определяется из следующих формул:
для rалитов и rипсов


Рб.р==I+0,ОО8(t
 10);


дrIЯ бишофитов, калийных солей, а также при наличии в солях высо-
ковлажных (монтмориллонитовых) rлин


Рб.р==I,23+0,008(t
 10);


при наличии в пластах солей линз с рапой


Рб.р==Рс.в....!:.... .
l
fl


rде J1
 коэффициент Пуассона, дrIЯ солей изменяется от 0,42 до 0,45.


587




rлубину залеraния пород Zкp в скважине, при которой возникает пла

стическое течение rорных пород приствольной зоны, радиус пластической
зоны r ил и минимально допустимый удельный вес жидкости у можно оп

ределить по формулам [18]


ZKp==(J/[ .J3 (Уп
 УН; Y==Yп

(J/(ZCKfJ'.J3 );


(17.33)


rпл==rо
 .J3(rп
y )zскв / (Js
rде (Js
 предел текучести при вдавливании; Ул
 удельный вес rорных по-
род; ro
 радиус скважины.
Растепление и разрушение стенок скважин циркулирующим буро-
вым раствором с положительной температурой создает серьезные затруд

нения (оползни и обвалы рыхлых пород, снижение выхода керна, замер

зание раствора, низкое качество цементирования) инередко приводит к
тяжелым авариям (смятие обсадных колонн, прорыв rаза за кондуктором
во время raзопроявлений, образование rpифонов и провала устья скважи

ны).
rлавной причиной перечисленных осложнений является нарушение
температурноrо режима бурящейся скважины вследствие применения
технолоrии бурения без учета теплообменных процессов между мерзлыми
породами и циркулирующим буровым раствором [10]. Наиболее полно с
учетом определяющих факторов задача о температурном режиме скважи

НЫ, приrодная для практических расчетов решена Б.Б.Кудряшовым [10,
12, 20]. Численный пример расчета температурноrо режима скважины
rлубиной 250 м приводится в работе [12].
Растепление мерзлой породы с потерей связанности наступает, коrда
породе передано количество тепла достаточное не только для ее HarpeBa
от естественной отрицательной температуры до О ос, но и для перехода
содержащеrося в породе льда
цемента в жидкое состояние. Поэтому пол

ной raрантией от осложнений, связанных с протаиванием сцементирован

ных льдом мерзлых пород, следует считать соблюдение условия (шах:::;О ос,
Т.е. чтобы ни в одной точке ствола скважины температура циркулирую

щей жидкой или raзообразной промывочной среды не превышала О ос.
Точные аналитические зависимости, описывающие нестационарное
поле температур в бесконечном массиве, окружающем скважину. Весьма
сложны. С привлечением уравнений тепловоrо баланса авторами [10 ]дан
вывод ряда простых, удобных для практических расчетов формул.


588




В частности, для определения радиуса зоны протаивания окружаю--
щих скважину мерзлых пород получена формула



 [ 2 k шр
 1 ; (t
 Т п }r ]
Razp
 Ro + Ro '
':PpnW n
rде Ro
 радиус скважины, м; karp
 коэффициент интенсификации тепло--
обмена при arperaTHoM переходе; k''(==4/3kr (kr
 коэффициент нестацио--
HapHoro теплообмена вт/(м 2 ос); t
 температура промывочной среды в
кольцевом пространстве; Т п
 температура мерзлых пород; l'
 продолжи

тельность циркуляции, в; tp
 скрытая теплота плавления льда,
tp==з,34-10 5 дж/кr; РП
 плотность породы, кr/м З ; W П
 активная массовая
влажность породы (отношение массы льда или свободной воды в единице
объема мерзлой или немерзлой породы к ее объемной плотности), доли
единицы.
Приближенная расчетная формула для определения радиуса зоны Te

пловоrо влияния R п скважины (rорной выработки) на окружающие поро--
ды имеет вид [10]


(17.34)


[ 4ak'1' ]
R n == Ro т, + Ro
СпРп{а
kazpkT)


(17.35)


для оценки достоверности формул (17.34) и (17.35) для практических
расчетов в работе [10] рассмотрены конкретные примеры определения Rarp
и R п в массиве пород с естественной температурой Тп==
3 ос BOкpyr cквa

жины диаметром 160 мм (R o ==0,08 м), продуваемой воздухом с температу

рой 1==20 ос в течение т-=8 ч, (т-=2,88'10 4 с ). При расчетах принято рп==2200
кr/м З ; W п ==0,15; С п ==I,09'10 З Дж/(кr' ос); 1==2,33 Вт/(м' ос); а==34,9 BT/(
'
ос).
Значения основных определяющих величин, вычисленные по COOT

ветствующим формулам, составили: karp==I,96; kr==12,8 вт/(м 2 . О с); k''(==17
вт/(м 2 . О с); Rarp==O, 142 м; R п ==0,597м.
для предупреждения растепления мноrолетнемерзлых пород Heдoc

таточно только предварительноrо охлаждения циркулирующеrо раствора
необходимо также при проектировании режима бурения выбирать повы

шенные значения частоты вращения и осевой наrpузки на забой при oд

новременном изменении количества подаваемой в скважину ЖИДКости.
Применение неорraнических солей (NaCl, KC1, CaCI 2 , Nа2СОЗ и др)
рационально при введении в циркулирующий раствор орrанических доба

589




вок (этиловый спирт, rлицерин, этиленrликоль, ПАВ и др.). Эти данные
подтверждены исследованиями ВНИИКРнефти.
В ВИТРе в содружестве с лrи разработаны низкотемпературостой

кие растворы
 эмульсолы буровые морозостойкие.
Авторами, работ [10, 12] установлено, что в наибольшей мере усл

виям бурения в мноrолетнемерзлых породах отвечает технолоrия бурения
с применением продувки.воздухом, охлажденным до отрицательных TeM

ператур.
Массовые расходы воздуха обычно в 15
25 раз меньше расхода лю--
бой промывочной жидкости, а ero теплоемкость 103 Дж/(кr' ОС) В 4 раза
меньше. При одной и той же начальной температуре воздух несет в 60
 1 00
раз меньше тепла, чем циркулирующая жидкость. Это существенно сни

жает опасность осложнений, связанных с протаиванием мерзлых пород.
Воздух значительно эффективнее солевоrо раствора, который, хотя и не
замерзает в скважине, леrко может нарушить естественное arperaTHoe
состояние мерзлых пород. Однако и сжатый воздух не всеrда устраняет
осложнений, связанных с протаиванием пород. для реrулирования и HOp

мализации температурноrо режима скважин при бурении с продувкой в
мерзлых породах необходимо предусматривать эффективную систему
принудительноrо охлаждения и остужения сжатоrо воздуха.
В районах распространения мноrолетнемерзлых пород наиболее pa

ционально применять пены.
В последние rоды в отечественной и зарубежной практике бурения
скважин на нефть и raз все чаще для получения пен используется азот. rаз
инертен, не rорюч, содержание ero в атмосфере 78%. На буровые азот
доставляют в сжиженном виде в специальных контейнерах. При ero вводе
в промывочную жидкость образуется пена. Содержание азота в промы

вочных жидкостях изменяют от 50 до 95% в зависимости от решаемой
технолоrической задачи.


Пример 17.12. Проверить, обеспечивается ли полный вынос выбу

ренной породы и осыпающихся частиц на поверхность при следующих
условиях: способ бурения
 турбинный, диаметр долота 269,9 мм, диаметр
бурильных труб 140 мм, псдача насосов 39 }Щ3/ с .
Решение. для турбинноrо способа бурения скорость восходящеrо
потока должна составлять 1,1
1,2 м!с.
По таБЛ.18.8 [5] находим, что для обеспечения скорости 1,1 м/с при
диаметрах долота 269,9 мм и труб 140 мм необходима подача насосов 46,2
дм3/ с . При подаче 39 }Щ3/ с обеспечивается скорость восходящеrо потока


590




1,0>v';>0,9; поэтому требуется увеличить подачу насосов или перейти на
роторный способ бурения в данном интервале.


Пример 17.13. Определить средний диаметр и объем ствола скважи

ны в интервале 740
995 м, представленном желобной выработкой: Ь:=640
мм; [:=255 м
 Д1Iина желобной выработки, d д :=394 мм
 диаметр долота.
Решение. Средний диаметр скважины
dc p :=(394+640)/2:=517 мм.


Объем скважины в данном интервале


V c :=(3,14/4)O,517 2 '255:=53,5 м З .


17.3. При хваты колонн бурильных и обсадных труб


Прихваты колонн бурильных и обсадных труб
 одно из наиболее
распространенных и тяжелых осложнений в бурении. Прихваты буриль

ных труб происходят вследствие перепада давления (дифференциальные
прихваты), в результате образования желобов (прихват в желобной Bыpa

ботке), в суженной части ствола, из
за осыпей, обвалов, сальникообраз

ваний и др.
Прижимающая сила, возникающая вследствие перепада давления,
определяется из уравнения


р
Р:=(рб.р
 РплJ(hп.
) f. (17.36)
rде Рб.р
 rидростатическое давление буровоrо раствора; hп.зд
 площадь
контакта; h п . з
 мощность проницаемой зоны; д
 толщина rлинистой KOp

ки; f
 коэффициент трения между стальной бурильной трубой и rлини

стой коркой.
Если невозможно предупредить образование толстых фильтрацион

ных корок на хорошо проницаемых стенках скважины, способствующих
появлению затяжек и посадок колонны труб, то рекомендуется тщательно
проработать ствол скважины в этих интервалах и осуществить yrлублен

ную кольматацию проницаемоrо интервала ствола пyrем установки спе

циальной ванны из отверждающей смеси, составы которых приведены в
табл.18.10 [3].
Вероятность заклинивания в желобе (при коэффициенте трения труб
о стенку f
,3) наиболее велика по данным ВНИИБТ при


591




1 <d/a<1,25, (17.37)
rде d
 наружный диаметр элемента бурильноrо инструмента; а
 ширина
желоба или диаметр бурильных замков.
для предотвращения этоrо над участком бурильной колонны, rде
справедливо соотношение (17.37), следует устанавливать четырехлопаст

ный спиральный центратор. Отношение диаметра центратора d u к ширине
желоба а должно быть следующим:


d';a
1,35.


(17.38)


При бурении шарошечными, лопастными и колонковыми долотами
для очистки ствола скважины от осадков твердых тел необходимо исполь

зовать забойные шламометаллоуловители ШМУ конструкции ВНИИБТ,
принцип действия которых основан на способности создавать высокие
скорости, необходимые для подъема частиц, и резко их уменьшить в зоне
улавливания частиц.
При наличии прихватоопасных интервалов для повышения смазоч

ной способности необходимо в течение Bcero цикла бурения скважины
поддерживать в буровом растворе определенное содержание смазочных
веществ: нефти, CМAД
I, ожr (омьmенные кислоты), cr (смеси rудр

нов)
 2-4% и др.
для реryлирования содержания твердой фазы буровоrо раствора.
увеличение которой приводит к возникновению осложнений (сальникооб

разования, прихваты), рекомендуется применять набор средств [17], кото--
рые выбираются в соответствии с проходимыми породами и плотностью
буровоrо раствора (см. таБЛ.17 .11 [5]).
Выбор устройств для очистки буровых растворов в сША [17] Beдeт

ся в зависимости от размера частиц твердой фазы.
После возникновения при хвата бурильной колонны, Т.е. аварии
после 2
3 ч расхаживания и проворота бурильной колонны, необходимо
установить жидкостную ванну (нефтяную, кислотную, водяную, или ще

лочную). Перед началом работ по ликвидации прихватов любым из из

вестных способов [12,13] требуется определить верхнюю rpаницу прихва

та бурильной колонны.
Приближенный расчет верхней rpаницы прихвата бурильной колон

ныI' выведенный из практики, состоит в том, что каждые 1000 м труб, сво--
бодных от прихвата, при натяжении с усилием на 200 кН, превышающим
их собственный вес, удлиняются следующим образом [15]
Диаметр бурильных труб, мм 114 127 140
Удлинение, м 0,35 0,30 0,25


168
0,20


592




Длину свободной части одноразмерных труб (верхнюю rpаницу при

хвата) определяют по формуле


Lo==1.05
/ES/Gp.


(17.39)


rде 1,05
 коэффициент, учитывающий наличие жестких замков; 8/
 уп

pyroe удлинение свободной части бурильной колонны под действием pac

тяrивающеrо усилия, м; Е
 модуль продольной упрyrости материала
труб, Па; S
 площадь поперечноrо сечения труб, м 2 ; Gp==qM
 растяrи

вающее усилие, Н, превышающее собственную массу колонны М, кr.
Эффективное средство освобождения прихваченноrо бурильноrо ин

струмента при наличии циркуляции буровоrо раствора
 жидкостная
ванна. В зависимости от причины прихвата применяют нефтяную, водя

ную или кислотную ванну (см. табл.18.15 [5])
для ликвидации прихватов ЛБТ в карбонатных породах peKOMeндy

ется применять ванны из 15
20%
Horo раствора сульфаминовой кислоты.
При расчетах ванн пренебреraют разниuей между диаметрами тyp

бобуров, УБТ и бурильных труб.
При прихвате труб на забое объем нефти, кислоты или воды опреде

ляется по формуле


V
a== 3,14 (k IY c '
 ti Ih жа + 3,14 ti в h жат .

- 4 rnI - 4 .-


(17.40)


rде k
 коэффициент, учитывюший увеличение диаметра скважины за
счет образования каверн, трещин и пр., k==1,05 7 1,3; Dc
 диаметр скважи

ны, м; dr
 наружный диаметр бурильных труб, м; h ж . а
 высота подъема
жидкоrо areHтa в затрубном пространстве, м; d B
 внутренний диаметр
труб, м; hж.а.т
 высота подъема жидкоrо areHтa в бурильных трубах, необ

ходимая для периодическоrо (через 1
2 ч) подкачивания нефти в затруб

ное пространство, м.
Высоту подъема жидкоrо areнтa определяют из расчета перекрьпия
верхней rpаницы зоны прихвата на 50
 1 00 м:


h ж . а == H
Lo+(5()71 00).


(17.41)


Объем продавочной жидкости для продавки жидкоrо аrента для BaH

ны (нефти, кислоты, воды)


v пp==1Cti ,/4' (Н
 hб"J.


(17.42)
593




Максимальное давление на манометре насоса при закачке жидкоrо
areHтa, коrда за бурильными трубами находится буровой раствор, а трубы
заполнены нефтью,


Ртах== 1 rr qН(Рб.р
 Р;Ж}+РZ.


(17.43)


rде Pr,
 давление на преодоление rидравлических сопротивлений,


pz==104'qH


(17.44)


Аварийность в бурении можно охарактеризовать с помощью сле

дующих коэффициентов:
числа аварий (прихваты
 бурильных и обсадных колонн; аварии с
элементами бурильной колонны, долотами, обсадной колонной и элемен

тами ее оснастки, из
за неудачноrо цементирования, с забойными двиra

телями и прочие аварии), приходящихся на 1000 м бурения


К==1000nш/LН


(17.45)


(пав
 число аварий за исследуемый период; 2Jl
 число пробуренных
материалов);
среднеrо коэффициента тяжести (среднеrо числа часов, затраченных
на ликвидацию одной аварии)


KT==t/n aв


(17.46)


(t
 общее число часов, задолженных для ликвидации аварий); услов

Horo коэффициента тяжести (число часов, необходимое для ликвидации
аварии при бурении 1 м скважины)


Ky==tJLH.


(17.47)


17.3.1. Прижоr алмазноrо породоразрvшающеrо ИНстРумента. Нарушение
нормальноrо температурноrо режима работы буровоrо инструмента M

жет создать аварийные ситуации
 прижоrи алмазной коронки.
Причиной нарушения нормальноrо тепловоrо режима работы алмаз

ной коронки, приводящеrо к преждевременной потери работоспособности
инструмента и, как следствие, к удорожанию буровых работ, является
несоблюдение рациональноrо соотношения между технолоrическими па

раметрами бурения или превышения их предельноrо допустимых значе



594




ний. Наиболее типичные технолоrические ситуации, приводящие к появ

лению на забое скважины высоких контактных температур, приведены в
таБЛ.IО.2 учебноrо пособия [10].
Рекомендации по предупреждению прижоrа алмазной коронки: KOH

троль за работой буровоrо насоса, обеспечение rерметичности бурОБоrо
снаряда, выбор минимально допустимоrо расхода циркулирующеrо areH

та, разработки и внедрение принципов управления процессом бурения и
предупреждения прижоrов алмазных коронок по диаrpаммам мощности
(при появлении характерноrо изменения мощности
 самопроизвольноrо
ее возрастания следует немедленно оторвать инструмент от забоя без oc

тановки ero вращения.


Пример 17.12. Определить величину прижимающей силы прихвата
(прилипания) в проницаемой зоне мощностью 10,2 м. Исходные данные:
rидростатическое давление буровоrо раствора Рб.р==46,4 МПа; РIШ==38,9
МПа; толщина rлинистой корки д==12.2 мм; коэффициент трения 1==0,1.
Решение. Подставляя исходные данные в выражение (17 .36) получа



ем


Pl1p==(46,4
 38,9)10,2'0,0122'0,1==93330 Па.


Пример 17.13. В скважине rлубиной Н==1975 м произошел прихват
168,3
мм бурильных труб с толщиной стенки д==10 мм. Определить длину
прихваченной части бурильной колонны, если удпинение свободной части
их при натяжении G p ==1200 кн составляет 8/ ==1,2 м.
Решение. ПЛощадь поперечноrо сечения бурильных труб


s==з,14/Ф[(168,3'10
3)2
 (148,3'103)2]==0,00494 м 2 .


По формуле (17.39) находим дпину свободной части прихваченноrо
бурильноrоинструмента


Lo
 1,05.1,2.2.1011 .0,00494
 1034 4м.
1200.103 '


Высота прихвата труб


L}==H
 1..0==1975
 1034,4==640,6 м.


Пример 17.14 . В скважине rлубиной Н==2540 м и диаметром Dc==295,3
мм перед подъемом произошел прихват бурильной колонны диаметром
595




dтp== 140 мм с толщиной стенки д==9 мм. После продавки циркуляция бьша
восстановлена, однако расхаживание бурильной колонны не дало поло--
жительных результатов. для освобождения прихваченных труб бьшо pe

шено применить нефтяную ванну. Рассчитать нефтяную ванну, если из

вестно, что длина неприхваченной части колонны L o ==2170 м, плотность
буровоrо раствораРб_р==1260 кr/M 3 ; плотность неФТИРн==850 кr/M 3 .
Решение. Высота столба нефти в затрубном пространстве по форму

ле (17.41)


hж.а==2540
 2170+75==445 м.


Внутренний диаметр бурильных труб


d u ==139,7
 2.9==121,7 MM(127,7'10
3 м).


Приняв h бт ==220 м и k==1,25, по формуле (17.40) находим


Vж_а==0,785[1,25(295,3'10
3i
 (139,7'10
3)2]445+(121,7xl0
3)2220==34,5 м 3 .


Количество продавочной жидкости из выражения (17.42) составит


Уnp== 3,14 (121,7'10
3i(2540
 220F30
.
4


Давление к концу ванны из уравнения (17.43)


pmax==10--6'9,81'2540(1260
 850)+2,49==12,7 МПа
(pr==10-4'9,81'2540==2,49 МПа).


Пvимеv 17.15. Оценить аварийность буровых работ, если за иссле

дуемый период пробурено 39 870 м и п ав ==40, а на устранение всех аварий
задолжено /==8923 ч.
Решение. Коэффициенты, качественно характеризующие аварий

ность, определяются по формулам


К == 1 000'40/39870== 1;
К т ==8923/40==223, 1 ч;
К у ==8923/39870==0,22.


596




17.4.Флюндопроявления


Флюидопроявление (raзонефтеводопроявления) Moryт возникнуть в
следующих случаях: при вскрытии объектов (пластовых жидкостей и ra

зов) с высоким относительным давлением; коrда давление в пласте боль

ше давления, создаваемоrо столбом буровоrо раствора; коrда давление на
забой понижается при поrлощении буровоrо раствора или во время быст

poro подъема бурильной колонны при отсутствии циркуляции на величи

ну Ре, затрачиваемую на преодоление напряжения сдвиra В.
Orносительное давление в пласте определяется из выражения
Рпл(от)==рп/qРвН (17.48)


ПЛотность буровоrо раствора для предупреждения выброса при
вскрытии продуктивноrо rоризонта


Рб.р==kpJJwlqД


(17.49)


rде kp
 коэффициент превышения rидростатическоrо давления над пла

стовым, величина Koтoporo выбирается в зависимости от rлубины Н зале

raния rоризонта Н: Кр==1,15 7 1,20 при Н<1200 м; Кр==I,05 7 1,10 при
11>1200 м.
Значение Рб.р, необходимое для создания противодавления на пласт,
можно также вычислить из выражения


Рб.р==(рпл+
р)/qН (17.50)
rде др
 требуемая величина превышения rидростатическоrо давления
над пластовым, устанавливаемая опытыыM пyrем.
Давление (в Па), необходимое для начала движения буровоrо pac

твора в кольцевом пространстве


Pe==4LB/(D
 d). (17.51)
rде L
 длина бурильной колонны, м; D, d
 диаметр соответственно cквa

жины и бурильных труб, м.
Давление (в Па) сдвиra вязкопластичной жидкости (rлинистоrо pac

твора) на забое


Pc==4Bh/D. (17.52)
Опорожнение скважины при подъеме бурильной колонны может слу

жить самостоятельной причиной возникновения проявления и в сочета

нии с дрyrими факторами.


597




Условие возникновения raзопроявления при подъеме труб из cквa

жины выражается неравенством


Р;!
 Ре
 L1Pcm
 pqh<P1l!/J (17.53)
rде Pr
 rидростатическое давление, создаваемое столбом буровоrо pac

твора; I1pcт
 снижение статическоrо давления в неподвижном буровом
растворе.
Объем буровоrо раствора для долива в скважину определяется исхо--
дя из объема поднятых труб с учетом объемов разлитоrо при подъеме pac

твора и налипшеrо на стенках труб.
Ликвидация возникшеrо флюидопроявления состоит в удалении из
скважины поступившеrо в нее флюида. Первоначальная информация о
виде поступившеrо в скважину флюида может быть поучена путем ис

пользования показания манометров на выкидной линии превенторов и
стояке.
для инженерных расчетов удобны формулы [21], полученные без
учета структурных свойств буровоrо раствора:
для оценки пластовоrо давления на забое


Рпл==Ру +pqh;


(17.54)


для оценки плотности флюида


Рф==Рб.р
 (py
 р,J/qh ф . (17.55)
rде Ру
 давление на устье скважины в затрубном пространстве; рн
 дaв

ление в наrнетательной линии насосов; h ф
 длина столба флюида, KOТ(r
рую находят по объему поступившеrо в скважину флюида, paBHoro объе

му вьпесненноrо буровоrо раствора, и по площади сечения кольцевоrо
зазора.
Считается [16], что при рф==108071200 кr/м З в скважину поступила
пластовая вода, а при Рф<360 кr/м З
 raз. В случае рф==360 7 1 080 кr/м З воз

можно поступление нефти с raзом, нефти, воды с raзом.
Содержание rаза в буровом растворе (%) можно рассчитать по фор

муле


с
 v M 1dJ2C IP заб
r 4 Q ,
'Ру
rде V M
 механическая скорость проходки, м!с; D
 диаметр скважины, м;
С)
 содержание raза в породе, %; Рзаб И ру
 соответственно забойное и


598




устьевое давление, МПа; Q
 объемная скорость потока буровоrо раствора
в затрубном пространстве, м З /с.
ПосryDление сероводорода H 2 S в скважину значительно затрудняет
буровые работы (сильно корродируются бурильные и обсадные трубы и
оборудование, что может привести к тяжелым авариям и зarpязнению OK

ружающей среды). В случае обильноrо поступления в rлинистыIй раствор
H 2 S (при рН, близком к 7) в скважине образуются сryстки, обладающие
высокой липкостью, которые MOryт быть причиной прихвата. При появ

лении в растворе на водной основе H 2 S необходимо поддерживать рН>9,
добавляя в буровой раствор инrибиторы коррозии, способные связывать
серу в соединения, трудно растворимые в воде.
Эффективными нейтрализаторами являются нейтрализатор H 2 S
ВНИИТБ
 1 и жс
 7 (железный сурик Fе20з) ВолrorpадНИПИнефти.
Расход peareнтa внrииТБ
 1 для полной нейтрализации H 2 S приве

ден в табл. 18.7[5].
Количество жс
 7 как добавки в буровой раствор определяется усло--
виями бурения и ожидаемой концентрацией H 2 S в пластовом флюиде.
Величину добавки рассчитывают по номоrpамме [3], приведенной на
РИС. 17 .3. Исходные данные для расчета концентрации жс
 7: D
 диаметр
скважины, м; d
 наружный диаметр бурильных труб, м; FJ(
 площадь
поперечноrо сечения кольцевоrо (затрубноrо) пространства скважины,
;
Н
 rлубина залеraния сероводородсодержащеrо пласта, м; С И1S
 объем

ная концентрация H 2 S в пластовом флюиде, %; Q
 подача насосов, л/с.
При сооружении rеотермальных скважин в процессе бурения и BЫ

полнения вспомоraтельных работ, не связанных с уrлублением скважины,
под воздействием высоких температур rорных пород температура бурово--
ro раствора заполняющеrо ствол, достиrает точки кипения, что приводит
к возникновению пароводопроявлений. а при соответствующих условиях
и паровых выбросов.
Внезапные выбросы rорячей воды и переrpетоrо пара происходят
при [17]: отсутствии соответствующеrо противодавления на продуктив

ные зоны; наличии поrлощения после вскрытия продуктивной зоны;
подъеме бурильных труб из скважины без долива ее буровым раствором;
частых простоях скважины без своевременных промьmок; отсутствии
должноrо контроля за параметрами буровоrо раствора и уровнем ero в
приемных емкостях и др.
Поэтому при проектировании скважин на пароrидротермы следует
предусмотреть технолоrические и профилактические мероприятия по BЫ

бору соответствующих схем обвязки устоя и качественному монтажу про--
тивовыбросовоrо оборудования.


599




Ср, кr/M 1


о


1000

800

600

r------ \
400


200 \

 l\
100
80 \ '\
60
40 \ \ , \.
\
20 \ \ \ \ "-
\\ \\ \. "- '-..
10 C'Jt.
8 '8

, '\ '\ \. I .....Ov
6 r--.....бо
4 \ '\. """ ---..... i--...
, .10 ..........
!\ \.

O
 r--.....
 ....... ..........
F.., м 2 .....
2 1\ 2\ ""о '" ...........
,1 0,08 0,06 0,04 o,

, 5" ........... ....... .......
\. ..... r---..




./.......

 ,1'---. ..........



 / h
 ,'.... ..... ..........
/ / ............

. v /
 \\ \'\ " "" .......... Q


 ./ .....
c
// / / 1, \ .\ \. '" " ................
/ / I/J '/1 \\ r\. "- ....... ..........
\.

,
/ / I /J I \ \\ \ "', "- ,б

 '),/1 . v 1/ i// 1 \ \ " 1"- .... r........
1\.
/ #:/ I / i/ \ ,\ , " .5J ',-
/ ""A
:/ ,/ \ \ \ \ "\ I "'-
/
 I&h / 1 \

 " '"
/ / f,')/
 I l\ \
yr \. "
J 1/\0
 \
 "р \ "
I .

/ / / / I
 \ \ i\. '\
/ I 1/ 1/ I f\ \ \ r\ "


Рис.17.з.
HOMorpaMMa для определения количества добавки ней1рЗЛИзатора сероводорода жс
 7


600




Особенно опасный вид осложнений
 рапопроявления. Начальная
интенсивность притока рапыI составляет от 3
5 до 5500
8500
 /cyr. TeM

пература рапы на выходе из скважины достиraет 110 Ос, плотность

1250
 1360 кr/M 3 , общая минерализация
300-400 r/л, а иноrда до 670 r/л,
водородный показатель pH
5,0+6,4. rрадиенты пластовоrо давления дoc

тиraют 0,0235 МПalм. Рапа оказьmает коррозионное воздействие на Ha

земное оборудование, бурильные и обсадные трубы, а также на цeMeнт

ный камень. Борьба с рапопроявлением осуществляется пyrем подавления
притока из водонапорных пластов утяжеленным буровым раствором.
Пример 17.16 . rазоносный пласт, давление в котором РПJJ
35 МПа,
залеraет на rлубине H
2800 м. Требуется оценить относительное давле

ние.


Решение. Относительное давление в пласте вычисляется из выраже

ния (17.48):



 35.106
 127Па
Рпл(ОТ) 9,81.1000.2800' .


Пример 17.17. rлубина залеraния кровли raзоносноrо rоризонта
H
3170 м, пластовое давление РПJJ
39,6 МПа. Определить плотность буро--
Boro раствора для предупреждения выброса при вскрытии продуктивноrо
пласта.
Решение. Принимаем kp
I,10. Подставляя данные в формулу (17.49),
находим



 1,10.39,6 .106
 1400 кr/M3.
Рб.р 9,81.3170


Пример 17.18. На rлубине H
 1 000 м пластовое давление РПJJ
 11 ,5
МПа. для безопасности требуется превышение rидpостатическоrо давле

ния над пластовым Ар==2,5 МПа. Какой должен быть плотность буровоrо
раствора?
Решение . Из уравнения (17.50)



 (11,5+2,5)06 =1427кr/
.
Рб.р 981.1000
,


601




Пример 17.19. Из скважины, диаметр которой D==398 мм==398'10
Зм
требуется поднять бурильную колонну наружным диаметром d==140
мм== 140.1 0
3M и длиной L== 1800 м. Определить давление, неоБХодимое для
начала движения rлинистоrо раствора в кольцевом пространстве (сниже

ние давления на стенки скважины), если статическое напряжение сдвиra
утяжеленноrо rлинистоrо раствора, заполняющеrо скважину, 6==19 Па.
Решение. Искомое давление находим по формуле (17.51)


4.1800.19 3
Pe
 ( ) 3 == 527.10 Па==0,527 МПа.
398
140 O



Пример 17.20 . Оценить вид флюида, поступившеrо в скважину. Ис

ходные данные: диаметр скважины в открытом стволе 200 мм; бурильная
колонна состоит из УБТ диаметром 146 мм длиной 180 м и бурильных
труб диаметром 127 мм; плотность буровоrо раствора Рб.р==1490 кr/
;
объем поступившеrо флюида 4,4 м 3 ; давление на устье в кольцевом про--
странстве Ру==9,0 МПа, а в трубах 5,4 МПа; rлубина скважины в начале
проявления 3100 м; rлубина спуска 219
MM промежyrочной колонны 2200
м(открытый ствол 3100
2200==900 м).
Решение. Объем (в м 3 ) кольцевоrо пространства между УБТ и oтpы

тым стволом


Vк(УБТ)==3, 14/4(0,22
 0,1462)180==2,64 м 3 .


Поскольку объем поступившеrо флюида больше объема кольцевоrо
пространства в интервале УБТ и открытоrо ствола (4,4>2,64), высота
столба поступившеrо флюида


h.==180+ 4,4
2,64
 2741 м

 0,0187 "


rде 0,0187
 площадь сечения кольцевоrо пространства между бурильны

ми трубами и открытым стволом [8==з,14/4(0,22
 0,1272)==0,0187 м 2 ].
Тоrда по формуле (17.55) находим плотность поступившеrо флюида


==1490
 (9,0
5,4)06 ==1512 кr/M 3 .
Рф 981.2741 '
, ,


602




Так как рф<360 кr/M 3 , можно считать, что в скважину поступил raз.
для окончательной оценки вида флюида следует воспользоваться допол

нительной информацией, например показаниями rазокаротажа.


Пример 17.21. Дано: Р к ==О,022 tl, Н==3700 м, Q==16 л/с, С Н S ==20%.
2
Решение. от точки на оси Р к ==0,022 (см.рис.17.3) проводим прямую,
перпендикулярную к оси Р к , до пересечения с прямой Н==3700, далее от
точки пересечения проводим прямую, параллельную оси рк, до пересече

ния ее с линией Q==16 Л/С и затем параллельно оси С р до пересечения с
кривой С И2S ==20%. от этой точки, проводя прямую, параллельную оси р к ,
на пересечении ее с осью С р находим требуемое количество ЖС
 7. В дaH

ном случае 177 кr/bl3.


Список литературы


1. Басарыrин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и
аварии при бурении нефтяных и raзовых скважин. Учебник. М., Недра.
2000.
2. Башкатов А.Д. Проrpессивная технолоrия сооружения скважин.
М.: 000 «Недра
Бизнесцентр». 2003.
3. Булатов А.И., Аветисов A.r. Справочник инженера по бурению.
1993
1996. Кн.I-4 М., Недра.
4. rанджумян Р.А. Быстросхватывающаяся смесь для бурения rид

роrеолоrических скважин в сложных rеолоrических условиях. Тезисы
докл. П международноrо симпозиума по бурению скважин в осложнен

ных условиях. Санкт
Петербурr, 1992
5. rанджумян Р.А., Калинин A.r., Никитин Б.А. Инженерные расче

ты при бурении rлубоких скважин. М., Недра 2000.
6. Ивачев Л.М. Борьба с поrлощениями промывочной жидкости при
бурении rеолоrоразведочных скважин. М., Недра, 1982.
7. Инструкция по борьбе с прихватами колонн труб при бурении
скважин М.: Недра, 1976.
8. Инструкция по предупреждению raзонефтепроявлений и OTкpЫ

тых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и raзовой
промышленности М., 2001.РД 08
254--98 rосrортехнадзор России.
9. Коломоец А.В. Предупреждение и ликвидация прихватов в разве

дочном бурении.
 М.: Недра, 1985.
10. Кудряшов Б.Б., Яковлев А.М. Бурение скважин в осложненных
условиях. Учебное пособие для вузов. М., Недра, 1987.


603




11. Лоraнов Ю.Д., Соболевский В.В, Симонов В.М. Открытие фонта

ны и борьбы с ними. Справочник. М., Недра, 1991.
12. Михайлова Н.Д. Техническое проектирование колонковоrо буре

ния М., Недра, 1985
13. Правила безопасности в нефтяной и raзовой промышленности.
утв.Постановлением rосrортехнадзора России -N"Q 24 от 09.04.1998. и Bвe

дены в действие с 01.09. 1998r.
14. Пустовойтенко В.С. Предупреждение и методы ликвидации aBa

рий и осложнений в бурении. М., Недра, 1987.
15. Пустовойтенко И.П., Сельващук А.П. Справочник мастера по
сложным буровым работам.
 М.,: Недра, 1983
16. Рабиа х. Технолоrия бурения нефтяных и raзовых скважин. Пер.
с анrл.
 М.: Недра, 1989
17. Самотой А.К. Прихваты колонн при бурении скважин.
 М.: He

дра, 1984.
18. Справочник по бурению rеолоrоразведочных скважин. Афанась

ев И.С., Блинов r.A., Пономарев П.П и др.Л., ВИТР, 2000.
19. Справочник
 Буровое оборудование. Буровой инструмент. Т.2
М.: Недра 2003.
20. Технолоrия и техника разведочноrо бурения. Учебник для BY

зов/Ф.А.Шамшев, С.Н.Тараканов, Б.Б. Кудряшов и др. Изд. 3
e, перераб. и
доп.
М,: Недра, 1983.
21. Ясов B.r., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении. Справочное по--
собие. М., Недра, 1991.


604




18. Расчеты при керновом опробовании в процессе бу

рения скважин


Запроектированные параметры режима бурения reолоrоразведоч

ных скважин должны обеспечивать не только высокие технические по--
казатели работы породоразрушающеrо инструмента, но и высокий BЫ

ход керна. Поэтому получение керна в достаточном количестве и хоро--
шеrо качества
 важная задача буровых работ.
Наиболее блаrоприятные условия для получения представительно--
ro керна обеспечиваются при колонковом бурении твердосплавными и
алмазными коронками. При этом в устойчивых и крепких породах диа..
метр керна близок к внутреннему диаметру коронки. Диаметр керна
значительно отличается от BнyтpeHHero диаметра коронки при бурении
мяrких, перемятых и раздробленных пород и полезных ископаемых
(если не приняты соответствующие меры по сохранению керна).
При хорошей сохранности керна достаточно точные данные о про--
центе ero выхода можно получить по формуле (линейный выход керна)


1
вк.л==t '100% (18.1)
и
rде /«
 длина поднятоrо керна, м; /и
 длина пройденноrо интервала, м.
При весовом способе выход керна определяется по формуле [8]


В к . в .==4m'/(1Сd/hp/J)'100% (18.2)
rде т«
 фактическая масса поднятоrо керна; d«
 диаметр керна; hp

проходка за рейс; р
 плотность породы.
Наиболее достоверные результаты обеспечивает объемный способ
определения выхода керна:


BK.o==124hp(Q
q)/ d/, (18.3)
rде Q и q
 объем соответственно MepHoro сосуда и доливаемой
воды, дмЗ.
Минимально допустимый
Минимально допустимый выход керна для KoнкpeтHoro месторож

дения можно вычислить по формуле

 {1
Кр)и . о
Вктiп

I)и 100% (18.4)
\1
 Кр + Крт кдоп
rде Кр
 коэффициент равномерности оруденения (отношение среднеrо
содержания компонента в руде к максимальному); И
 степень избира

605




тельности истирания (доля nepeTepToro керна, приходящая на рудный
материал); т к ДОП
 допустимая техническая поrpешность опробования,
ОТН.ед.
для большинства полезных ископаемых выход керна устанавлива

ется не ниже 70
80o/0, а для ископаемых солей
 85%.
На качество и количество получаемоrо керна влияют мноrие reo--
лоrо--технические факторы. Институтом ВИТР разработана и применя

ется эталонная схема классифицирования rорных пород по трудности
отбора керна (см. табл. 8.2 [9]).
Получить качественный керн при обычном колонковом бурении с
промывкой в мяrкиx и рыхлых породах очень трудно и требует оrpани

чения длины рейса и применения промывки rлинистоrо раствора.
Мноrообразие устройств для бурения с отбором керна требует
внимательноrо отношения к их выбору, так как любое специальное ycт

ройство может выполнить свою роль только в тех условиях, для кото--
рых оно предназначено.
В монолитных и однородных по составу и твердости породах диа

метр коронки следует выбирать минимальным' так как выхдд керна
почти не зависит от принятоrо диаметра скважины, а производитель

ность при этом резко возрастает. При бурении скважин коронками Ma

лых диаметров в разнородных по составу и твердости слоистых и хруп

ких породах необходимо применять двойные колонковые трубы и CHa

ряды.
для отбора керна в сильнотрещиноватых, перемежающихся поро--
дах в последнее время наиболее распространеныI эжекторные колонко--
вые снаряды (ЭКС), при бурении с которыми создается местная обрат

ная циркуляция очистноrо areнтa, что предотвращает самозаклинивание
и истирание керна.
Рекомендации по обеспечению кондиционноrо выхдаa керна в раз

личных комплексах пород можно найти в табл. 8.9. справочника [9].
Наиболее достоверное опробование при бурении в породах II
IV
катеrорий с пропластками пород V
 VII катеrорий по буримости может
обеспечить rидравлический транспорт керна через бурильные трубы с
помощью метода бурения с двойной колонной бурильных труб, обеспе

чивающий непрерывную транспортировку керна на поверхность обрат

ным поток промывочной жидкости. В последние rоды широко приме

няется rидроударное бурение скважин с применением эжекторных CHa

рядов (rидроударно--эжекторное бурение), обеспечивающее высокий
процент выхдаa керна. Этот способ особенно эффективен в сочетании с
использованием коронок, армированных твердыми сплавами и синтети



606




ческими алмазами, и высокооборотноrо rидроударно--алмазноrо буре

ния при пониженном расходе промывочной жидкости.
При колонковом бурении в случае отбора керна низкоrо качества
(избирательноrо истирания ero) в небольшом количестве (менее 60%)
для ПОJIучения достоверности отбираемых проб собирается шлам. Сбор
ero
 единственное средство получения фактическоrо материала при
бескерновом бурении.
rлубина скважины Zl, с которой отобран шлам


zv мkш
Zl==Z
 ,
V B


(18.5)


rде Z
 rлубина скважины в момент отбора шлама, м; V M
 средняя ско--
рость бурения, м/ч; kш==0,80+0,85
 опытный поправочный коэффициент
к скорости подъема частиц шлама размером 0,4
0,5 мм при нормальном
rлинистом растворе; V B
 скорость восходящеrо потока промывочной
жидкости, м/ч.
Количество шлама, образующеrося при бескерновом бурении, в
первом приближении можно определить по уравнению


q==O,2 vJJ/, (18.6)
rде q
 скорость поступления шлама в промывочную жидкость, кr/ч; V M

 механическая скорость бурения, м/ч; пс
 диаметр скважины, см.


Пример 18.1. После бурения интервала h p ==2,5 м по перемеж

щимся неоднородным породам коронкой CM6
93 из скважины был
поднят разрушенный керн, состоящий из отдельных кусков неправиль

ной формы. Фактическая масса KepHoBoro материала оказалась равной
т к ==13,1 кr, а объемная масса ero р==2400 кr/M 3 . Требуется определить
процент выхода керна весовым способом, если диаметр керна составля

ет dк==74'10
Зм.
Решение . По формуле (18.2)


в == 4.13,1
 51%.
к.о 3,14.74.10
3 .2,5.2400


Пример 18.2. Из скважины в процессе бурения отобран шлам с
размером кусков 0,45 мм. rлубина скважины в момент отбора шлама
Z==550M. С какой rлубины отобран шлам, если средняя скорость бурения


607




составляет У тах ==5,4 м!ч, а скорость восходящеrо потока промывочной
жидкости у в ==о,3 м!с.
Решение. Принимаем k ш ==0,83; у в ==0,3.3600==1080 м/ч. По формуле
(18.5)


z ==550
 550.5,4.0,83
 5478 м.
1 1080 '


При бурении разведочных и эксплvатационных скважин на нефть
и raз также приходится отбирать (периодически) образцы пород в виде
кернов.
При разработке технолоrии бурения для обеспечения высокоrо и
качественноrо выноса керна колонковыми турбодолотами peKOMeндy

ются следующие параметры циркулирующеrо потока жидкости и pe

жима бурения:


Рб.р==1200
1500 кr/
; T500==35
80c; В зо :::;10 см З ; П::;2%;


Р д ==140 кБ; Q==22
28 Л/С (КТД 4);
Р д ==180 кБ; Q==3540 Л/С (КТД 3).


При роторном бурении с целью повышения выхода керна реко--
мендуется предусматривать:

 возможно низкую производительность буровых насосов в pыx

лых породах:

 механическую подачу долота вместо ручной (особенно важна
равномерная подача без рывков);

 минимальное количество отрывов долота от забоя, но raранти

рующее от прихвата инструмента;

 осевую наrpузку Pд==80
100кН; частоту вращения п==70 мин
l; по--
дачу насоса Q==15
20 ЩdЗ/ с (в рыхлых породах 10
15 дмз/ с );

 применение бурильных rоловок с более высокими значениями
коэффициентов керноприема и керноотбора.
Коэффициент керноприема определяется отношением диаметра
керна (d x ) к расстоянию от забоя до rpуноноски (h x ):


d k
kxn==
 .
. h k


(18.7)


608




Коэффициент керноотбора, определяется отношением диаметра
керна к диаметру бурильной rоловки (D б . I .)
К ==..:!.L
к.о D (18.8)
б.z


Список литературы


1. Берrштейн О.Ю., Великосельский М.А., Вуrин Р.Б. Совершен

ствование методов и средств отбора керна в rлубоком бурении. М.: He

дра. 1977.
2. Булнаев И.Б. Техника и технолоrия отбора проб при разведоч

ном бурении. М.: Недра, 1974.
3. Выбор минимальных диаметров керна, допустимых для опро--
бования разных видов твердых полезных ископаемых.! В.r.Соловьев,
Ю.Л.Михалкевич, r.r.Пежемский и др.Л.: Недра, 1973.
4. Достоверность керновых проб и выбор диаметров скважин при
разведке месторождений. Л.: Недра, 1982.
5. Инструктивные указания по отбору керна при вращательном
колонковом бурении rеолоrоразведочных скважин.! В.А.Каулин,
П.П.Пономарев, В.В.Васильев, М.А.Денисов, Л.: ВИТР, 1985.
6. Калинин A.r., Ошкордин О.В., ПИТерский В.М., Соловьев Н.В.
Разведочное бурение. Учебник для вузов. М., 000, Недра. Бизнес

центр», 2000.
7. Каулин В.А., Пономарев П.П., Васильев В.В., Петрова r.B. Oc

новы выбора технических средств для отбора керна при колонковом
reолоrоразведочном бурении.
 Экспресс
информация ВИЭМС. Техни

ка и технолоrия rеолоrоразведочных работ; орrанизация производства,
М., 1983. Обзор ВИЭМС
8. Пономарев П.П. Каулин В.А. Отбор керна при reолоrоразве

дочном бурении Л., Недра, 1989.
9. Справочник по бурению rеолоrоразведочных скважин. Афа

насьев И.С., Блинов r.A. Пономарев П.П и др. Л., ВИТР, 2000.
10. Сулакшин С.С. Бурение rеолоrоразведочных скважин. Учебник
для вузов. М., Недра, 1994.
11. Сулакшин С.С. Способы, средства и технолоrия получения
представительных образцов пород и полезных ископаемых при бурении
reолоrоразведочных скважин: Учеб.пособие.
 Томск: изд
во НТЛ,
2000.


609




19. Расчеты при вскрытии и испытании продуктивных
пластов


19.1. Вскрьпие продуктивных нефтеrазовых пластов


Получение начальноrо притока нефти и rаза из пласта зависит от
технолоrии бурения, состава и свойств циркулирующеrо раствора, cxe

мы вскрытия и длительности воздействия на продуктивный пласт.
За критерий оценки качества вскрытия продуктивноrо пласта бу

рением (первичное вскрытие) принято считать относительную продук

тивность (отношение фактической продуктивности пласта к потенци

ально возможной, т.е.теоретической). Качество вскрытия оценивают
также по удельному дебиту скважины Qy т/сутки'м и удельной продук

тивности qуд' За удельный дебит принимается количество добываемой
нефти Q в тоннах за сутки на 1 м эффективной толщины пласта h, Т.е.


Q == Q
у .
h


(19.1)


Под удельной продуктивностью понимают удельный дебит на 1 ат
перепада давления в системе скважина
 пласт (депрессии)
 I:1P


Qy
qуд== АР '


(19.2)


для качественноrо вскрытия продуктивноrо пласта необходимо
соблюдать следующие требования к составу и свойствам буровоrо pac

твора [6]:

 состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее
фильтрат не способствовал набуханию rлинистых частиц, увеличению
rидрофильности породы, увеличению количества физически связанной
воды в порах пласта;

 состав фильтрата буровоrо раствора должен соответствовать c<r
ставу фильтра, заполняющеrо пласт, чтобы при проникании фильтрата
в пласт не происходили такие физические или химические взаимодей

ствия, в результате которых Moryr образовываться нерастворимые
осадки;


610





 в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное
количество rpубодисперсной твердой фазы, способной создавать заку

поривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать rлубо--
кому проникновению промывочной жидкости в пласт;

 соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать
солености и солевому составу пластовой воды;

 фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия
нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на
rpанице фильтрат
 нефть;

 водоотдача буровоrо раствора в забойных условиях должна быть
минимальной;

 плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы
дифференциальное давление бьто близким к нулю или, если BCкpЫBa

ется пласт с аномально низким давлением,
 меньше нуля.
Ниже приводится краткое описание методов вхождения в продук

тивную толщу, Т.е. порядок операций, проводимых в скважине неп

средственно перед бурением и во время разбуривания продуктивной
толщи (рис. 19 .1).



1


..........2




. ...
: :.::
з
ji

:


s
*
..::
::: 1J


I
I
о; О
О iO
О! о
I
О ! о
0i о
о iO
О! о




Я

...:.
.....
;


... :

:
E





б


в


д


2


2


2


'"


6


Рис. 19.1.
Методы вхождения в продуктивную толщу:
1
 обсадная колонна; 2
 цеменrnый камень; 3
 нефтеносные пласты; 4
 водоносные
пласты; 5
 открытый ствол; 6
 пакер; 7
 фильтр; П
 продуктивный пласт.


611




По первому методу (рис. 19 .1 , а) продуктивный rоризонт BCкpЫBa

ется долотами Toro же диаметра, что и вышележащие породы. В cквa

жину спускают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой пер

форирована и выполняет функuию фильтра. Скважина цементируется
выше продуктивноrо пласта. Данный метод применяют при вскрытии
неустойчивых пород, продуктивный rоризонт содержит одну жидкость,
Т.е. однороден, параметры промывочной жидкости при вскрытии пласта
и прохождении вышележащих пород практически одинаковые.
Второй метод (рис. 19 .1, б) отличается от первоrо тем, что после
разбуривания в скважину спускают эксплуатационную колонку до за

боя, а затем цементируют. для сообщения полости эксплуатационной
колонны с продуктивным пластом ее перфорируют (простреливают
большое число отверстий). Метод применяется при вскрытии HeOДH

родных по составу флюидов, малых и перемежающихся пропластков,
Т.е. коrда требуется селективная эксплуатация. Параметры циркули

рующеrо раствора, как правило, при вскрытии не меняются.
По третьему методу (рис.19.1, в) перед вскрытием продуктивной
толщи вышележащую обсадную колонну цементируют, после чеrо,
продуктивную толщу проходят долотом меньшеrо диаметра, оставляя
ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчивых пород и
однородноrо флюида. Состав и свойства буровоrо раствора подбирают
только с учетом характеристики продуктивной ТОЛЩИ.
В отличие от тpeThero метода, ствол скважины в продуктивной
толще по четвертому методу оборудуют фильтром, подвешенным в об

садной колонне и изолированным пакером. Этот метод применяется
при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов.
При пятом методе (рис. 19. 1, д) после спуска обсадной колонны до
кровли продуктивноro пласта и ее цементирования вскрьmают продук

тивную толщу долотами меньшеrо диаметра, а затем перекрывают хво--
стовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перФОрируют пр

тив заданных интервалов. Метод применяется при необходимости ce

лективной эксплуатации различных пропластов.
Каждый из указанных методов вскрытия продуктивных пластов
имеет определенные преимущества и недостатки и выбирается в зави

симости от конкретных rеолоrо
технических условий строительства
скважины. Одним из наиболее перспективных и значимых направлений
в области рациональноrо метода вскрытия является внедрение технол

rии бурения rоризонтальных и разветвлен
rоризонтальных скважин
(см. раздел 13).
При выборе способа вхождения в продуктивную зону следует:


612





 оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число прони

цаемых пластов на всем интервале. от кровли ТОЛIЦИ ДО проектной rлу

бины скважины;

 определить характер насыщенности всех проницаемых пластов,
Т.е уточнить содержат ли они одну и ту же жидкость или насыщенны
разными (один
 водой, второй
 нефтью, третий
 rазом и т.д);

 выявить устойчивость пород продуктивной зоны;

 учесть соотношение коэффициентов аномальности пластовых
давлений в продуктивной толще (см.раздел 1) и в расположенных выше
ее проницаемых rоризонтах и оценить возможную степень заrpязнения
продуктивной ТОЛIЦИ буровым раствором в процессе бурения.
для вскрытия пластов с очень низкими коэффициентами аномаль

ности наиболее эффективны rазообразные аrентыI и rазожидкостные
смеси.


Пример 19.1 . Вариант А. Продуктивная толща залеraет на rлубине
2000 м и включает три проницаемых пропластка (мощность каждоrо 7

8м): первый и третий
 нефтеносные, второй
 водоносный. Общая
мощность ТОЛIЦИ
 80 м, пластовое давление PIUII==19+20 МПа. Над пр

дуктивной толщиной залеrают арrиллитыI мощностью 25 м, а выше

доломитыI с прослоями водоносных песчаников
 пластовое давление
РrШ2==22 МПа (рис. 19.2)


А


2000 м


m


Б


2000


I
,


м ..... ... ......: .-
 . :.:.-.':
r-..
..,... 5J.-.':' :'.::'.
:.

 ::
::f.:f.::
....:; .:::.::


I ,

::
.:: ::.:, I , :: 8.:: .= :.:
....... ....:... .. .
,., . "\ .... . . .
"\ "\

.........
...-:. :..::. "\ I "\ :'::!:"::"
.::. .::::::: "\ ; "\. ......


2


3


РИс.19.2.
Схема вскрытия ПРОДУК1Ивной толщи:
1.2.3.
 ПРОДУК1Ивные пласты; т
 мощность продуктивных пластов


613




Решение . Оценивая мощность продуктивноrо rоризонта, число
проницаемых пропластков, однородность их насыщения, следует OТМe

тить, что требуется селективный отбор нефти, Т.е. второй и пятый Meт

ДЫ, которые отвечают этому требованию.
Определим коэффициенты аномальности по формуле (1.28):


k a1 == 19,0+20,0/(0,01'2000)==0,95+ 1,0;
k a2 ==22,0/(0,01'2000)== 1,1


Если использовать второй метод, то потребуется промывочная
жидкость с плотностью


Ро== 1,05'1,1 ==1,15,
rде k p ==I,05 рекомендуемое значение коэффициента резерва.


rидростатическое давление на продуктивный пласт
PrcT==0,01'1,15'2000==23,0 МПа.


Разность между rидростатическим давлением и пластовым в пр

дуктивной зоне
Prcт
 pIDIl==23,0
 19,0==4,0 МПа.


Если использовать раствор на водной основе, то возможно сильное
зarpязнение продуктивной толщи.
По пятому методу, относительная плотность промывочной ЖИДК



сти
Ро== 1,05'1,0== 1,05.


rидростатическое давление на продуктивный пласт


рст==О,01'1,05'2000==21,0 Мna.


Тоrда
Рст
 Рплl==21,0
 19,0==2,0 МПа
Т.е. вдвое меньше, чем при использовании BToporo метода.
Таким образом, здесь предпочтительнее использовать пятый
метод.


Вариант Б. В данном варианте при отсутствии проницаемых пла

стов в породах, лежащих выше продуктивноrо rоризонта, целесообраз



614




но применять второй метод. Во
первых, это увеличит площадь фильт

рации нефти, а BO
BTOpЫX, при прохождении rлинистых толщ можно
использовать растворы на yrлеводородной основе, что позволит улуч

шить устойчивость rлин, снизить трение между бурильными трубами и
стенкам!' скважины, а следовательно, повысить скорость бурения.


19.2. Вскрытие водоносных rоризонтов


Под вскрытием водоносных пластов следует понимать технолоrи

ческий процесс, при котором в продуктивном rоризонте образуется BЫ

работка для оборудования водоприемной части скважины.
Качество вскрытия продуктивных водоносных rтacтoB в основном
определяется способом бурения интервала залеraния пласта и типом
циркулирующеrо аreнта, применяемоrо при вскрытии. При yдapHO

канатном бурении практически не нарушается естественное состояние
водоносноrо rоризонта, не происходит ero rлинизация и, как следствие,
не требуется проведение сложных работ по вызову водопритока в cквa

жину.
При сооружении водозаборных и дренажных скважин большоrо
диаметра (на rлубину до 200
300 м) наиболее эффективно для вскрытия
водоносноrо rоризонта, выбирать бурение с обратновсасывающей пр

мывкой водой. При этом дебит скважин увеличивается от 4 до 8 раз по
сравнению со скважинами пробуренными с промывкой rлинистым pac

твором и в 2 раза по сравнению с ударным способом.
При выборе типа промывочной жидкости для вскрытия BOДOHOCHO

ro rоризонта вращательным способом можно воспользоваться peKOMeH

дациями приведенными в таБЛ.19.1.


Таблица19.1


Ци ли щие е еды, коменд емые для век ытия водоносных пластов
Характеристика вскрываемоrо Рекомендуемый вид
водоносноrо ro изонта ци к ляционноrо аrеша
Скальные, устойчивые породы; мелко
 и cpeднe

зернистые пески (при коэффициеше фильтрации.
k
20 wcyr и статическом уровне подземных БОд
h c ==1,5+3M
Крупнозернистые и rрубообломочные породы


Техническая вода


Полимерные, безrлини

стые растворы (малоrли

нистый водный раствор
rипана)


615




МеЛК<r и разнозернистые пески с включением
авия
Слабонапорные TOHK<r и среднезернистые пески


ТрещиноваТЬlе породы


Самораспадающиеся pa

творы (модифицирован

ный крахмал)
rазожидкостные смеси
(воздух, аэрирования про-
мывочная ЖИДКОСТЬ и Д .
КрахмалЪН<rсолевые
аство ы.


в районах распространения мноrолетнемерзлых
по :д


Показателем распространения и характера зоны кольматации слу

жит количество отфильтровавшейся жидкости в пласт.
rлубину проникновения rлинистоrо раствора 1 в поры водоносноrо
пласта, представленноrо мелкозернистыми песками, рекомендуется оп

ределить по формуле Царевича [15].
L== kL1P
l(п- о ' (19.3)
rде k
 коэффициент, учитывающий сопротивление движению жид

кости в зависимости от размеров зерен породы, их формы и Т.д; АР

репрессия на пласт, МПа; То
 начальное сопротивление раствора сдви

ry, МПа.
Общее количество фильтрата, попадающее в пласт Ф, складывает

ся из количества фильтратов раствора, поступающеrо при статических
Ф С и rидродинамических Ф д условиях


Ф==Ф с +Фд-


(19.4)


При вскрытии неустойчивых водовмещающих пород удельный вес
буровоrо раствора у подбирают так, чтобы не допустить обрушения
стенок скважины, и в то же время предотвратить или свести к миниму

му поступления раствора и ero фильтра в пласт:


r == (Р пл
 ЩJ) .
Вт
616


(19.5)




Радиус зоны кольматации трещины (R) рекомендуется определять
по формуле [2]


R==O 0265 k ш Q
, , (19.6)
и"В
rде k m
 коэффициент, учитыIающийй рост осадка шлама в трещине,
k m <l; Q
 начальный расход потока, л/мин; V)(
 критическая скорость
потока, см/с; Е
 ширина щели, см.
Исследования влияния промывочной жидкости на проницаемость
породы при бурении rеотехнолоrических скважин, проведенные во
ВСЕrинrEО [16] показали, что rлавным фактором максимальноrо c

хранения естественной проницаемости продуктивных rоризонтов,
представленных мелкозернистыми песками является сведение к МИНИ

муму времени контакта циркулирующей промывочной среды с BCкpЫ

ваемым rоризонтом.
Перед вскрытием пласта, содержащеrо термальные воды peKOMeH

дуется (после замены cтaporo раствора) промывать скважину водой со
скоростью восходящеrо потока v
O, 7 м/с до полноrо удаления шлама и
кольматанта.
При вскрытии пластов минеральных вод скважину рекомендуется
промывать минерализованной водой Toro же состава (обычно получен

ной из соседних скважин). ПЛотность ее выбирается с учетом ожидае

Moro пластовоrо давления.


19.3.Выбор типа фильтра и расчет ero основных размеров


При бурении скважин в рыхлых и полускальных породах для пре

дохранения водоприемной части скважины от заплывания и обвалов
породы, для очистки воды, поступающей в эксплуатационную колонну,
от механических примесей устанавливают фильтры. Тип фильтра (Kap

касный, каркасн
стержневой, сетчаты
й и т.д.) выбирают в зависимости
от свойств породы водоносноrо rоризонта. Рекомендуемый [3,15] для
различных водоносных rоризонтов типыI фильтров приведены в
табл.19.2. для выбора размеров проходных отверстий фильтра можно
пользоваться данными табл.19.3.
для аrpессивных вод с большим содержанием yrлекислоты, серо--
водорода и кислорода каркасы фильтров изrотавливаются из нержа

веющей стали или неметаллических труб.


617




Т а б л и ц а 19.2


Рекоменд емые типы иль 08
Водосоде жащие по ОДЫ Типы ИЛЬТ ов
Скальные и полускальные породы. Трубчатые с крyrлой и щелевой пер

rравийн
rалечниковые отложения с форацией; каркасно
стержневые
размером частиц от 20 до 100 мм
(>50 мас.%
rравий, rравелистый песок с размером
частиц от 1 до 10мм С преобладающим
размером 2
5 мм (>50 мас.%)


Пески среднезернистые с преобла

дающим размером частиц 0,25
0,50
>50 мас.%
Пески мелкозернистые с преобладаю-
щим размером частиц О, 1 0
0,25 мм
(>50 мас.%)


трубчатыIe и стержневые каркасы с
водоприемной поверхностью из про-.
волоки ИЛИ без нее.
трубчатыIe и стержневые каркасы с
водоприемной поверхностью из про.-
волоки ИЛИ штампованноrо листа
rравийно
обсыпные с уширенным
контуром. Возможно применение
дв слойных ИЛ!> В
rравийно
обсьшные с уширенным
контуром. Возможно применение
двухслойных обсыпок и блочных
фильтров


т а б л и ц а 19.3


Типы фильтров


С крyrлой перфорацией
Со щелевой перфорацией


Каркасы фильтров выполняют из стальных обсадных труб нефтя

Horo сортамента, rеолоrоразведочноrо сортамента, стальных HaCOCOB

компрессорных труб, труб из нержавеющей стали, а также винипласт

вых, полиэтиленовых, стеклопластиковых, асбестоцементных и др.
Фильтры эксплуатационных скважин на воду должны удовлетв

рять условиям длительной эксплуатации и ремонта.
Размеры проходных отверстий фильтров при устройстве rpавий

ной обсыпки принимаются равныIии среднему диаметру частиц слоя
обсыпки, примыкающеrо к стенкам фильтра.
Под скважностью фильтра понимают отношение площади OTBep

стий к общей площади боковой поверхности фильтра, выраженное в
процентах.
618




Минимальный диаметр каркаса фильтра следует принимать не Me

нее 80
100 мм, а скважность следует доводить до 20
25%.
В фильтрах с водоприёмной поверхностью из проволочной обмот

ки И штампованноrо стальноrо листа скважность каркасов принимается
исходя из условий их прочности, до 30
60%.
Расчет фильтра заключается в определении ero диаметра и длины
водоприемной части в зависимости от дебита, состава и условий зале

rания водоносных пород, мощности и rидравлическоrо режима водо--
HocHoro rоризонта.
Диаметр фильтра D ф для малонапорных и маломощных BOДOHOC

ных rоризонтов выбирают с учетом поперечных rабаритов водоподъем

Horo оборудования, длину фильтра
 в зависимости от проектноrо деби

та скважины и мощности водоносноrо rоризонта. В водоносных rори

зонтах мощностью до 10 м длина рабочей части фильтра (lф) принима

ется равной их мощности. для более мощных rоризонтов длина рабочей
части фильтра (в м)


lф==аQ/Dф>


(19.7)


rде а
 опьпный коэффициент, зависящий от rpанулометрическоrо со--
става породы водоносноrо rоризонта; Q
 проектный дебит, м 3 /ч; D

диаметр фильтра, мм.


Значение коэффициент а для различных пород:
песок мелкозернистый... ... ......... .......... ..... 90
песок среднезернистый.. .. ......... ...... ........ 60
песок крупнозернистый....... ........... .... ..... 50
песчано--rpавийные отложения... . . . . . . . . . . . . . . . 30
известняки слаботрещиноватые. . . . . . . . ., . . . . . . . . 90
известняки среднетрещиноватые... . . . . . . . . . . . . 60
известняки сильнотрещиноватые. . . . . . . . . . . . . . . 30


Обязательно необходимо учесть, какие вскрываются воды
 Ha

порные или без напорные. Коrда вскрываются без напорные воды, в
верхней части фильтра размещается насос. Поэтому диаметр корпуса
фильтра определяется диаметром насоса.
Рабочую часть фильтра следует устанавливать против участков,
обладающих наибольшей водопроницаемостью, но не менее 0,5
 1 м от
кровли и подошвы водоносноrо пласта.


619




При наличии нескольких водоносных rоризонтов рабочие части
фильтров устанавливаются в каждом ВОДQНОСНОМ rоризонте и соединя

ются между собой rлухими трубами.
Верхняя, rлухая часть фильтра должна находится выше башмака
обсадной колонны не менее чем на 3 м. Между обсадной колонной и
надфильтровой трубой должен быть установлен сальник или кольцевой
тампон. Длина отстойника принимается 1
2 м.
Ориентировочный диаметр фильтров определяется по формуле


D= aQ .
lф


(19.8)


В rpавийных фильтрах в качестве материала для обсыпки приме

няются песок, rpавий, песчано--rpавийные смеси. Размер частиц MaTe

риалов для обсыпки выбирают из соотношения


D 50 =8+12
d 50 '


(19.8а)


rде Dso и d so размеры частиц, соответствующие 50%
 ному содержанию
в обсыпке и породе.
В rpавийных фильтрах толщина слоев обсыпки принимается с уче

том конструкции фильтра. для фильтров, собираемых на поверхности
земли и опускаемых в скважину в rOToBoM виде, толщина каждоrо слоя
обсыпки должна бьпь не менее 30 мм. для фильтров, создаваемых на
забое скважин засыпкой rpавия по межтрубному пространству, толщи

на каждоrо слоя обсыпки должна быть не менее 50 мм.
Наиболее надежны в эксплуатации скважины фильтры с rpавийной
обсыпкой толщиной в 150
200 мм.
При устройстве двухслойных обсыпок подбор механическоrо со--
става материала слоев производится по соотношению


D
.......l. = 4 + 6
Dl


rде D 2 и Dl
 средние диаметры частиц материала соседних слоев об

сыпки.


620




Первый слой обсыпки, прилеrающий к каркасу фильтра, подбира

ется таким образом, чтобы размеры rpавия бьти большие.
При устройстве rpавийных фильтров за наружный диаметр cквa

жины следует принимать диаметр внешнеrо контура обсыпки.
для предотвращения разрушения несцементированных и слабо

сцементированных песчаных коллекторов и выноса песка в скважину
при эксплуатации нефтяных и rазовых скважин и сооружении скважин
подземноrо выщелачивания призабойный участок также оборудуют
rpавийным фильтром. Расчетный оптимальный размер зерен rpавия
находят из соотношения


dопm==бd б


(19.9)


Принципы проектирования rpавийноrо фильтра достаточно полно
изложены в работах [1,8,14].
Фильтры являются важнейшим звеном буровой скважины подзем

Horo выщелачивания, разрабатывающих rидроrенные месторождения
проницаемых урановых руд [16]. На полиrонах подземноrо выщелачи

вания используют фильтры различных конструкций, изrотовленные,
как правило, из полимерных материалов (фильтры должны быть стой

кими К химически аrpессивным средам). При наличии в продуктивном
rоризонте мелкозернистых песков наиболее эффективны rpавийно--
обсыпные фильтры.
Наиболее распространенный материал обсыпки
 окатанный квap

цевый песок, который нейтрален ко всем видам выщелачивающих pa

творов. Кроме Toro, в качестве материала обсыпки применяют кремние

вый песок, rpанулированный пиролюзит, rpанула стекла и полиэтилена.
Размер частиц для rpавийной обсыпки выбирают из соотношения
(19.8а).
В работах [1,8] рекомендованы рациональные схемы намывка rpa

вийных фильтров для различных условий сооружения скважин.


Пример 19.2. Подобрать фильтр для условий примера 6.3 из разде

ла 6.
Решение. Учитывая характер пород, слаraющих водоносный rори

зонт, выбирается rpавийно--обсыпной фильтр с уширенным контуром.
Приняв размер частиц породы водоносноrо rоризонта d so ==0,5 мм,
подбираем материал для rpавийной обсыпки из соотношения (19.8а):


D s olO, 5== 1 О, откуда Dso==5 мм.


621




При мощности водоносноrо rоризонта 1 Ом длина рабочей части
фильтра /ф==10м. Зная расход воды и длину рабочей части фильтра, из
формулы (19.8) находим диаметр фильтровой колонны.


D ф ==60'21/10==126 мм.


для каркаса фильтра выбираем обсадную трубу D o . T ==127 мм.
Наружный диаметр фильтра


D ф == Dо.т+2dl+2Бl+2
==127+4+60+4==195 ММ,
rде d l ==2мм
 диаметр проволоки, навиваемой на каркас; дl==30 мм
 ТОЛ

щина слоя обсыпки; д2==2мм
 толшина проволочной металлической
сетки наружноrо кожуха.
Общая длина фильтровой колонны


L ф ==/]+/ф+/2==4+ 10+2==16 м,
rде /1==4M
 длина надфильтровой части; /2==2м
 длина отстойника с
пробкой.
Конечный диаметр скважины
 215,9 мм.


Пример 19.3. Подобрать фильтр для следующих условий: пласт
мощностью 14 м представлен среднезернистыми песками, проектный
дебит Q==36 м 3 /ч.
Решение . Длину фильтра принимаем равной мощности пласта, Т.е.
L== 14 м, так как это обеспечивает совершенство скважины по степени
вскрытия.
Диаметр фильтра по формуле (20.7), при а==60:


60.36
D==
=154MM.
14


Если выбрать сетчатый фильтр, то ero конструкция будет состоять
из каркаса (трубы стандартноrо размера) проволочной обмотки и сетки,
поэтому расчетный диаметр можем получить, приняв трубы каркаса 146
мм, проволоку для обмотки
 5 мм (толщиной сетки пренебреrаем).


D==146+2'5==156 мм.


Если выбрать rpавийный фильтр, формируемый на забое, то ero
конструкция и диаметр определяются из следующих соображений.


622




Пусть средний размер частиц водоносноrо песка 0,2 мм. Тоrда средний
размер частиц rpавия Dr(8+ 12)dH
10'0,2==2 мм.
Конструкция каркаса rpавийноrо фильтра должна включать трубы
и проволочную обмотку.
Минимальное проходное отверстие труб каркаса 80
 1 00 мм.
Выбираем трубы диаметром 114 мм и проволоку диаметром 3 мм.
Минимальная толщина rpавийной обсыпки 50 мм.
D== 114+6+ 1 00==220 мм.
Полученный размер должен быть увязан со стандартным размером
долот.
Выбираем ближайший больший размер долот 244,5 мм
D ф ==D/)==244,5 мм.
Полученный размер и будет диаметром rpавийноrо фильтра, учи

тывающим как ero пропускную способность, так и дрyrие приведенные
соображения. Следует иметь в виду, что приведенные расчеты справед

ливы только для потайной конструкции фильтра. Если проектируется
вьшедение верхней rлухой части фильтра на поверхность, то диаметр
каркаса фильтра необходимо увязать с размером эксплуатационноrо
насоса, устанавливаемоrо в этих трубах.


Пример 19.4. Проектируемая скважина должна вскрыть BOДOHOC

ный rоризонт мощностью 15 м, состоящий из среднезернистоrо песка.
Какой длины должна быть рабочая часть фильтра диаметром D ф ==168
мм, если дебит скважины Q==70м 3 /ч?
Решение . Приняв а==60, по формуле (19.7) определим длину рабо--
чей части фильтра: /ф==60'70/168==25 м.


19.4. Расчет бесфильтровой скважины.


Бесфильтровую эксплуатацию используют, Коrда водоносные ro--
ризонты представлены устойчивыми, необрушающимися трещинова

тыми скальными и полускальными породами, мелкозернистыми пьше

ватыми песками и коrда водоносные пески залеrают под прочной водо--
упорной кровлей.
Бесфильтровые скважины (рис.19.3) сооружаются пyrем бурения
ствола до продуктивноrо пласта и последующеrо вымывания из Hero
песка в количестве, достаточном для создания каверны (опрокинутой
воронки), объем которой обеспечивает требуемый приток воды без пес

кования.


623




.
. .


..


.
. .
.е


.
. .
. .
.
. .


. .
.


.
.


. .


.
. .


. ....
. е.


..


. .
.. .. .


.


.
.
.


.


m


. .


.


.


.


. .


.


R


.


.


.


.


11-
;


е


) . . .


Рис.19.З.
Бесфилътровая скважина.


624




Расчет бесфильтровой скважины проводится с целью определения
размеров полости, обеспечивающей необходимую пропускную способ

ность, И выяснения устойчивости кровли сформированной полости.
Проектный дебит (Q м 3 /ч) бесфильтровой скважины ориентир о--
вочно может быть подсчитан по формуле


nR? V
Q

, (19.10)
cosa
rде R
 радиус полости, м; V ф
 скорость фильтрации, м/ч; а
 yrол eCTe

ственноrо откоса (а ;; 20
 250)..
Скорость фильтрации


VФ ==='11 '1}с(1
П)(рn
 1), (19.11)
rде '11===0,7+0,8
 коэффициент запаса; '12
 коэффициент, учитывающий
уменьшение скорости фильтрации в зависимости от yrла откоса песка,
для мелкозернистоrо песка '12===0,9, для среднезернистоrо '12===0,8, дя
крупнозернистоrо '12===0,74; k
 коэффициент фильтрации; П::::::О,3+0,4

пористость песка; РП
 плотность пород водоносноrо пласта.
Радиус полости


R
 24Qcosa
м.
пV ф


(19.12)


у стойчивость пород кровли определяется следующим образом:


R
h 1

 , м,
f


(19.13)


rде: h 1
 высота свода естественноrо равновесия пород кровли, м;
f
 коэффициент крепости пород ( !
 (j еж ) .
100


.


Свободная поверхность откоса рыхлой rорной породы сохраняет свой
наклон под некоторым yrлом к rоризонтальной плоскости, называемым
yrлом естественноrо откоса.


625




Породы кровли обрушаться не будут, если давление воды на He

проницаемую кровлю будет больше столбика породы в пределах свода
естественноrо равновесия:


hJ)'к<(Н
S))'в,


(19.14)


rде: Н
 превышение статическоrо уровня воды над кровлей водоносно--
ro rоризонта, м; S
 понижение уровня при откачке, м; )'К
 относитель

ная плотность пород кровли ()'K==2,5
3).
Учитывая (19.13) и (19.14) условие устойчивости можно предста

вить в виде:


R« H
S)f .
Ук


(19.15)


Дополнительным условием устойчивости пород кровли является
условие:


hi
(), 75т,


(19.16)


rде: m
 мощность устойчивых пород кровли, м.
Если неравенства выполняются, породы кровли (в случае их He

проницаемости) не обрушаются и бесфильтровую скважину проектиро--
вать можно.
Значения П, f, и k приведены в методическом пособии С.В.Пенке

вича [12].
После цементирования эксплуатационной колонны продолжают
бурение в пределах водоносноrо слоя на rлубину 1,5
2 м от кровли, по--
сле чеrо начинают разработку полости.
Формирование водоприемной полости производится эрлифтной
откачкой с помощью компрессоров (типа ДК
 9М или др.). На первом
этапе откачки во избежание образования песчаных пробок в скважину
опускается колонна труб, по которой подается вода от буровоrо насоса,
входящеrо в комплект буровой установки. После разработки каверны в
зоне пласта подача воды прекращается.
При сдаче скважины в эксплуатацию производительность водоза

бора должна быть меньше производительности при опытной откачке в
1,3
1,5 раза.


626




в пьшеватых и тонкозернистых песках, а также в случае Heдocтa

точно устойчивой кровли в водоприемную воронку может быть засыпан
rpавий.


Пример 19.5. Дано: порода кровли сложена rлинистыIии сланцами,
[==2,0, ук==2,9; мощность кровли т==15 м; пьезометрический напор пласта
Н==50 м; максимальное понижение 8==15 м; водоносный пласт сложен
мелкозернистыми песками, а==20 0 , k==6 м/сyrки; рп==2,3
тносительная
плотность песка; Q== 1 00 м 3 /ч.
Решение: Скорость фильтрации


v ф==О,7 '0,9'6'(1
0,4)'(2,3
 1 )==2,95 м/сутки.


Радиус полости бесфильтровой скважины [см. формулу (19.12)]


R == 24.100.0.9 = 15,3 м.
п2.95


Условия устойчивости [см. формулу (19.15) и (19.16)].


h = 15,3 =7 6м'
1 2 "
153< (50
15).2 .
, 2,9'
15,3<24;


0,75т=О,75'15==11.2 м;


7,6<11,2.


Условия устойчивости кровли выполняются, поэтому проектиро--
вать бесфильтровую скважину можно.


19.5.Расчеты при опробовании перспективных rоризонтов в
процессе бурения


для опробования перспективных rоризонтов в процессе бурения
rлубоких скважин на жидкие и rазообразные полезные ископаемые,
пока приствольная зона объекта еще существенно не заrpязнена, при

меняют комплекты испытательноrо инструмента, позволяющие прово--
дить одноцикловое и мноrоцикловое испытание скважин.


627




Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечи

вающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и rаза, выявле

ние нефтеraзосодержания пласта, определение основных rидродинами

ческих параметров пласта. Основные параметры комплектов испыIа


тельноrо инструмента (КИИ), позволяющих производить одноцикловое
испытание скважин и мноrоцикловоrо испьпательноrо оборудования
(миr), приводятся в табл.16.4 и 16.5 [13].
для rерметичноrо перекрытия кольцевоrо пространства ствола
скважины и изоляции испьпываемоrо пласта от остальной части ствола
предназначеьыI пакеры с металлической опорой (см. таБЛ.17.3 [4]).
Надежность пакеровки прежде Bcero определяется правильным
выбором диаметра пакерующеrо элемента.
Диаметр резиновоrо элемента механическоrо пакера


dp.n==(0,85 7 0,9)D c , (19.17)
rде Dc
 диаметр скважины в месте установки пакера, м.
Проходимость пакера по стволу скважины и надежность пакеровки
при испыIаниии характеризуется коэффициентом пакеровки.


k n == Dc
d p . n


(19.18)


Минимальные значения k n , при которых обеспечивается надежная
пакеровка в зависимости от устанавливаемых перепадов давления на
пакер, приведены ниже.


Перепад давле
 <16 16
25 >25
ния на пакер,
МПа
Коэффициент 1,08
1,10 1,10
1,12 1, 12
 1,14
пакеровки
Характеристика Повышенная Средняя Повышенная
работы пакера устойчивость устойчи
 проходимость
вость, прохо--
димость


Выбор диаметра пакера рекомендуется производить в cooтвeтcт

вии с данными таБЛ.17.6 [4], в которой приведены диаметры резиновых
элементов в зависимости от диаметра необсаженной скважины в интер

вале установки пакера и численные значения пакеровки.
628




При выборе интервала испьпания следует стремиться к тому, что--
бы вся эффективная мощность проницаемой части пласта, найденной по
результатам rеолоr
rеофизических исследований, находилась в преде

лах интервала между пакером и забоем скважины. Значения минималь

ной длины интервала для установки пакера можно найти в справочном
пособии [4 ] (см. табл 17.7).
Наrpузка, необходимая для пакеровки, определяется по формуле


{ 2 r.2 )
G п == 3Е у 8 0 (k п
1 1+

 '
3 r 2


(19.19)


rде Еу
 модуль упрyrости резины, Еу==9,4 МПа; 80
 площадь сечения
резиновоrо элемента пакера до деформации; k п
 коэффициент пакеров

КИе
Депрессия, создаваемая для получения притока пластовой жидко--
сти при первичном вскрьпии перспективноrо rоризонта


р де
3(Рб.рgzШl
 РШl),


(19.20)


которая во избежание разрушения объекта испьпания должна
удовлетворять условию


Рдеп<0,5[(Jсж
 2(Рr.п.g z Шl
 РШl)]'


(19.21)


rде (Jсж
 прочность породы при одноосном сжатии, Па; Рr.п
 объемная
плотность вышележащей толщи пород, кr/M 3 .
rлубина заполнения жидкостью, необходимой для создания дe

прессии плотностью РжSpб.р:


ZЖ==ZШl
 (РШl
 Рдеп)/Ржg.


(19.22)


в начальный момент опробования избьпочное наружное давление,
действующее на пластоиспытаельь и пакер достиrает максимума


Ри.н==Рб.рgzи.п
 ржg(zн.п
 Zж),


(19.23)


rде ZН.П
 rлубина установки испытаеля пластов.
Если один пакер не способен воспринимать такой перепад давле

НИЙ, то устанавливают последовательно два пакера.


629




Необходимую величину осевой сжимаюшей наrpузки Gc.n. (кн) цe

лесообразно создавать за счет веса секции УБТ, длина Koтoporo опреде

ляется по формуле (9.4).
Во время пакеровки и опробования объекта хвостовик, располо--
женный ниже пакера, испьпьmает осевое сжатие от действия трех сил:
от осевой сжимающей наrpузки Gс.п., rидравлической наrpузки G c . r .,
возникаюшей при открытии rлавноrо клапана пластоиспытателя, и си

лы трения F тр. пакера о стенки скважины.
Действуюшая на хвостовик в начальный момент сжимаюшая (cтa

тическая) G CT наrpузка может бьпь определена по номоrpамме [7], при

веденной на рис. 19.4 (на ней приведен пример пользования HOMorpaM

мой: п с ==240 мм; d mт ==90 мм; l1p==20 ]vIПа; G cT ==780 кН).


Ар'=40МПа
35
30
25
20
15
10


4000 зооо


2000 1000 0CI' . кН


100


200


300


400 <1с. мм


Рис.19.4.
HOMorpaMMa ДЛЯ определения статической наrpyзки на хвостовик.


Расчет максимально допустимых сжимаюших наrpузок на хвосто--
вик осуществляется по формуле [7]


GKp==S[(Jт
5.04(dc
d"J VEl q 2 /W].


(19.24)


630




rде (]т
 предел текучести материала труб, Па; S
 площадь поперечноrо
сечения хвостовика, м 2 ; d c , d T
 соответственно диаметры скважины и
хвостовика, м; q
 вес 1 м хвостовика, Н; W
 момент сопротивления
сечения хвостовика, м 3 .
rидравлическая наrpузка приближенно рассчитывается по Форму



ле


Pc
(Sc
 SJ[Рб.рgZпак
 р;жg(Zпак
 z:жJJ.


(19.25)


rде Sc, Sx
 соответственно площадь поперечноrо сечения скважины в
месте пакеровки и площадь сечения хвостовика, м 2 ; zпак
 rлубина ycтa

новки пакера, м
Силу трения можно оценить по следующей формуле (П.С. Лап

шин, 1974)


р mp
kmp/JтpPи.H1!dchp.п(tfp.п
 JZ ,J/(tf c
 tf шпJ.


(19.26)


rде kтp
 опьпный коэффициент, kтp
0,2; Ртр
 коэффиuиент трения рези

HOBoro элемента о стенки скважины, Ртр== 0,1; h р . п
 высота резиновоrо
элемента пакера, м; d mт
 диаметр штока пакера, м.
Напряжения изrиба в хвостовике можно оценить по формуле [7]


(]H==5.04(dc
dJ V Elxq;g2 (1
 Рб.Р/ Рм 1 /Wx.


(19.27)


rде d x
 наружный диаметр хвостовика, м; Iх
 момент инерции сечения
хвостовика, м 4 ; W x
 момент сопротивления Toro же сечения, м 3 ; qx

масса 1м хвостовика, кr.
Дополнительные сжимающие температурные напряжения в хво--
стовике на время опробования


(]m==atEdt,


(19.28)


rде и..
 температурный коэффициент линейноrо расширения хвостови

ка, K
l.
Поправка, учитывющаяя влияние температуры на модуль упрyrо--


сти,


Е==Е 20 k Е (t з
 20)
и предел текучести материала хвостовика


(19.29)


631




a m ==(a"J20
 koft з
 20),


(19.30)


rде Е 20 и (а т )20
 модуль упруrости и предел текучести при температуре
20 ос, приводимые в справочной литературе; k E и ku
 температурные
поправки, МПа!К, для стали k E -;:::,70 МПа/К и k u -;:::,(),47 МПа/К.
Условие прочности хвостовика при сжатии


am?:kia z +а и +aJ, (20.31)
rде a z
 напряжение oceBoro сжатия, Па, аz==(Рс.п+Рr+Ртр)/Sх (собствен

ным весом хвостовика за малостью обычно пренебреraют); k з ==I,3
 ко--
эффициент запаса прочности.
Дополнительная ударная наrpузка, действующая в момент OTкpЫ

тия rлавноrо клапана пластоиспыттеля из
за резкоrо снижения давле

ния в подпакерной зоне [7].


Pyд==(Pcп+PJ
 1 +2ES x (ZпOK
hпp)( dol пс/ I р.ш[х
 '


(20.32)


rде hпр
 высота столба буровоrо раствора, эквивалентная по создавае

мому давлению высоте столба жидкости в бурильных трубах, м,


hпp==(ZпaK
 z;ж}ржIРб.р;


(20.33)


d o
 диаметр отверстия в штуцере пластоиспытателя, м; J1ш
 коэф

фициент расхода штуцера, J1ш==0,6+0,65; [х
 длина хвостовика, м.
Условия прочности по ударной наrpузке


Руд<[Р]уд.


(20.34)


rде [Р]уд
 допустимая ударная наrpузка, Н;


[P]yд==k
yдSx(aт
 а и
 a'J;


(20.35)


kyд
 коэффициент, учитывающий возрастание предела текучести
хвостовика при динамическом наrpужении по сравнению со статиче

ским, kyд==2''':''2
34,


a'z==Pc'/Sx. (20.36)
При проведения операций с испытателем пластов бурильные тpy

бы испытывютT различные наrpузки: растяrивающие усилия при спуске


632




и подъеме инструмента; сжимающие усилия при наrpужении пакера и
открьпии испыттеля пластов; внешние сминающие давления при ис

пытниии неrлубоких скважин; дополнительные напряжения кручения
при вращении бурильной колонны (при смене позиций запорноrо кла

пана), увеличивающиеся с rлубиной; растяrивающие осевые и сжи

мающие радиальные наrpузки при срыве пакера, которые Moryт дости

raть опасных значений.


19.6. Выбор водоподъемных средств. Расчет эрлифта


Выбор водоподъемных средств определяется положением динами

ческоrо уровня воды в скважине, требуемой ее производительностью,
внyrpенним диаметром обсадных труб участка скважины, на котором
устанавливается насос, назначением скважины и временем работы по
откачке воды.
Различают водоподъемники для неrлубоких (до 6
8 м от поверхно--
сти земли) и rлубоких динамических уровней (100 м и более). К первым
относятся rоризонтальные поршневые и центробежные насосы, ко вто--
рым
 штанroвые поршневые насосы простоrо и двойноrо действия,
артезианские центробежные (поrpужные) и винтовые насосы с верти

кальным валом, эрлифтыI и др.
Штанrовые поршневые насосы используются для временных
(пробных) откачек воды при сравнительно небольших дебитах.
Поrpужные центробежные насосы ЭЦБ с подачей 4
500 м 3 /ч ши

роко применяются для откачек чистой воды.
Эрлифты используются для откачки воды с песком, а также в слу

чае необходимости получения большоrо количества воды при сравни

тельно небольших размерах скважины. Кроме эрлифта для опьпных
откачек воды MOryr применяться и струйные аппаратыI.
Расчет эрлифта [12,15] заключается в определении rлубины по--
rpужения смесителя расхода и давления воздуха, а также размеров воз

духопроводящих и водоподъемных труб. Исходные данные для расчета
(рис. 19.5): rлубина скважины z в м; высота уровня излива воды над
поверхностью земли а в м; rлубина статическоrо уровня от уровня из

лива h CT в м; rлубина динамическоrо уровня воды от уровня излива hдин
в м; расчетный дебит скважины.


633




.с




..с::
3 1



2


РИс.19.5.
Схема оборудования скважин эрлифтом
1
 воздухопроводные трубы; 2
 смеситель; 3
 водоподъемные трубы.


rлубина поrpужения смесителя Н (расстояние от центра смесителя
до уровня излива смеси на поверхности) зависит от положения динами

ческоrо уровня:


Н==kh дин (19.37)
rде k
 коэффициент поrpужения смесителя эрлифта под динамический
уровень ориентировочно принимается по данным, приведенным ниже:
634




h,M
К


15
3
2,5


15
30
2,5
2,2


30
60
2,2
2


60
90
2
 1,8


90
120
1 ,8
 1,6


Следует учитывть,, что при К <1,6 :кrщ эрлифта очень низок, а при
К> 3 работа эрлифтовой установки (эрлифт+компрессор) требует очень
значительных затрат энерrии приводящеrо двиraтеля.


rидравлический коэффициент полезноrо действия эрлифта


(к
 1)0.85
1]
 1,05. К


(l9.37a)


rде К
 коэффициент поrpужения смесителя
у дельныIй расход воздуха V o (в м 3 ), необходимый для подъема из
скважины 1 м 3 воды


v:
 h
о
 1 h(k
I)+10 '
с g 10


(19.38)


rде с
 опьпныIй коэффициент, зависящий от коэффициента поrpужения
k:
k 4 3,35 2,85 2,5 2,2 2 1,8 1,7 1,55
с 14,3 13,9 13,6 13,] 12,4 11,5 10 9 8.


Полный расход воздуха (в
 /мин)


W
QV 0160.


(19.39)


Давление воздуха при пуске компрессора (в МПа)


р
10
gрв(lrnдин
 Ь ст +2);


(19.40)


во время работыI компрессора


р
10
gрв[hДIOl(k
 1)+5]


(19.41)


(pB
 1 000 кr/M 3
 плотность воды).
Расход воздушн
водяной эмульсии при изливе (в м 3 /с)


635




q==Q1 +W/60.


(19.42)


(Ql
 расчетный расход воды, м 3 /с).
ПЛощадь сечения водоподъемной трубы (в м 3 ) при изливе


F==q/U2,


(19.43)


rде v2
 скорость движения эмульсии (в м!с) в зависимости от динами

ческоrо уровня воды:
rлубина динамическоrо уровня воды от уровня из
 20 40 60
лива, мм.
Скорость движения эмульсии у форсунки Vl, М!С 1,8 2,7 3,6
Скорость движения эмульсии при изливе и2, М!С 6 7
8 9

10


Внутренни й диаметр водоподъемной трубы (в мм)
d== .J(4 F + 1td п /1t ,


(19.44).


rде d 1
 наружный диаметр воздухопроводных труб в скважине, мм (33;
42; 50; 63,5 мм).


Рекомендуемые диаметры воздухопроводных труб d 1 в зависимо--
сти от количества воздуха, засасываемоrо компрессором w:


w, м 3 /ч
d,ММ
W,
 /ч
d1,ММ


10
3
15
20
201400
40
50


34
59
20
25
401
700
50
 70


60
 1 00
25
32
701
1000
70
80


101..200
3240
1001
1600
80
 1 00


Подача компрессора (в М 3 /МИН)


W x ==I,2 W.


(19.45)


Рабочее давление компрессора (в МПа) при расположении труб по
схеме «рядом»


Px==p+Ip, (19.46)
rде lP
 сумма потерь давления в воздушной линии от компрессора до
скважины, в среднем "fp==0,05 МПа.


636




Пример 19.6. Из скважины rлубиной 40 м должна быть проведена
откачка эрлифтом при следующих исходных данных: высота уровня
излива воды над поверхностью земли а== 1 м; rлубина статическоrо
уровня от уровня излива h cT ==3 м; rлубина динамическоrо уровня воды
от уровня излива h дIOl ==10 м; расчетный дебит скважины Q==25 bl3/ч; диа

метр эксплуатационной колонны 245 мм; диаметр фильтра 195 м; трубы
расположены по схеме «рядом».
Решение . Принимая коэффициент поrpужения смесителя k==2,5,
опреде.дяем rлубину поrpужения смесителя из уравнения (19.37)


Н==2,5'10==25 м.


Находим с==13,1. Тоrда удельный расход воздуха, необходимый
для подъема 1 bl3 воды, вычислим по формуле (19.38)


10 3
У О == 10{25
1) 10
 2,7 м.
13,llg , +
10


Полный расход воздуха из выражения (19.39)


W==25'2,7/60==1,1
/мин.


Давление воздуха при пуске компрессора по формуле (19.40)


Po==10
'9,81'1000(2,5'10
 3+2)==0,235 МПа.


Рабочее давление воздуха из уравнения (19.41)


p==10
'9,81'1000[10(2,5
1+5]==0,19 МПа.


Расход эмульсии на изливе из выражения (19.42)


q==69'1 0--4+ 1,1/60==0,025 м 3 /с,


rде Q==25 м 3 /ч==69'10-4 м 3/ с .


Находим и2==6 м!с. Тоrда необходимое сечение водоподъемной
трубы у излива по формуле (19.43)


637




F==0,025/6=:Фl 0
3M2.


Внyrpенний диаметр водоподъемной трубы на изливе по формуле
(19.44)


d== 4 . 4 .1 0
3 + 3,14 == 0,078 м==78 мм.
3,14


Выбираем обсадные трубы с ниппельными соединениями диамет

ром 89 мм.
Подача компрессора по уравнению (19.45)


WI(==I,2'1,1==1,32
/мин.


Рабочее давление компрессора по формуле (19.46)
РI(==О,19+0,О5==О,24 МПа.


По максимальному значению давления и полному расходу воздуха
выбирается компрессор.


Список литературы


1. Башкатов А.Д. Проrpессивные технолоrии сооружения cквa

жин.
M.: 000 «Недра
 Бизнесцентр», 2003.
2. Буровые комплексы. Современные технолоmи и оборудование
/ Под общ. Ред. А.М. rycMaHa, К.П. Порожскоrо.
 Екатеринбурr: yr

r А, 2002.
3. rаврилко В.М., Алексеев В.С. Фильтры буровых скважин. 3
e
изд. перераб. и доп. М., Недра, 1985.
4. rанджумян Р.А, Калинин A.r., Никитин Б.А. Инженерные pac

четы при бурении rлубоких скважин: Справ. пособие / под ред.
А.r.Калинина.
M.: ОАО Издательство «Недра», 2000.
5. Инструкция по вскрытию продуктивноrо пласта с применением
пен. М., 1978. РД 39
1
71
78 ВНИИ
6. Калинин A.r., Левицкий А.З., Мессер A.r. Соловьев Н.В. Прак

тическое руководство по технолоrии бурения скважин на жидкие и ra

зообразные полезные ископаемые. Справочное пособие / Под ред
А.r.Калинина
М.: 000 «Недра», 2001.


638




7. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испьпанию
скважин.
M.: Недра, 1984.
8. r.П. Квашнин, А.И. Деревянных. Водозаборные скважины с
rpавийными фильтрами. М., Недра, 1981.
.9. Овнатанов r.T. Вскрытие и обработка пласта. М.: Недра, 1970
10. Оноприенко M.r. Бурение и оборудование rидpоrеолоrических
скважин М., Недра 1978.
11. Опьп оборудования rлубоких скважин rpавийными фильтрами
уширенноrо контура. В.М. rаврилко, Я.Е. Марraшак, В.И. Фоменко.

Разведка и охрана недр, 1967, N
, c.51
55.
12. Пенкевич С.В. Методические указания к расчету эрлифта при
откачке из rидpоrеолоrических скважин. М., МIТPY, 2003.
13. Сердюк Н.И., Куликов В.В., TyнryCOB А.А И др. Бурение cквa

жин различноrо назначения М.: PIТPY, 2006.
14. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. М., Недра,
1989.
15. Справочник по бурению скважин на воду. Под. ред.
Д.Н.БашкатоваМ.: Недра, 1979.
16. Справочник по rеотехнолоrии урана /В.И.Белецкий,
Л.К.Баraтков, Н.И. Волков и др. Под ред. Д.И. Скороварова М., Энерrо--
атомиздат,1997.
17. Сухоносов r.Д., Шакиров А.Ф., Усачев Е.п. Справочник по ис

пыIанию необсаженных скважин.
M.: Недра, 1985.


639




20. Освоение скважин


Освоение скважин
 заключительный этап сооружения (строитель

ства) скважин и представляет собой комплекс работ по вызову притока
флюида из пласта. Цель освоения
 обеспечение проектной производи

тельности скважин и подrотовка их к длительной эксплуатации.


20.1. Вызов притока из продуктивноrо нефтеrазовоrо пласта


для вызова притока снижается давление столба жидкости в cквa

жине (забойное давление Рзаб, Па) ниже пластовоrо, при котором пла

стовая жидкость начинает поступать в скважину и по колонне насосно--
компрессорных труб (НКТ) на поверхность:


Рзаб==р:ж.Нg<рТI/IJ (20.1)
rде РЖ
 плотность жидкости, заполняющей скважину, Kr/M 3 ; Н
 rлуби

на залеraния продуктивноrо пласта, м.
Интенсивное дренирование с одновременной очисткой призабой

ной зоны от заrpязняющих материалов пласта должна обеспечить дe

прессия


L1р==рпл
 Рзаб.


(20.2)


Депрессия на пласт корректируется по мере накопления информа

ции по конкретному месторождению (залежи, объектыI освоения) [5]


Проницаемость, мкм 2 0,05 0,05
0,2 >0,2
Депрессия на пласт, МПа:
слабозаrpязненный 10
20 5
10 5
заrpязненный 15
20 40
 15 10


в скважинах, пробуренных на пласты, которые представлены сла

босцементированными породами, с близко напорными водо-- и rазонос

ными rоризонтами забойное давление снижают медленно (поэтапно,
ступенчато): по скважинами rлубиной до 3000 м Рб.р снижается за каж

дый цикл промывки на 300-400 кr/M 3 , а по скважинам rлубиной свыше
3000 м
 на 200-400 кr/M 3 .
Давление РУ.к (Па) в межколонном пространстве у устья при замене
буровоrо раствора на облеrченный способом обратной циркуляции дoc



640




тиraет максимума в тот момент, коrда облеrченная жидкость подойдет
к башмаку колонны НКТ
Ртах==РJ+Р2+РЗ. (20.3)
rде Рl
 давление, уравновешивающее разность плотностей буровоrо
раствора и воды, Па,


РJ==Lнкт(рб.р.
 Ро.:ж.)g; (20.4)
Р2, Рз
 потери давления при движении соответственно воды в
кольцевом пространстве и буровоrо раствора по колонне НКТ, Па; L нкr

 rлубина спуска НКТ, м; Ро:ж
 плотность облеrченной жидкости, кr/M 3 .
Вызов притока из пласта с применением пен имеет ряд существен

ных преимуществ по сравнению с аэрированными растворами: дocтиra

ется плавность запуска скважины в результате сравнительно леrкоrо
изменения средней плотности пены в широком диапазоне (снижение до
200 кr/M 3 ); предотвращается проникновение буровоrо раствора (воды) в
пласт за счет изолирующих свойств пены; достиrается более эффектив

ная очистка скважины от заrpязняющих материалов (поскольку пена
обладает высокой выносной способностью); дополнительно снижается
забойное давление (на 25
30%) в результате самоизлива пены после
прекращения циркуляции.
Основные принципы проектирования технолоrических процессов
освоения скважин с применением пены разработаны СевкавНИИraзом.
ПЛотность облеrченной жидкости при заданной статической дe

прессии на пласт можно вычислить из следуюшеrо уравнения


Ро.зк:==(Рпл
 АР+РтфJ/Нg.


(20.5)


Объем порции облеrченной жидкости, необходимый для замены
буровоrо раствора,


1r (2 2 2 )
Vо,зк:== "4\d
 d H + d B LHKтk J . (20.6)
rде d
 средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны; dII, d s

 наружный и внутренний диаметры колонны НКТ; k 1
 коэффициент
длины.
Продолжительность закачки определяют по формуле


10.зк:.з==Vо.:ж1qн.rъ (20.7)
rде qн.п
 подача насоса, закачивающеrо облеrченную жидкость.


641




Число насосных arperaToB определяют из условия, что процесс
промывки (замены на облеrченный раствор) не должен продолжаться
свыше 2 ч[ 5]
п а ==
/2 qH.1b (20.8)
rде V c
 объем скважины, м 3 .


При снижении уровня жидкости с помощью компрессора (если
приток пластовоrо флюида не начинается после замены yrяжеленноrо
буровоrо раствора облеrченной жидкостью), предельное значение rлу

бины статическоrо уровня жидкости (Zст)npед (в м), при котором слив
оттесняемой воздухом воды станет невозможным [20].


/. Z \
 PlI:oMпSk
{' ст/пред ( Х ) .
g Sk + SB Рж
 PZPII:OMп / Рат
rде РКОМП
 наибольшее давлении, создаваемое компрессором при подаче
воздуха; Sk
 площадь межколонноrо пространства; Ss
 площадь попе

речноrо сечения канала колонны НКТ; Рж
 плотность воды в эксплуа

тационной колонне, кr/M 3 ; Pr
 плотность воздуха при атмосферном дaB

лении, кr/M 3 ; Pr== 1,29 кr1м 3 ; Рат
 атмосферное давление, Па.
В случае, если ZCT «Zст)пред, то максимальная rлубина, до которой
может быть оттеснен уровень жидкости в межколонном пространстве,


(20.9)


(Z,Jтax==PKOM'/{ q(рж
P;JJKOAl'/PaтJJ.


(20.1 О)


Пример 20.1. Найти плотность облеrченной жидкости при замене
ею rлинистоrо раствора плотностью 1200 кr/МJ в скважине rлубиной
2500 м, если пластовое давление составляет 24 МПа, а по опыту OCBoe

ния предьщущих скважин для получения интенсивноrо приток требует

ся создать депрессию 8 МПа, причем максимальное давление на устье
составляет 8 МПа.
Решение . По формуле (20.5)


ро.ж==(24
8+8)106/(2500'9,81)==978 кr/МJ.


Пример 20.2. Вычислить объем порции облеrченной жидкости, He

обходимый для заменыI yrяжеленноrо буровоrо раствора в вертикаль

ной скважине, если известно, что rлубина спуска колонны НКТ 2980 м,
средний внутренний диаметр эксплуатационной колонныI 126 мм, Ha

ружный и внутренний диаметры колонны НКТ соответственно 73 и 62
мм.


642




Решение. По уравнению (20.6)
vо.ж.==о, 785(0, 1262
 0,07з2+0,0622)2980== 15, 7 м 3 .


Пример 20.3. Рассчитать предельную rлубину статическоrо уровня
воды для следующих условий: эксплуатационная колонна наружным
диаметром 146 мм и средним внутренним 126 мм заполнена водой
плотностью 1000 кr/M 3 ; наружный диаметр колонны НКТ составляет 60
мм, давление на компрессоре УКП
80 Рl«Jмп==8 МПа.
Решение. ПЛощади поперечноrо канала в НКТ и межколонном
пространстве
S == 3,14 О 0 50 3 2== 1 99.1 0
3M2.
в 4' , ,


s == 3,14 ( О 12 6 2
 О 06 2 }== 9 64'10
3M2
к 4' , , .


По формуле (20.9)


(z)
 8.10 6 .9,64.10
3 ==870 М
СТ пред 9,81(9,64 + 1,99) 0
3 [1 000
 1,29.8.106 /0,1.106 ] .


20.2. Выбор и расчет колонны насосно
компрессорных труб


Размеры и масса НКТ rладких, с высаженными наружу концами,
rладких высокоrерметичных НКМ и безмуфтовых с высаженными Ha

ружу концами НКБ приведены в табл.12.2, 12.3 и 12.4 справочноrо по--
собия [7], а также в [5,6,15].
Оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется из
выражения [5].


d в ==188
 Qжg L . (20.11)
"Р:=Р; pgL
 (P l
 Ру )
rде р
 плотность rжс, кr/МJ; L
 rлубина спуска колонны НКТ (подъ

емных труб), м; Рl
 для фонтанных скважин принимается как давление
на забое Рзаб, Па, для raзлифтных скважин как пусковое давление Рп, Па;
Ру
 давление на устье, Па; Qж
 дебит жидкости, добываемой из cквa

жины, M 3 /Cyr.


643




После вычисления по формуле (20.11) выбираются по стандарту
трубы ближайшеrо большеrо диаметра. В случае ступенчатой KOHCТ

рукции НКТ первая секция должна составляться из труб ближайшеrо к
расчетному диаметру, а последующие секции
 из труб большеrо диа

метра.
Колонну НКТ рассчитывают на прочность при растяжении, на со--
противляемость смятию избыточным наружным давлением, на сопр

тивляемость разрыву избьпочным внyrpенним давлением. Методика
расчета свободно подвешенных колонн НКТи при наличии пакера He

сколько различны.
Предельные осевые растяrивающие наrpузки Р СТР (Н), при которых
в резьбовом соединении rладких труб напряжения достиrают предела
текучести, определяют по формуле Яковлева
Шумилова. Предельное
растяrивающее усилие Р Т (Н), при котором в теле труб с высаженными
наружу концами (НКБ) возникает напряжение, равное пределу текуче

сти, находят из выражения


Р т==пDОU т .


(20.12)


Значения предельных страrивающей и растяrивающей наrpузок
для НКТ можно найти в таБЛ.12.6 [7], инструкции [5] и справочнике
[15].
Допустимая растяrивающая наrpузка [Р]р, действующая на Bepx

нюю трубу каждой секции (ступени) должна составлять:
для труб с rладкими концами и труб НКМ


[P]p'SP cтp!k l ;


(20.13)


для труб с высаженными наружу концами и труб НКБ


[P]ps.P./k l ; (20.14)
rде k.
 нормативный коэффициент запаса прочности (КЗП) для верти

кальных скважин k l ==I,3.


в искривленных скважинах КЗП определяют по формуле


k; == k l
1
kICo(ie
0,5)'


(20.15)


644




rде k 1
 нормативный КЗП, k 1 ==1,3; СО
 коэффициент, учитывющийй
прочностные характеристики материала труб,


C o ==ED/(4-573u Т ); (20.16)
ie
 интенсивность искривления, rpадус!l О м; Е
 модуль упрyrо--
сти, Па, Е==2,1'10 11 Па.
При испытнии колонны на rерметичность или установке rидpав

лическоrо пакера осевую растяrивающую наrpузку Р р (н) в верхней
части произвольной п
й секции колонны НКТ находят из выражения


Рр(п) == !q;l;g + PиASB .
;
I


(20.17)


При извлечении пакера


Рр(п) = !q;l;g+AP.
;
I


(20.18)


в формулах (20.17) и (20.18) i
 порядковый номер секции; п

число секций; qi
 масса 1 м трубы i
й секции, кr; SB
 площадь проход

Horo канала трубы, м 2 ; РИ.В
 внутреннее избьпочное давление, Па; АР

осевая растяrивающая наrpузка при извлечении пакера, Н.
Значение Р И.В. определяется техническими характеристиками паке

ра (см. табл. 12.8 [7] и якоря (см. табл. 12.9 [7], а максимальное значе

ние АР должно составлять 125 кн (см. табл. 12.10 [7] примечание).
Осевая сжимающая наrpузка при установке механическоrо или
rидpомеханическоrо пакеров


Р сж==Р раз ,


(20.19)


rде Р раз
 разrpузка части веса труб на пакер, Н.


Значение Р раз определяется по табл. 20.10 [7].
Осевую наrpузку на колонну с пакером под влиянием давлений,
собственноrо веса труб и температуры жидкости в скважине в процессе
эксплуатации рассчитывают по формулам:


645




Рр(п) = f.Q;l;g + ро ,
;
I


(20.20)


rШ 2 rШ 2 Р п ( 2 2 )
РО =4РпаJl
2Р)+
Рб}ф
4 D
d 'PHgh

пр ( 2 d 2 \



 D Арн
 АРвД5/пак
 Р раз
 Р,
4


(20.21)


rде РО
 дополнительная растяrивающая (сжимающая) наrpузка, н; Рпак

 давление рабочее на пакере, Па; #==0,3
 коэффициент Пуассона;


дfJH==PH
 р'н; дfJB
 р'в,


р'ю р'в
 плотность жидкости снаружи и внутри колонны нкт по

сле ее спуска в скважину, кr/M 3 ; /пак
 rлубина установки пакера от устья
скважины, м; Р!
 осевая нarpузка от температурных изменений, Н,


P{=aESI11;


а
 коэффициент линейноrо расширения, для стали а==12'10-6; 111

средняя температура жидкости в скважине, ОС (при HarpeBe принимает

ся со знаком «+»; при охлаждении
 со знаком «
»);


(1з
(1)+(14
IJ
М= .
2 '
11, 12
 температура в скважине соответственно на устье и на rлуби

не /пак до начала эксплуатации, ОС; 1з, 14
 температура в скважине COOT

ветственно на устье и на rлубине /пак во время эксплуатации, Ос.
При эксплуатации скважин на колонну НКТ действуют дополни

тельные наrpузки, вызванные внyrpенним и наружным давлениями.
Схема конструкции ДBYX
 И однорядных лифтовых колонн с пакером и
без пакера показаны на рис. 20.1 и рис. 20.2 [5] соответственно.
Наружное избьпочное давление (Па) определяют из выражения


Рн.иz==Ро+(Рн
 PB)Zg,


(20.22)


rде РО
 давление на устье при освоении, Па; РН== РО
 плотность жидк

сти, закачиваемой в скважину при освоении, кr/M 3 .


646




На однорядную колонну НКТ без пакера в процессе Эксплуатации
действует наружное избьпочное давление (Па), вычисляемое по
формуле


р ...

[р",б
 p,.g(L
 z)]
 [ (р,.ю
 р буф >i: + Рбуф ] , (20.23)
rде Рзаб
 забойное давление, Па; РЖ == Рв==Ри
 плотность жидкости в
скважине, кr/
; Рбуф
 буферное устьевое давление, Па.
При расчете колонны НКТ, на которую действует внутреннее из

быточное или наружное избыточное давление, верхнюю трубу каждой
секции проверяют на прочность.
Внутреннее избьпочное давление Рт (Па), при котором наибольшее
напряжение в трубах достиraет предела текучести, определяют по фор

муле Барлоу Рхр==2д(J./d и .
Внутреннее избыточное давление не должно превышать допускае

Moro значения


ри.
./k2,
rде k 2 ==1,32
 нормативный КЗП.


(20.24)


Наружное избыточное давление Рхр (Па), при котором наибольшие
напряжения в трубах достиraют предела текучести, определяют по фор

муле r.М.Саркисова [15].
Значениярт ИРхр, приведены в табл. 12.11 [7].


Ри.нS/Jкplk з ,


(20.25)


rде k з ==I,15
 КЗП.
При совместном действии растяrивающей осевой наrpузки и Ha

ружноrо давления на свободно подвешенную колонну условие прочно--
сти трубы описывается выражением


Р р +1l5 Pи . нzD
 а т
S · 2Б k' (20.26)
1
rде Р р
 растяrивающая нarpузка, Н; Ри.н:z.
 наружное избьпочное давле

ние, Па; D
 наружный диаметр трубы, мм; S
 площадь поперечноrо
сечения трубы, мм 2 ; k 1 ==1,3.


647





I


y


I
""' :! I g
(:1..1 g.
CI)
I :о:
C!:I
r=
I м
CI)
I ю
111 N :s:


" ..
о :s
с.."
CI) CI)
:о: f-o
C!:I ()
r= :s:
() ()
,;,S







"il:t
CQ I I ....;


OOijg.
N -=- ::f CI)
о :r: :s: "

S


t::;"--"I




><J:Q.....
:s g
J:Q .,Q

 t::;
-e-

:s: CI)






s::': :ifC!:l
01 rt

 »
J:Q
I:t
\о :s:
cl :s:
::f
:о:
cl:

:r:
о
::.:::
'( 1+' I+ l 1


..
d:


t'$


648






s:i;


'""
g
,.
о
g.
:&1
=
t::
Q :З
,...:.,.
-з,

= Q
c.,:S:

t
 U Q
I
S
;


 I U :ж:
\O,.Q
IЖI .. I :ж: 1:::
:ж: =
. о J:-

I
ai3
I N:&I::r
u
 :S:
I



0,--"
cf
 I


:S:

1::: U
а I I >< ::1
... ,.Q
,.Q 1:::
:ж: о

:&I
c.. U
О

:ж:




 =
::r
:&1


Ю ):S:: Q
о :ж:

 ;

fa t::

CIS
t:::g
Jt


649




в процессе установки пакера (механическоrо или rидромеханиче

CKOro) нижняя часть колонны НКТ находится в изоrнутом состоянии.
Условие прочности этоrо участка записывается в следующем виде:


Р сж ( ; + 2
 )
 :т , (20.27)
о о 1
rде Р сж
 осевая сжимаюшая наrpузка (разrpузка на пакер),Н; 80
 пло

шадь опасноrо сечения труб (для rладких труб по основной плоскости),
M2;f
 зазор между обсадной колонной и колонной НКТ, м; W o
 осевой
момент сопротивления опасноrо сечения труб, м 3 .
Критическая сжимающая наrpузка (Н), при которой колонна НКТ
подверrается продольному изrибу, определяется по формуле


Pкp==з,35 V EI(qg} , (20.28)
rде ЕI
 жесткость трубы, н,м 2 ; q
 масса 1 м труб в воздухе, кr/M.


Нижняя часть колонны НКТ над пакером может принять изоrну

тую форму не только при установке пакера, но и в процессе эксплуата

ции скважины под действием осевых сжимающих наrpузок, связанных
с влиянием давлений и температуры. Условие прочности при этом за

писывается в следующем виде:


Wи_e_y +(Рв
PHyngjD РО
+
 + (20.29)
28 80
+ O
! [ро + (Ри_в_у + Peg1n)se
PHgln8J
 :т
о 1
rде РО
 определяют по формуле(20.21), Н; значения 80, W o , 8 в , 8 н можно
вычислить по формулам, или данным таБЛ.12.12 [7].
для каждой секции колонны нкт надо определять КЗП по сле

дующим формулам: для rладких труб и труб типа НКМ
k1(п)==Рстр(п/Рр(п); (20.30)


для труб с высаженными наружу концами и типа НКБ


k1(п)==Р т(п/Рр(п),
rде Р р(п)
 определяют по формуле (20.20).
КЗП можно вычислить также по формуле:


(20.31)


650




k Рстр(п)
l(п)
 п
L l;q;g + 1'0 (20.32)
;
l


Длину первой секции (м) свободно подвешенной колонны
(рис.20.2, а, 8, 2) рассчитывают по формуле.


1 1 ==Р с иplk 1 qlg. (20.33)
rде Р стр
 страrивающая наrpузка для труб с rладкими концами или pac

тяrивающая наrpузка Р т для труб С высаженными наружу концами и
труб типов нкм и НКБ, Н; k 1
 КЗП на растяжение; ql
 теоретическая
масса 1м колонны НКТ, кr/M.
Предельные rлубины спуска одноступенчатой колонны, cocтaB

ленной из труб по rOCT 633
80 одной rpуппы прочности при k 1 ==1,3
даны в таБЛ.I0.31 и 10.32 [1]; 12.13 [4].
Длина второй и последующих секций находят по формуле



тP(п)

 1
lr L..J ;q;g
1 = "1 ;
1
п


(20.34)


qng
rде Рстр(п)
 страrивающая наrpузка для труб п
й секции, Н; 11 И qi
 дли

на (м) и масса (кr/M) труб i
й секции.
Можно также воспользоваться выражением


1 = Рстр(п)
 PcтP(п
l)
п k 1 qng


(20.35)


Длину первой секции колонны, устанавливаемой с rидравлическим
(rидромеханическим) пакером, или колонны, подверrаемой испытанию
на rерметичность, определяют из выражения



тp(п)
 р,
д
1 = lG
п


(30.36)


qlg


Длину второй и последующей секции (п2:2).


651




Р п
l


 "1
p
k L..J jqjg д
1 == 1 j
l
п


(20.37)


qng
rде Р ДОП
 дополнительная наrpузка, действующая на колонну от избы

точноrо ycTheBoro давления или от напряжения колонны при освобож

дении пакера, Н.
В расчетах принимается большее из значений Р д , полученных по
формулам


Рд==S..рпак; РД==SвРи.в; Р дon==
P, (20.38)
rде SB
 площадь проходноrо канала труб, м 2 ; Рпак
 рабочее давление
пакера, Па; М
 усилие натяжения колонны при освобождении
пакера, Н.


Пример 20.4. Определить диаметр колонны НКТ, свободно подве

шенной без пакера, при следующих условиях: плотность жидкости, за

качиваемой в скважину при освоении р==820 кr/M 3 ; длина колонны НКТ
L==3100 м; давление на забое Рзаб==25 МПа; давление на устье (буфере)
Ру==3,5 МПа; предполаrаемый отбор (дебит) жидкости из скважины
Qж==73
/cyr.
Решение. Оптимальный внyrpенний диаметр колонны НКТ опре

деляется по формуле (20.11)


d e ==188 0.82.103.3100 3 73.9.8.3100 ==56
25 .106
3.5 .106 0.82 .103.9.8. 3100
(25
3.5).106 мм.


По таБЛ.12.2 [7] принимается ближайший большой стандартный
внyrpенний диаметр труб 59 мм и соответственно трубы 73x7
D по
rOCT 633
80.


Пример 20.5. Воспользовавшись условием и решением примера
20.4, рассчитать колонну НКТ, при следующих исходных данных: Bнyr

реяний диаметр обсадной колонны d B ==132 мм; интенсивность искрив

ления ствола в интервале 500
2080 м составляет i в ==ЗО/10м, k'1==1,4, пла

стовое давление рпл==29 МПа; давление на устье при освоении Ру== 1 О
МПа; плотность жидкости в скважине Рж== 1 040 кr/M 3 ; Р стр ==370 кИ.
Решение. Длина первой секции для выбранных труб 73х7 и значе

нию Р стр ==370 ки по формуле (20.33) при iв==зО/10м, k'1==1,4.


652




11
 370.103 ==2305м.
1.40.11,7.9,8


При совместном действии растяrивающей осевой наrpузки и Ha

ружноrо давления верхняя труба первой секции на rлубине z==L
I} ==31 oo

2305==795 м проверяется на наружное давление по формулам (20.22)
и (20.23):
ри.нz==I'107+(820
1040)795==9,8.106Па;
ри.нz==[25'10 6 .. 820(3100
 795)]

[ (25.106
З,5'106 ) 795 +з,5'106 ] == 14,1.10 6 Па.
3100


По большому из рассчитанных значений Ри.нz определяем фактиче

ское значение КЗП по формуле (20.25)


264,3.103 +115 14,1.106.73 373.106
14,5.10
4' 2.7 k:
rде Рр==9,8'11,7'2305==264,3'10 З н; 8=14,5 см 2 ; k'}==1,4, что больше допус

тимоrо.
Длину второй секции определяем по формулам (20.34) и (20.35) и
комплектуем эту секцию из труб 73х7..К по rOCT 633..80 (по возраста..
нию rpуппы прочности).
Соrласно табл. 12.6 [7] РС1р2==486'10 З н, РС1р}==370'10 З н; k'}==1,38.
Следовательно,


12
 (486
370).103
 734M.
1,38.9,8.11,7


Последнюю третью секцию комплектуем из труб 73х7..Е по
rOCT 633
80: lз==L
(l}+12)==[3100--(2305+734)]==61м.
Однако в целях уменьшения числа секций в колонне целесообраз

но вторую секцию колонны НКТ комплектовать из труб с высаженными
наружу концами 73х7 rpуппы прочности Д. ПО табл.12.6 и 12.7 [7]
Рт2==540'10 З н; k'}==1,40.
Т 1
 (540
370).103
 1044
оrда 2
 м.
1.40.9,8.11,87


653




Длина второй секuии /2==3100
2305==795M.
ПО формуле (20.25) поверим на прочность верхнюю трубу второй
секции с учетом избыточноrо наружноro давления РВ.В== 1 07МПа при
Рр==(9,8.11,70'2305+9,8'795'11,87)==356,7'10 З Н;


356,7.103 +115 107 .73 == 373.106
14,5 .1 0
4 ' 2 . 7 k;


Коэффициент k'l == 1 ,22, что меньше допустимоrо. Следовательно,
вторую секцию колонны НКТ необходимо комплектовать из труб 73х7
rpуппы прочности К.
При проверке на прочность


356,7.103 + 115 107 .73 == 491.106
14,5.10
4 ' 2.7 k;


Устанавливаем, что k'1==1,6, что больше допустимоrо значения.
Конструкция колонны, полученная в результате расчета, приведена
в табл.20.1


т а б л и ц а 20.1


Номер У слов ное обозна
 Длина Вес ceK
 Коэффициент запаса
секции чение труб по секции, м ции,кН прочности k)
rOCT 633
80
1 73x7
Д 2305 264 1,40
2 B
73x7
K 795 92,5 1,60


Пример 20.6. Рассчитать колонну НКТ с rидравлическим пакером,
установленным на rлубине /пак==2900 м в вертикальной скважине
Н==2980 м для следующих условий: внутренний диаметр обсадной KO

лонны D o ==132 м; давление на забое Рзаб==24 МПа; давление на устье
Рбуф==2,5 МПа; пластовое давление РIUI==28МПа; перепад давления на па

кере P1UlК==21 МПа; предполаrаемый дебит ( отбор) жидкости из скважи

ны Qж==53 мЗ/сyr; плотность жидкости: добываемой рв==840 кr/м З , в
скважине рж==900 кr/м З , закачиваемой в скважину при освоении
рв==840 кr/м З ; температура жидкости в скважине в процессе эксплуата

ции: на устье tз==35 0 с, (4==90 0 с; длина колонны НКТ L==2930 м.
Решение. На основании исходных данных оптимальный BнyrpeH

ний диаметр колонны НКТ определяется из выражения (20.11):


654




0,84.103 .2930 53.9,8.2930
d B ==188 6 6 3 3 6 6 ==60мм.
24.10
2,5.10 0,84.10 .9,8.2930
(24.10
2,5.10 )


Расчетному диаметру соответствуют трубы с наружным диамет

ром 73 мм. Выбираем трубы 73x5,5
Д по rOCT 633
80.
По прочностным характеристикам труб, приведенным в табл.12.6
[7], определяем длину первой секuии колонны НКТ по формуле (20.36)
при k'I==I,3; РСТР1==278'10 3 Н;


278.103 105
11 == 1.3
 1227 м.
9.47.9.8


Здесь Рд==21'10 6 '30,18'10 4 ==63,4-10 З Н (см. формулу (20.38) и
таБЛ.12.12 [7]). Так как дополнительная максимальная наrpузка при из

влечении пакера дР== 1 05н больше наrpузки от действия давления, то
для расчета принимаем наибольшее значение Рд==ЛР==10 5 н.
Длина первой секции 11 меньше общей длины колонныI L, поэтому
необходимо выполнить расчет длины второй секции.
Вторую секuию составляем из труб 73x5,5
K и рассчитываем по
формуле (20.37) при k'I==I,3; РСТР2==365'10 3 Н:
365.103 1227.9.47.9.8
105
12 == 1.3 == 730 м.


9.47.9.8
Так как 1 1 +1 2 <L, то необходимо выполнить расчет третьей секции,
которую составляем из труб 73x5,5
E (k'I==I,3; Рстрз==402'10 З Н):
402.103 9.47.9.8(1227 + 730)
 105
13 == 1.3
 298 м.
9.47 .9.8
Так как 1 1 +1 2 +1 з <L, то необходимо выполнить расчет четв
той ceK

ЦИИ, которую составляем из труб 73х5,5
Л (k'I==I,3; Р стр4==476.10 Н):


476.103
9.47.9.8(1227 + 730+ 298)
 105
1.3 == 613 м.
9.47.9.8


1

4


655




Поскольку /]+/2+/3+/4==2868 M<L, то последнюю, пятую, секцию He

обходимо составить из труб 73x5,5
M по rOCT 633
80 (Р стрs ==540'10 3 Н);
/s==(2930
2868)==63 м.
Соrласно приведенным расчетам последнюю, пятую, секцию KO

лонны составляем из труб 73x5,5
M (Р стрs ==540'10 3 Н).
Данная предельная наrpузка соответствует трубам B
 73x5,5
K, у
которых Р т ==572'10 3 Н. Поэтому вместо четырех последних секций KO

лонны (rpупп прочности К, Е, Л, М) можно составить одну секцию из
труб B
 73x5,5
K:


572.103
9,47 .9.8.1227
 105
4== U ==п


9.64.9.8
/]+/2==1227+2393==3620 M>L.


Поэтому длину второй секции принимаем
/2==L
/]==2930
1227==1703 м.


в процессе эксплуатации скважины с rидpавлическим пакером KO

лонну проверяют на устойчивость под воздействием температуры и
давления.
С этой целью определяется осевая наrpузка на трубы по формуле
(20.20), предварительно рассчитывютсяя дополнительные наrpузки P t ,
Р О при Р раз==о:


P t ==12'10--6'2,1'10 1l '11,65'10-4'20==58716H==58,72'10 3 H,


r д е д t== (35
15)+(90
70) == 20 ос,
2 '


Р == 3,14 622'10-4'21'106 ( 1 <2.0 3 )
 3,14 ( 7 32
 6 22 ) '10-4'0 82.104.2930 +
04' '4'"
+ 3,14.0,3 62.10-4. .2 5.106
 3,14.0,3 ( 7 з2'0 82
 622'0 82 ) 104'10-4'2900

2' , 2""
58,72'1 03==
 174206Н==
 174кН.


Так как Ро величина отрицательная, КЗП по формуле (20.21) не оп

ределяют. В этом случае над пакером действуют сжимающие наrpузки.
Критическую сжимающую наrpузку определяем по формуле (20.28):
656




Ркр==3,35 V 137540(9,47 .9,8)2 ==3544 Н.


Поскольку Ро>Р кр, нижняя часть колонны над пакером изоrнется.
При этом условие прочности проверяем по формуле (20.29) при сле

дующих значениях величин:


8 в ==ЗО,18'10 4 м 2 ; 8 и ==41,83'10-4 м 2; 80==8,51'10-4 м 2 ;


W o ==13,3'10--6M 3 ; PB==0,84-10 3 кr/M 3 ; ри==0,84-104кr/
;


f
 13,2
7,3
 2 95см==2 95.10
2M'
2 ' , ,


12,5 .106 +(0,82
0,82)-2900.104
 +
 174.103 + 0,2.2,95.10
2 х
2.5,5 8,51.10
4 13,3.10
6
X [
174'103 +(2,5.106 +0,82.104 .2900). ] = 373.106
. 30,18 .10
4
 0,82 .104 .2900. 4183 .10
4 k}


Отсюда k 1 ==1,98, что больше допустимоrо значения.


Конструкция колонны, полученная в результате расчета, и наиб

лее рациональная конструкция колонны приведены в табл.20.2.


Номер ceK

ции (снизу
вверх)


Кон
Условное обозначение
труб по rOCT 6ЗЗ
80


1
2
3
4
5


7Зх5,5
Д
73x5,5
K
7Зх5,5
Е
7Зх5,5
Л


116
68
27
57
57


1
2


т абли ца 20.2.


Коэффициент
запаса прочности
k 1 k 2


1,3
1,3
1,3
1,3
1,54


1,96


1,98


657




20.3. Освоение водоносных rоризонтов


раБотыI по освоению водоносных rоризонтов предусматриваются
сразу же после оборудования прифильтровой зоны. Если для вскрытия
пласта применяется техническая вода, то процесс освоения сводится к
прокачке эрлифтом или струйным насосом, поскольку они MOryт пере

качивать воду с большим содержанием твердой фазы.
Освоение бесфильтровых скважин начинается с размыва воронки в
зоне пласта.
При вскрьпии рыхлых водовмещающих rоризонтов с использова

нием rлинистоrо раствора (при залеrании уровня подземных вод менее,
чем на 3м от поверхности) может быть использован метод освоения
(разrлинизации) с помощью обратной промывки.
Если проведена разrлинизация, может быть использован способ
наrнетания воды в пласт с помощью пакерноrо устройства [13].
Практикой установлено [13], что давление наrнетания воды в за

rлинизированный пласт для мелкозернистых песков составляет 0,5+0,7
Pr и для крупнозернистых не более 0,5 Pr (Pr
 rеостатическое давле

ние).
Избыточное давление, устанавливаемое во внутренней полосm
оболочки пакера рассчитывается по формуле


< [о- ID;
d;J.1I)
Ри
 d
 d '
о.n ш-п


(20.39)


rде [о]
 допустимое напряжение резины на разрьm; Dc
 диаметр cквa

жины (наружный диаметр оболочки, прижатой к стенкам скважины);
d о . п
 внутренний диаметр оболочки пакера после прижатия ero к cтeH

кам скважины; d ш . п
 наружный диаметр штока пакера, на котором за

креплена rерметизирующая оболочка.
Способы освоения (декольматажа) и их параметры более подробно
изложены в учебном пособии [9].


20.4. Освоение rеотехнолоrических скважин


раБотыI по освоению rеотехнолоrических скважин также включают
удаление rлинистой корки со стенок скважин в интервале размещения
фильтров, создание Boкpyr фильтра породной оболочки с фильтрацией


658




не ниже естественной фильтрации пород рудовмещающеrо rоризонта и
очистку полости фильтра от механических примесей.
Основной объем работ по освоению скважин связан с разrлиниза

цией пород продуктивноrо rоризонта, разрушением зон кольматации
продуктивноrо пласта и фильтра. Процесс разrлинизации включает сле

дующие последовательно выполняемые операции [12]:
снижение противодавления на продуктивный rоризонт заменой
раствора, находящеrося в эксплуатационной колонне, менее плотным,
например водой;
снижение противодавления на пласт понижением уровня раствора
в эксплуатационной колонне ниже пьезометрическоrо уровня пласто

вых вод, в результате чеrо происходит обрушение rлинистой корки со
стенок скважины и вынос продуктов кольматации в полость отстойника
через окна, выполненные в ero боковых стенках;
подъем продуктов кольматации из скважин эрлифтом с OДНOBp

менной подачей в полость эксплуатационной колонны воды для пр

дотвращения забивки отверстий фильтра обрушающейся породой. При
этом расход подаваемой воды должен быть меньше производительно

сти откачки эрлифтом. Разrлинизация скважины заканчивается при по

ступлении с откачиваемым раствором чистоro песка.
Завершающий этап освоения скважин подземноrо выщелачивания

 прокачка (для откачных скважин) и налив (для наrнетательных cквa

жин) с производительностью, превышающей проектную не менее чем в
1,5 раза. Прокачку осуществляют эрлифтом или поrpужным электрона

сосом. Налив производят свободной подачей воды в скважину или под
давлением с помощью поршневых или центробежных насосов.
Если требуемая производительность скважин не достиrается, их
подверraют дополнительной химической обработке с применением pac

творов солей и кислот.
Рекомендуемый способ химической обработки скважин заключа

ется в цикличном задавливании химических реаrентов в прифильтро

вую зону И выносе растворенных отложений в полость колонны с по

следующей откачкой их на поверхность.


Список литературы


1. Башкатов Д.Н., Драхлис С.Л., Сафонов В.В., Квашнин r.П.
специальные раБотыI при бурении и оборудовании скважин на воду. М.,
Недра, 1988.


659




2. Башкатов Д.Н., Панков А.В., Коломиец А.М. Проrpессивная
технолоrия бурения rидроrеолоrических скважин. М., Недра, 1992.
3. Булатов А.И., Лветисов A.r. Справочник инженера по бур

нию.: В 4т
 М: Недра, 1993
96.
4. Булатов А.И., Кочмар Ю.Д., Макаренко П.П., ЯремийчyI< Р.С.
Освоение скважин. Справочное пособие! Под.ред. Р.С.Яремийчука.М:
000 «Недра
Бизнесцентр», 1999.
5. Инструкция по расчету колонн насосно
компрессорных труб.
ВНИИТнефть. Куйбышев. 1990.
6. Иоrансен К.Б. Спутник буровика. Справочник.
3
e изд. пере

раб. и доп.М.:Недра, 1990.
7. Калинин А.С, Левицкий А.З., Мессер A.r., Соловьев H.r.
Практическое руководство по технолоrии бурения скважин на жидкие и
raзообразные полезные ископаемые.! Под ред. A.r. Калинина
 .: 000
Недра
Бизнесцентр», 2001.
8. Сароян А.Е., Субботин М.А. Эксплуатация колонн HaCOCHO

компрессорных труб. М., Недра, 1985.
9. Сердюк Н.И., Куликов В.В., TyнrYCOB А.А., и др. Бурение
скважин различноrо назначения М.: PIТPY, 2006.
10. Середа H.r., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и raзовых cквa

жни: У чеб. для вузов.
M.: Недра, 1988.
11. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. М., Недра,
1989.
12. Справочник по rеотехнолоrии урана! В.И.Белецкий, Л.К. Бо--
ттков, Н.И. Волков и др. Под. ред. Д.И. Скороварова М., Энерrоатом

издат, 1997.
13. Справочник по бурению скважин на воду. Под ред.
Д.Н.Башкатова, М: Недра, 1979.
14. Справочник по бурению и оборудованию скважин на воду !
Под общ. ред. В.В. Дубровскоrо.
 2
e изд. перераб. и доп.
M.: Недра.
1972.
15. Трубы нефтяноrо сортамента. Справочник lПод общей
 ред.
А.Е. Сарояна. М., Недра, 1987.




оrЛАВЛЕНИЕ
Предисловие.. . . . . .. . . . . ... ... . . . . .. . . . . . . .. .... . .. ... .. . . . . . . . 3
1. Определение инженерно
rеолоrических условий бурения. 5
1.1 Оценка механических, абразивных и
теплофизических свойств rорных пород... ...... ... ...... ... 5
1.2 Буримость roрных пород... .................. ............... 16
1.3 rеостатическое, боковое и пластовое давления... ...... 20
1.4 rидростатическое и дифференциальное давление на
забой. Давление rидроразрыва roрной породы... ... . . . 24
1.5 Температура rорных пород и циркулирующеrо
буровоrо раствора. мерзлые породы...... .,. .................. 26
1.6 Оценка напряженноrо состояния пород в
приствольной зоне и устойчивости стенок скважины.. . ... 31
1.7 Анизотропность свойств roрных пород... ...... ... ...... 33
Список литературы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 35


2. Выбор породоразрушающих инструментов................... 36
2.1 Бурение неrлубоких скважин без очистноrо аrента... 36
2.2 YдapHO
KaHaтнoe бурение... ... ... ...... ... ...... ... ......... 37
2.3 Колонковое бурение... ... ... ... ... ... ... ...... ... ...... ... ... 38
2.4 Бурение нефтяных, raзовых и водозаборных
скважин... ... ... ... ............... ......... ... ...... ...... ............. 43
2.5 Принципы выбора типа долота............................. 49
Список литературы.................. ...... ............... ........... 58


3. Обоснование выбора типа циркулирующеro areнтa......... 60
3.1 Принципы выбора свойств циркулирующих аrентов. 60
3.2 Выбор состава буровых растворов и rазообразных
аrентов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... 74
3.3 Выбор химических реаrентов, применяемых для
реryлирования свойств циркулирующих аrентов. 76
Список литературы. .. .. . . . . ... ... . .. ... . .. . . . ... . . . . .. .. . ... . .. .. .. 81


4. Выбор способа бурения............................................ 82
4.1 Выбор способа бурения при разведке россыпных
месторождений и инженерно--rеолоrических
скважин. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
4.2 Выбор способа бурения колонковых разведочных
скважин. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
4.3 Выбор способа бурения скважин на воду................ 86


661




4.4 Выбор способа бурения rлубоких скважин на нефть
и rаз... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... 88
Список литературы... .. . . . . . .. ... .. . . .. ... ... .. . .. .,. . . . . . .. . . . .... 92


5. Проектирование профиля скважины... ... ... ...... ... ...... .... 94
5.1 Выбор проектноrо направления оси rеолоrо

разведочной скважины......... ...... ... ....................... .... 94
5.2 Расчет параметров проектноrо профиля
наклоннонаправленных и rоризонтальных скважин на
нефть и rаз............... . . . ., . . .. ... ..... . ... ... ... . . . .. .. .. ... ... '" 1 05
Список литературы... .................................... ...... ..... 124


6. Проектирование конструкций скважин... ... .., ... . . . .. . ... . .. . 125
6.1 Проектирование конструкций rеолоrоразведочных и
инженерно--rеолоrических скважин....................... 125
6.2 Проектирование конструкций водозаборных
скважин... ...... ... .................. ..................... ............. 129
6.3 Проектирование констрУКЦИЙ скважин на нефть и
raз. . . . .. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 133
6.4 принципыI построения конструкций
reотехнолоrических скважин................................. .... 150
6.5 Выбор конструкции rеотермальных скважин... ........ 156
6.6 Рекомендации по выбору конструкции raзовых
скважин в районах мноrолетнемерзлых пород... . .. ... . 157
Список литературы... ............ ............ ................. ..... 158


7. Расчеты, связанные с приrотовлением, реryлированием
свойств и yrяжелением циркулирующих areHTOB...... ...... 160
7.1 Расчет потребноrо количества буровоrо раствора для
бурения скважины... ... ... ... ... ... ...... ...... ...... ... ...... 160
7.2 расчетыI при приrотовлении и утяжелении буровых
растворов...... .................. ............... ... .............. 162
7.3 расчетыI при реryлировании свойств буровых 169
растворов. .. . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ...
7.4 расчетыI при приrотовлении эмульсионных,
полимерных и полимербентонитовых растворов... ... ....... 175
Список литературы... ................................. .............. 180


8. Выбор буровой установки. Расчет потребной мощности
буровой установки...... .. . ... ... . .. .. . .,. .. . ... . .. .,. ... . .. . . . ., . ... 182


662




8.1 Принципы выбора типа буровых установок... . .. ... ... 182
8.2 Расчет потребной мощности буровой установки... ... 192
8.3 Расчет мощности двиrателей, потребной для
промывки (продувки) скважины... .., ... ... ... ... ...... ... ..... 205
Список литературы... ... ... ... ... . . . ... ... . .. . .. . .. . . . .. . ..... . .... 207


9. Выбор и расчет бурильной колонны... ... ... ... ...... ... .., .... 209
9.1 Выбор типа и размера бурильных труб.................. 209
9.2 Выбор параметров УБТ................ ..... ... ...... ... ..... 213
9.3 Проверочный расчет бурильной колонны на 222
прочность. . . ... ... .. . . . . ... . . . ... ... .. . .. . ... . .. . ., . .... . ... . ..... .....
Список литературы......... .............................. ........ ... 243


10. Расчет обсадных колонн........................................... 245
10.1 Наrpузки, действующие на обсадные трубы
reoлоrоразведочноrо сортамента... ... ... ................. 245
10.2 Расчет обсадных колонн, составленных из труб
нефтяноrо сортамента... .. . ... . . . ...... ... ... ... . . . .. . ... .... 248
10.3 Расчет усилия натяжения обсадной колонны...... ... ... 289
10.4 Особенности расчета обсадных колонн для
специфических условий в скважине... ... .. . ... . .... . .... 295
Список литературы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 296


11. Расчеты, связанные с цементированием обсадных колонн,
технолоrическим и ликвидационным тампонированием... 298
11.1 Выбор тампонажноrо материала...... ... ... .... ..... ...... 298
11.2 Проектирование подrотовки ствола скважины...... . .. 302
11.3 Определение конфиrypации и объема ствола 305
скважины. .. ... ... ... . .. .. . .., ... ... . .. ... . . . . . . . .. . . . ...... ... ... .. ...
11.4 Расчет одноступенчатоro цементирования... . . . ... ..... 312
11.5 Расчет установки цементноrо моста в открьпом
стволе скважины.................................................. ... 326
11.6 Технолоrическое тампонирование...... .................. 328
11.7 Ликвидационное тампонирование... ... ... ... ... ...... ... 328
Список литературы... .. . ... .. . .. . . . . ... ., . . .. . .. . .. ... .,. ... .., .... 334


12. O€HOBЫ расчета и проектирования буровоrо 336
оборудования... ......... ...... ......... .................. ............
12.1 Талевые системы............ ... ............ ...... ......... .... 336
12.2 Канаты талевых систем......... ............... ......... ..... 341


663




12.3 Буровые ВЬШIКи и мачты... ...... ......... ...... ... ......... 348
12.4 Буровые лебедки............................................... 362
12.5 Вращатели... ........................ .... ....................... 386
12.6 Вертлюr......................................................... 401
12.7 Очистные устройства циркуляционной системы... .... 403
12.8 Оборудование для промывки (продувки) скважин.... 407
Список литературы............ ... .., ... ...... ................... .... 423


13. Расчеты при реryлировании направления проводки
ствола скважины...... ... ...... ......... ......... ................... 426
13.1 Способы предупреждения искривления ствола
вертикальной скважины... ... ......... ..... ................. 426
13.2 Выбор и расчет компоновок низа бурильной
колонны (КНБК)... ... ... ... ...... ... ...... ... ...... ... ...... ... .... 427
13.3 Расчет устойчивости и вписываемости колонковых
снарядов. Допустимая кривизна скважины.............. 438
13.4 Выбор и расчет отклоняющих компоновок для
бурения наклонно
направленных скважин... ...... ........... 443
13.5 Выбор типа отклонителя для бурения
reолоrоразведочных скважин. Расчет числа циклов
искусственноrо искривления... ... ...... ... ............ .... 456
Список литературы.................................... ........... '" 463


14. rидравлические расчеты при промывке скважины........... 464
14.1 Расчет необходимоrо расхода буровоro раствора... 464
14.2 Расчет rидравлических сопротивлений в
циркуляционной системе... . . . . . . . . . . . . . . . ., . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 472
Список литературы.. . .. . . .. .. . ... ... ... ... ... ... .. . ... .. . .. . .. . ..... 501


15. Расчет параметров потока raзообразноrо аrента... . .. ... . .... 503
15.1 Определение расхода воздуха... ...... ...... ...... ...... ... 503
15.2 Расчет аэродинамических сопротивлений (потерь
давления) в циркуляционной системе при бурении с
продувкой в «сухих» разрезах.......................... .... 507
15.3 Расчеты, связанные с применением raзожидкостных
смесей... ... .., ... ... ... ... ... ... ... ... ...... ... ..... . . . . ... .. . .,. 512
Список литературы. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . .. 518


16. Расчет параметров режима бурения... ... ... ... ... ...... ... ..... 520
16.1 Бурение неrлубоких скважин без промывки............ 520


664




16.2 Вращательное бурение с промывкой (продувкой)...... 528


16.3 Бурение скважин на жидки и rазообразные полезные
ископаемые.. . ." .. . . . . . . . ... . . . . ., . . . . .... . .. . ... .. . .. . . . . ..... 548
16.4 Рекомендации по выбору оптимальных значений
параметров режима бурения... ... ... ... ......... ... .... .... 563
Список литературы............... ... ............................. .., 566


17. Расчеты по предупреждению и ликвидации осложнений... 569
17.1 Поrлощение буровых и тампонажных растворов...... 569
17.2 Нарушение целостности стенок скважины... ......... ... 583
17.3 Прихваты колонн бурильных и обсадных труб......... 591
17.4 Флюидопроявления........................................... 597
Список литературы... ... ... ... ... ... .................. ... ........... 603


18. Расчеты при керновом опробовании в процессе бурения
скважин. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 605
Список литературы. .. .. . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . ... . .. ... . .. .. . .. ... 609


19. Расчеты при вскрьпии и испыIаниии продуктивных 61 О
пластов. .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ..
19.1 Вскрытие продуктивных нефтеrазовых пластов....... 61 О
19.2 Вскрытие водоносных rоризонтов... ... ... ... ... ... ... ... 615
19.3 Выбор типа фильтра и расчет ero основных 617
размеров... .. . ... ... .. . ... .. . .. . . " '" .. . .,. .. . ... ... ...... ... ... . . . . . .
19.4 Расчет бесфильтровой скважины... ... ... .., ... ... ......... 623
19.5 Расчеты при опробовании перспективных
rоризонтов в процессе бурения......... ............ ... ... ... .., 627
19.6 Выбор водоподъемных средств. Расчет эрлифта....... 633
Список литературы...... ... ... ........................ .............. 638


20. Освоение скважин.................................... ... ...... ...... 640
20.1 Вызов притока из продуктивноro нефтеraзовоrо 640
пласта... ... ...... .
. ...... ... ...... .,. ...... ... ...... ... ...... ...
20.2 Выбор и расчет колонны насосно--компрессорных 643
труб. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
20.3 Освоение водоносных roризонтов......................... 658
20.4 Освоение rеотехнолоrических скважин... ............... 658
Список литературы... ... ... ... ... ... '" ... ...... ...... ... ...... ..... 659




СПРАВОЧНОЕ ПОСОБИЕ


rанджумян Рубен Александрович
Калинин Анатолий rеорrиевич
Сердюк Николай Иванович


Под общей редакuией доктора техрических наук,
профессора А.r.Калинина.


РАСЧЕТЫ В БУРЕНИИ


Компьютерная верстка М.В.Пресс


Подписано в печать 01.02.2007. Формат 60х84 1/16.
Бумаrа офсетная N!! 1. Офсетная печать. Уел. печ. 41.75.
Тираж 1000 экз. (l
й з
д 1
300 экз.). Заказ N!! 4321.


117997, Москва, ул. Миклухо
Маклая, д.23. рару:


Отпечатано в ФrYП «Производственно
издательский комбинат ВИНИТИ».
140010, r. Люберцы, Московская обл., Октябрьский просп. 403.