Файл: В. Д. Евсеев Председатель учебнометодической комиссии.pdf

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 23.11.2023

Просмотров: 38

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

18 породу на поверхность. Турбобур (рис. 3.2) состоит из турбины 4, вала 5, опор 3 и корпуса 2. Турбина турбобура (рис. 3.3) – многоступенчатая, осевого типа, состоит из одинаковых по конструкции последовательно установленных друг за другом элементов, называемых ступенями. Каждая ступень состоит из статора, неподвижно соединенного с корпусом и ротора, связанного с валом турбобура. Лопатки ротора и статора имеют одинаковый, но противоположный наклон. Профили лопаток имеют обтекаемую форму, с целью уменьшения сопротивления движению жидкости. При движении промывочной жидкости по каналам статоров ее поток отклоняется от осевого направления, а проходя по каналам ротора возвращается к нему. Гидравлическая энергия, затрачиваемая на изменение скорости потока жидкости по величине и направлению вызывает вращение роторов, ас ними и вала турбобура. Вращающий момент каждого ротора при этом суммируется навалу. Реактивный момент, создающийся на статорах через корпус турбобура передается бурильной колонне, застопоренной в роторе буровой установки. Вал турбобура монолитный в нижней части имеет окна для входа промывочной жидкости внутрь вала и наружнюю коническую резьбу для соединения через переводник с долотом. В верхней части вала имеет наружнюю резьбу под роторную гайку, скрепляющую роторы в монолитную систему. Рис. 3.3. Принцип действия турбины турбобура (пара статор - ротор
1, 5 — наружный обод ротора и статора 2, 3 — лопатка ротора и статора 4, 6 — внутренний обод статора и ротора Рис. 3.2. Схема многоступенчатого турбобура

19 Опоры турбобура выполнены в виде резинометаллических подшипников скольжения и подшипников качения и включает верхнюю, среднюю и нижнюю. Над верхней и под нижней опорой устанавливаются сальниковые уплотнения вала. Корпус турбобура представляет собой полый цилиндр и предназначен для размещения и фиксации в нем секций статоров. В верхней части имеет внутреннюю резьбу для присоединения ниппеля, скрепляющий статоры в монолитную систему. Частота вращения турбины пропорциональна количеству промывочной жидкости. Вращающий момент турбины пропорционален квадрату количества промывочной жидкости. Мощность турбины пропорциональна кубу количества промывочной жидкости Кроме того, вращающий момент, мощность и давление в турбине пропорциональна плотности промывочной жидкости. Скорость вращения турбины от плотности жидкости не зависит Зависимость между вращающим моментом и числом оборотов турбины обратно пропорциональна. При увеличении осевой нагрузки число оборотов уменьшается, а вращающий момент возрастает, достигая максимума при полном торможении. Этот момент носит название тормозного М
т
Параметры турбины можно изменять с увеличением или уменьшением числа ступеней. Увеличение, например, числа ступеней в 2 раза приводит к уменьшению частоты вращения ротора в 1,4 раза.
Турбобурыподразделяются по числу секций на односекционные, двух и
трехсекционные; по назначению обычные, укороченные, колонковые по конструкции
безшпиндельные, шпиндельные, редукторные.
Односекционные турбобуры типа Т 12 применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин небольшой глубины, число ступеней в них составляет 100 – 120. Многосекционные турбобуры типа ТС состоят из двух или трех последовательно соединенных между собой секций, каждая из которых собирается в отдельном корпусе, с числом ступеней 100 и более. Валы секций соединяются между собой конусно – шлицевыми муфтами, корпуса с помощью переводников. Увеличение числа ступеней до 350 позволило значительно увеличить мощность турбобуров и создать условия для бурения глубоких скважин. Турбобуры типа А, АШ и АГТШ отличаются от рассмотренных тем, что применение турбин особой конструкции, позволяет получать при постоянном расходе промывочной жидкости разные значения перепада давления. Перепад давления в турбине уменьшается в зависимости от нагрузки на долото, в связи с этим такие турбобуры называют турбобурами с наклонной линией давления У этих турбобуров опора устанавливается в нижней части и представляет собой десятирядный подшипник. Шпиндельные турбобуры типа ТШ созданы для возможности бурения скважин гидромониторными долотами, т.к. для их использования требуются более высокое давление промывочной жидкости. Отличается они от вышеописанных тем, что к нижней секции турбобура присоединяется секция – шпиндель имеющая многорядную осевую пяту и радиальные подшипники для снижения потери раствора через зазоры между валом и подшипником корпуса. Турбин эта секция не имеет. Применение шпинделя с шаровой опорой позволяет турбобуру воспринимать повышенные осевые нагрузки и эффективно работать при малой частоте вращения. Редукторные турбобуры типа ТР состоят из турбобура (3ТСШ или АГТШ), редуктора
– вставки и шпинделя. Ведущий вал редуктора соединен с валом турбинной секции, а ведомый – с валом шпинделя. Редуктор размещен в маслонаполненной камере. Применение редуктора позволяет уменьшать частоту вращения турбобура с 300 до 80 об/мин. Колонковые турбобуры (RTD) используются при бурении скважин бурильными головками с целью отбора керна в разведочных скважинах на нефть и газ. Отличаются от


20 односекционных турбобуров типа Т наличием полого вала, увеличенного диаметра позволяющего размещать внутри его съемный керноприемник. Турбобур имеет осевую опору, состоящую из 10 резинометаллических подшипников и двух резинометаллических опор. С целью увеличения длины отбираемого керна (дом) используются двухсекционными турбобуры, конструктивно аналогичные секционным типа ТС. Валы двух секций соединяются с помощью полых конусно-шлицевых муфта корпуса с помощью переводников. Турбобуры укороченные С целью получения высоких темпов набора кривизны при бурении направленных скважин используются укороченные турбобуры типа Т, однако более эффективны в плане энергетических характеристик шпиндельные турбобуры- отклонители типа ТО.
1   2   3   4

2. ЭЛЕКТРОБУРЫ
Электробур – забойный двигатель, предназначенный для бурения скважин на нефть и газ. Состоит из трехфазного асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором и шпинделя, соединенных между собой зубчатой муфтой. Вал двигателя имеет каналы для подачи промывочной жидкости к долоту. Система токопровода, по которой с поверхности к двигателю подается электрический ток состоит из двух или трехжильных секций шлангового кабеля, расположенных внутри бурильных труб. Для соединения токопровода каждая секция кабеля имеет со стороны ниппеля трубы контактный стержень, а со стороны муфты
– контактную муфту. Контактные муфта и стержень имеют медные контактные кольца, которые соединяются между собой при свинчивании бурильных труб. Питание электробура осуществляется от промысловой высоковольтной сети через распределитель высокого напряжения и силовой трансформатор.
Преимуществами
использования электробуров по сравнению с гидравлическими двигателями является
1. Независимость частоты вращения, вращающих моментов от количества промывочной жидкости и возможность их плавного регулирования в зависимости от условий проходки.
2. Возможность контроля процесса работы с поверхности земли.
3. Возможность работы с перегрузками и независимость передаваемой мощности от глубины бурения.
4. Возможность применения любых промывочных жидкостей, в т.ч. и воздуха. Недостатками, сдерживающими широкое использование электробуров, является
1. Недостаточная надежность токопровода.
2. Сложность наземного и скважинного оборудования.
3. Необходимость использования высококвалифицированного персонала. Рис. 3.4. Принципиальная схема электробура

21 Устройство электоробура
Электоробур (рис. 3.4) Выпускаемый промышленностью электробур включает трехфазный асинхронный маслонаполненный двигатель Аи маслонаполненный шпиндель Б на подшипниках качения. В трубном корпусе электробура размещены пакеты маг-нитопроводной стали статора
6; они разделены пакетами не-магнитопроводной стали в местах расположения радиальных шариковых опор ротора. Пакеты ротора 7 с алюминиевой обмоткой насажены на полом валу двигателя 5. Ротор расположен в статоре с зазором 0,5 — 0,6 мм на сторону. Внутренняя полость двигателя заполнена сухим изоляционным маслом. От внешней среды внутренняя полость двигателя изолирована верхними нижним 8 сальниками. В сальники подается машинное масло. Для компенсации утечек масла через сальники и поддержания некоторого избыточного давления внутри двигателя, препятствующего попаданию промывочной жидкости внутрь, в верхней части электробура в лубрикаторной головке размещены лубрикаторы двигателя 3 и сальника 2. Внутри верхнего переводника проходит кабельный ввод от контактного стержня 1 до обмотки статора. Для восприятия веса вала в нижней его части над нижним сальником установлен упорный шариковый подшипник. Снизу к двигателю присоединяется шпиндель. В шпинделе находится многорядная осевая опора на шариковых подшипниках 10. Полый вал центрируется в корпусе с помощью роликовых и шариковых подшипников. Вал шпинделя соединен с валом двигателя посредством соединительной зубчатой муфты 9; вместе соединения валов находится шарнирное уплотнение для изоляции внутреннего пространства от промывочной жидкости, поступающей к забою по внутреннему каналу в валу двигателя и шпинделя. Осевые нагрузки на породоразрушающий инструмент полностью воспринимаются осевой опорой шпинделя и навал двигателя не передаются. В нижней части шпинделя помещено сальниковое уплотнение 12. Шпиндель заполнен густым машинным маслом и оснащен лубрикатором 11. Избыточное давление лубрикатор создает за счет усилия сжатой пружины, которая давит на поршень. Под поршнем находится резерв масла, восполняющий его потери из шпинделя. Работа 4. Технологические свойства промывочных жидкостей ЦЕЛЬ РАБОТЫ Изучение технологических свойств промывочных жидкостей. ЗАДАНИЕ
1. Ознакомиться с теоретическим блоком методических изданий.
2. Определить параметры промывочной жидкости. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ К основным технологическим свойствам промывочных жидкостей относят следующие. Плотность , г/см

3
- масса единицы объема промывочной жидкости. Плотность раствора влияет на устойчивость стенок скважины. Плотность промывочной жидкости зависит от конкретных горнотехнических условий. При большой плотности промывочной жидкости возможен гидроразрыв пласта за счет большой репрессии (разности между гидростатическим давлением в скважине и давлением в пласте, при малой возможен прорыв в ствол скважины воды, нефти или газа за счет большой депрессии (разности между пластовым давлением и гидростатическим давлением в скважине, а также возможны обвалообразование при бурении неустойчивых пород.

22 Рис. 4.1. Пикнометр П предназначен для определения плотности цементного раствора
Рис. 4.2. Ареометр АБР-1 М предназначен для определения плотности буровых или любых растворов, нейтральных к полиэтилену
Рис. 4.3 Металлические рычажные весы Плотность измеряют с помощью ареометров либо рычажных весов. В полевых условиях чаще используют ареометры АГ – 1 , АВП – 1 , принцип действия которых основан на сравнении плотности одинаковых объемов воды и исследуемой промывочной жидкости. Рычажные весы сконструированы таким образом, что чаша весов, закрепленная на одном конце коромысла, уравновешивается противовесом с противоположного конца, а подвижный груз может свободно перемещаться вдоль градуированной шкалы. Установленный на коромысле пузырьковый уровень помогает уравновесить весы.
Рис. 4.4. Пластиковый вискозиметр Марша и мерная кружка Рис. 4.5. Вискозиметр ВБР-2 предназначен для определения условной вязкости буровых растворов, применяемых при бурение нефтяных и газовых скважин
Вязкость Т, с - характеристика гидравлического сопротивления промывочной жидкости за счет сил внутреннего трения. При бурении необходимо поддерживать минимальную вязкость. С уменьшением вязкости снижают энергетические затраты на циркуляцию жидкости, потери давления в кольцевом пространстве скважины, улучшается очистка забоя от шлама. Различают динамическую, пластическую и условную вязкость. Динамическая вязкость измеряется для растворов не образующих структуры (пресная и соленая вода, пластическая
– для структурообразующих растворов (глинистые растворы, условная вязкость – для любых растворов в полевых условиях. Условную вязкость определяют с помощью стандартного полевого вискозиметра Марша, принцип его действия основан на фиксации времени истечения в (с) стандартного объема (500 см) жидкости через воронку. Показания прибора контролируется временем истечения 500 см воды, которое должно быть равно 15 с.

23 Отечественный и зарубежный опыт показывает, что условная вязкость для промывочных жидкостей с 1,4 г/см
3
не должна превышать 30 с, ас не более 45 с. Вискозиметр Марша, за многолетние использование на месторождениях, прочно зарекомендовал себя как оперативный и качественный метод определения условной вязкости буровых растворов. Латунное выходное отверстие воронки Марша, не поддается коррозии, обеспечивая прецизионные показания консистенции. Мерная кружка предназначена дляопределения объема бурового раствора при использовании вискозиметра Марша. Кружка выполнена из прочного, небьющегося пластика. Статическое напряжение сдвига (СНС), дПа – способность жидкостей застудевать с образованием структуры в состоянии покоя, и переходить в подвижное состояние при перемешивании. Это свойства растворов называют тиксотропностью. Чем выше СНС, тем лучше промывочная жидкость удерживает шлам, утяжелитель, газ во взвешенном состоянии. Однако высокие значения СНС увеличивает гидравлические сопротивления, что может вызвать гидроразрыв пласта. Повышения показателя СНС целесообразно, лишь при ликвидации поглощений промывочной жидкости. Статическое напряжение сдвига измеряют приборами ВСН – 3 или СНС – 2 (рис
6.6.), как наибольшее касательное напряжение, возникающее на боковой поверхности внутреннего цилиндра прибора, погруженного в буровой раствор наружного цилиндра, вращающегося со скоростью 0,2 об/мин. Измерение повторяют через 1 и 10 мин, при этом полученные значения обозначают соответственно СНС
1
и СНС
10
Отношение СНС
10
и СНС
1
характеризуют интенсивность упрочнения структуры во времени.
Кроме названных показателей структурно-механические свойства буровых растворов характеризуют и коэффициентом тиксотропии
Кт = СНС
10
/ СНС
1
Требуемая величина статического напряжения сдвига через 1 мин (СНС1, дПа) может быть определена последующей формуле
СНС
1 5 [2 - ехр (- 110 d)] d (п - ), где d - условный диаметр характерных частиц выбуренной породы, м п, - плотность соответственно породы и бурового раствора, кг/м
3
Рис. 4.4. Прибор СНС-2:
1 – стойка 2 – пробка для установки нити 3 – конусная втулка 4 – упругая нить 5 – защитная металлическая трубка 6 – шкала с ценной деления 1 град 7 – винт для крепления нити 8 – измерительный цилиндр 9 – внешний стакан 10 – вращающаяся опора 11 – общая плита 12 – установочные винты 13 – привод 14 – указатель

24 Показатель фильтрации Ф, мл(см
3
) – способность жидкости отфильтровывать жидкую фазу и образовывать фильтрационные корки разной проницаемости. Проникающий в забой фильтрат создает благоприятные условия для очистки забоя и ослабляет сопротивление породы разрушению. Однако, высокая фильтрационная способность приводит к осыпям, обвалам стенок скважины при бурении неустойчивых и проницаемых пород. Показатель фильтрации измеряют с помощью прибора ВМ-6. Объем фильтрата, отделившейся от промывочной жидкости при ее фильтрации через бумажный фильтр площадью 44 см и при перепаде давления 0,1 МПа за 30 мини является показателем фильтрации. Существенное влияние на процесс бурения оказывает фильтрационная корка, образуемая за счет осаждения на стенках скважины частиц грубодисперсного материала содержащиеся в промывочной жидкости. Толстая, рыхлая корка способствует образованию на стенках скважины при СПО желобов, что к конечном итоге приводит к авариям. Поэтому во всех случаях стремятся к уменьшению толщины фильтрационной корки. Для определения коэффициента трения фильтрационной корки буровой промывочной жидкости в условиях промысловых лабораторий и на буровых с целью выявления эффективности смазочных добавок и оперативного вмешательства в технологический процесс бурения в осложненных условиях предназначен Прибор КТК-2 (рис. 5.14).
Рис.5.14
Фильтр-пресс настольный с модулем давления Со слева. Прибор КТК-2 (справа) Содержание песка характеризует степень загрязненности промывочной жидкости грубодисперсными фракциями различного минерального состава. Наличие этих фракций называемых песком весьма отрицательно сказывается на работе бурового насоса и бурильных труб, вызывая их преждевременный абразивный износ. Кроме этого большое содержание песка вызывает образование на забое плотной фильтрационной корки, ухудшающей удаление шлама с забоя скважины. Для определения процентного содержания общего песка, а также отмытого песка в пробе глинистого раствора служит отстойник ОМ – 2 (рис. 15)

25 Рис. 5.15. Отстойник ОМ-2
Для определения содержания песка в отстойник наливают 50 см промывочной жидкости и 450 см воды. Содержимое тщательно перемешивают. По истечению 1 мин берут отсчет по шкале, против верхней границы песка. Удвоенное значение отсчета по шкале дает содержание песка в промывочной жидкости в процентах. В нормальных промывочных жидкостях содержание песка не должно превышать 3 – 5 %. Работа 5. Определение основных свойств тампонажного раствора ЦЕЛЬ РАБОТЫ Изучение методов и аппаратуры, применяемых при проверке качества тампонажных материалов, а также методов подбора оптимального состава тампонажных растворов, отвечающих определенным технологическим требованиям. МАТЕРИАЛЬНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ приборы - конус АзНИИ, ВИКА, ВМ-6, ареометр АГ-
ЗПП, мерный цилиндр объемом 1000 мм, секундомер, тампонажный материал, плакаты, техническая литература.
ЗАДАНИЕ:
1. Изучить и освоить методы и аппаратуру, применяемые при проверке тампонажных материалов
2. Изучить требования ГОСТ и технических условий. Проверить на соответствие этим требованиям имеющийся тампонажный цемент
3. Выбрать среди тампонажных растворов, отвечающих определенным технологическим требованиям, наиболее предпочтительный по составу и способу приготовления
4. Оптимизировать состав тампонажного раствора для цементирования скважины в конкретных геолого-технических условиях.
5. Ответить на вопросы. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ Назначение тампонажных материалов и требования к ним Тампонажным материалом называют продукт, состоящий из вяжущего вещества, минеральных добавок (кварцевого песка, глины, шлака и др) и химических реагентов, которые вводятся для регулирования свойств раствора на их основе иди же свойств продукта твердения. В качестве вяжущих в практике крепления скважин используются тампонажный портландцемент, цементы на основе доменных шлаков, известково-кремнеземистые и специальные вяжущие (гипсовые, белитовые и др, органические вещества на полимерной основе. Из тампонажных цементов готовятся тампонажные растворы и пасты для цементирования скважин с целью разобщения пластов друг от друга исключения межколонных и

26
заколонных газонефтеводопроявлений; защиты обсадной колонны от коррозии и механического воздействия горных пород склонных к текучести Исходя из основных функций образующегося в скважине цементного камняи, принимая во внимание особенности технологии процесса цементирования, к тампонажному раствору и формирующемуся из него камню предъявляются следующие требования. Тампонажный раствор должен быть легко прокачиваемым.
Прокачиваемость тампонажных растворов условно характеризуется растекаемостью по конусу АзНИИ, консистенцией в условных единица, динамическим напряжением сдвига и структурной вязкостью. Плотность цементного раствора должна быть выше плотности промывочной жидкости, вместе стем давление на стенки скважины при цементировании не должно превышать давление гидроразрыва пласта. Отделение фильтрата из тампонажного раствора должно быть минимальным, это диктуется необходимостью предотвратить загрязнение приствольной зоны пласта, преждевременное загустевание раствора. Тампонажные растворы должно быть седиментационно устойчивыми, что способствует формированию цементного камня с одинаковой плотностью по всему зацементированному интервалу, снижает вероятность образования каналов в камне и на контактах со стенкой скважины.
Прокачиваемость тампонажного раствора должна сохраняться в течение времени, достаточного для проведения цементирования. После продавливания тампонажного раствора за обсадную колонну он должен быстро загустевать и схватываться. Цементный камень должен быть практически непроницаемым. Свойства цементного камня не должны ухудшаться со временем под действием высоких (низких) температур и давлений, а также при воздействии агрессивных по отношению к продуктам твердения пластовых флюидов. При переходе тампонажного раствора в камневидное состояние не должна происходить его усадка. Тампонажный камень и раствор не должны вступать в
физико-химическое взаимодействие с горными породами и обсадными колоннами, влекущее разрушение и понижение прочности последних. Указанные свойства цементного раствора (камня) зависят от его вида, жидкости затворения, водотвердого отношения, условий твердения и регулируются добавками- ускорителями и заменителями схватывания, облегчающими добавками, реагентами- пластификаторами и др. По ГОСТ 25597-83 тампонажные цементы подразделяются последующим признакам вещественный состав цемента температура применения цемента плотность тампонажного раствора стойкость к виду агрессивного воздействия собственные объемные деформации цементного камня. По вещественному составу тампонажные цементы разделяется наследующие группы портландцементы без добавок (кроме гипса, портландцемент с минеральными добавками не более 20%, портландцементы со специальными добавками 20-80%; цементы на основе глиноземистого клинкера безклинкерные цементы. По температуре (С) применения тампонажные цементы разделяются наследующие группы для низких температур
15 для нормальные температур
15-50 для умеренных температур
50-100 для повышенных температур
100-150 для высоких температур
150-250 для сверхвысоких температур
250 для циклически меняющихся температур
- По плотности (кг/м
3
) получаемого тампонажного раствора тампонажные цементы подразделяются наследующие группы легкие
1400

27 облегченные
1400-1650 нормальные
1650-1950 утяжеленные
1950-2300 тяжелые
2300 По стойкости к агрессивному воздействию на тампонажный камень пластовых сред тампонажные цементы разделяются наследующие группы
- стойкие к сульфатный средам
- стойкие к кислым средам
- стойкие к магнезиальнымсредам;
- стойкие к полиминеральным средам. По величине собственных объемных деформаций при твердении
- без особых требований
- безусадочные, величина линейной деформации после 3 суток твердения до 0,1%;
- расширяющиеся, величина линейной деформации расширения после 3 суток твердения более 0,1%. ПРИГОТОВЛЕНИЕ ТАМПОНАЖНОЙ СМЕСИ
1. Отвесить 400 г. испытуемого тампонажного материала, высыпать в чашку и сделать в цементе углубление.
2. Отвесить по m жз жидкости затворения. Необходимое количество жидкости затворения определяется по формуле m
жз
=m тм
·(В:Ц), где m жз
– вес жидкости затворения,г; m
тм
– вес тампонажного материала, г
В:Ц–водоцементное отношение.
3. В углубление в цементе за один прием влить жидкость затворения.
4. Углубление засыпать цементом и через с сначала осторожно перемешивают, а затем энергично растирают тесто лопаткой (продолжительность перемешивания 5 мин с момента доливания воды. Количественный состав элементов смеси записать в табл. 5.1. Определение подвижности тампонажного раствора Подвижность тампонажного раствора определяет величину гидравлических сопротивлений, которые раствор оказывает при течении в циркуляционной системе скважины. Гидравлические сопротивления могут быть рассчитаны, если известны реологические параметры тампонажного раствора пластическая вязкость (пли динамическое напряжение сдвига (
0
), определяемые с помощью ротационного вискозиметра. Измерения этих параметров для тампонажных растворов сложны и трудоемки, поэтому их используют главным образом в научно-исследовательских целях. Принцип работы вискозиметра – вращение специального измерительного цилиндра шпинделя, погруженного в тестируемую жидкость, посредством калиброванной спиральной пружины. Вязкое трение жидкости о шпиндель определяется по закручиванию приводной пружины, которое измеряется датчиком угла вращения. Непосредственно измеряемыми величинами являются
1. Крутящий момент M, действующий на контактирующую с жидкостью поверхность шпинделя (определяется в процентах от предельного значения момента кручения калиброванной пружины
2. Угловая скорость шпинделя ;
3. Геометрические размеры внутреннего и внешнего цилиндра.

28 Рис. 5.1. Общая схема ротационного вискозиметра
1 – наружный вращающийся цилиндр
2 – внутренний вращающийся цилиндр
3 – пружина 4 – шкала Рис. 5.2. Схема рабочего элемента ротационного вискозиметра.
1. – наружный цилиндр радиусом R
H
, 2 – внутренний цилиндр R
B
, 3 – центрирующая ось, 4 – дно рабочего цилиндра Для цилиндрического кольцевого зазора (в соответствии с рисунком 5.1) при малых значениях h и рабочей высоты H внутреннего цилиндра, погруженного в жидкость, вязкость которой измеряется, напряжение сдвига в слое радиусом r определяется по формуле
2 2
M
r H
(5.1) скорость сдвига – по формуле
2d
dr
(5.2) где - угловая скорость ламинарно перемещающихся слоев среды. Для ньютоновских жидкостей
3 2
H
B
R
R
M
dr
H
r
(5.3) интегрируя выражение (1.11), получаем
2 2
1 1
4
B
H
M
H
R
R
(5.4) где - вязкость. Для неньютоновских жидкостей
1 1
( )
2
H
B
f
dt
(5.5) Для практических вычислениях вязкости в ротационных вискозиметрах цилиндр в цилиндре используется соотношение

29
(5.6) При испытаниях тампонажных растворов в производственных условиях применяют косвенные методы оценки подвижности тампонажного раствора по значениям его растекаемости и начальной консистенции. ИЗУЧЕНИЕ СВОЙСТВ РАСТВОРОВ Определение растекаемости тампонажного раствора ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ прибор - конус АзНИИ (КР по ТУ 25-04-52 -
75), (рис, приготовленная цементная смесь. Прибор состоит из формы–конуса 1 и измерительного столика 2. Измерительный столик – это плита, снабженная шкалой, которая представляет собой круг, расчерченный концентрическими окружностями, нанесенными через 5 мм. Регулировочные винты для установки плиты в горизонтальном положении служат одновременно и опорами прибора. Внутренняя поверхность конуса – отполирована. ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ Конус устанавливают на стекло, под которым помещают круг, расчерченный концентрическими окружностями, нанесенными через 5 мм. С помощью регулировочных винтов, служащих одновременно и опорами прибора, круг со стеклом по уровню Рис. 5.3. Конус АзНИИ для определения растекаемости тампонажных растворов

30 располагают в горизонтальном положении. Конус должен быть установлен в центре круга, а его внутренняя поверхность отполирована. Для определения растекаемости готовят 250 см тампонажного раствора. После перемешивания в течение 3 мин приготовленный раствор заливают в конус вровень с верхним кольцом. Интервал времени от момента окончания перемешивания до момента начала заполнения конуса не должен превышать 5 с. Конус резко поднимают и через 10 12 с отсчитывают наибольший и наименьший диаметры круга расплыва. По ним вычисляют средний диаметр, который и характеризует растекаемость раствора. Для получения правильных результатов необходимо, чтобы внутренняя поверхность конуса истекло были чистыми и сухими. Растекаемость раствора выражается в сантиметрах. Определение седиментационной устойчивости тампонажного раствора Тампонажный раствор, представляющий собой концентрированную суспензию, должен обладать определенной седиментационной устойчивостью, те. не должен расслаиваться на твердую и жидкую фазы. Седиментационную устойчивость тампонажных растворов характеризуют коэффициентом водоотделения. Коэффициент водоотделения определяется следующий образом. Готовят 600 см
3
тампонажного раствора, который заливают в два мерных цилиндра объемом по 250 см каждый. Для предотвращения испарения жидкости мерные цилиндры сверху накрывают смоченной вводе фильтровальной бумагой, после чего их оставляют в покое нач. Рис. 5.4. Цилиндр для определения водоотделения цементного теста По истечении этого времени по делениям на стенках цилиндров отсчитывают объемы воды, выделившейся в верхней части каждого из них. Коэффициент водоотделения определяется величиной отношения объема выделившейся воды к объему исходного тампонажного раствора (250 см) В 100,% где V
1
- исходный объем тампонажного раствора, см V
2
- объем осевшего тампонажного раствора, см
3
По результатам оценки седиментационной устойчивости тампонажного раствора, полученным в двух цилиндрах, рассчитывается среднее арифметическое значение коэффициента водоотделения. Раствор считается достаточно устойчивым в седиментационном отношении, если коэффициент водоотделения (В) зач не превышает
2,5 %. Результаты измерений параметров тампонажной смеси занести в табл. 5.1.

31 Определение показателя фильтрации бурового раствора Способность тампонажного раствора удерживать жидкость затворения (воду) при наличии фильтрующей среды и перепада давления характеризуется показателем фильтрации, который определяется с помощью прибора ВМ-6 (рис. 5.5), предназначенного для измерения показателя фильтрации буровых растворов. Техническая характеристика ВМ-6
Предел измерения показателя фильтрации за 30 мин при диаметре фильтра равном 75 мм, см ................................................ 40
Цена деления шкалы, см
.......................................................................... 1
Погрешность измерения, см ............................................................. 0,5 Давление фильтрации, МПа ................................................................... 0,1 Фактический диаметр фильтра, мм .......................................................... 53 Для подготовки прибора ВМ-6 к работе необходимо отвернуть цилиндр от фильтрационного стакана, вынуть стакан из основания, вынуть пробку. Фильтрационный стакан и основание прибора промыть горячей водой и насухо вытереть. Плунжерную пару смазать индустриальным маслом И-30А, проверить плавность движения плунжера, закрыть иглу. Рис. 5.5. Прибор ВМ-6:
1 – плунжер 2 – груз-шкала; 3 – цилиндр с ввернутой в него втулкой 4, 5 – игла 6 – фильтрационный стакан 7 – основание 8 – пробки 9 – резиновая прокладка 10 – бумажный
фильтр
Смочить два заготовленных заранее фильтра водой, вложить их в основание прибора и промокнуть сухим кружком фильтровальной бумаги. Поверх подготовленного таким образом фильтра уложить резиновую прокладку, ввернуть фильтрационный стакан в основание, вставить пробку. Приготовить 300 см тампонажного раствора. После минутного перемешивания залить раствор в фильтрационный стакан так, чтобы уровень раствора не доходил до

32 верхнего края горловины на 4 5 мм. Навернуть цилиндр на стакан. Налить в цилиндр индустриальное масло И-30А, недоливая до верхнего края втулки на 10 мм. Вставить плунжер в цилиндр. Приоткрыть иглу и, вращая плунжер рукой за накатку на грузе, подвести нулевое деление шкалы к риске на верхнем крае втулки. Если нулевое деление шкалы опустится ниже риски, то фактическое начальное показание прибора по шкале нужно принять за нулевое, вычитая его из всех промежуточных и окончательного отсчетов. В момент вытаскивания пробки включить секундомер. При взятии отсчетов следует учесть, что из обычного тампонажного раствора вся способная к отделению вода отфильтровывается за время менее 1 мин (показатель фильтрации тампонажных растворов, приготовленных на основе стандартного тампонажного портландцемента, обычно находится в пределах 300-500 см за 30 мин. В этой связи обычно берут один отсчет за время t, а значение показателя фильтрации, соответствующее стандартному времени замера, рассчитывают последующей формуле
В=В
t
·(5,477 /√ t ) где В-значение показателя фильтрации (водоотдачи) тампонажного раствора за стандартное время замера равное 30 мин, см В - значение показателя фильтрации тампонажного раствора за время замера равное t минутам, см
3
Для получения достоверных результатов опыты по определению показателя фильтрации тампонажного раствора рекомендуется дублировать с последующим расчетом среднего арифметического значения. Результаты измерений (средние) занести в табл. 5.1. Определение плотности тампонажного раствора Плотность тампонажных растворов определяют с помощью ареометра АБР-1 рис. 5.6), который состоит из съемного груза 1, полиэтиленовой заглушки 2, металлического балласта 3, мерного стакана 4, крышки 5 и донышка 6 поплавка, стержня 7 с нанесенными на нем основной и поправочной шкалами, пробки 8, ведра 9 и крышки 10. Техническая характеристика АБР-1
Диапазон измерения плотности, кг/м
3
: о съемным грузом . . . . . . . . . . . . . . . . . 800 - 1700 без груза . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1700 - 2600
Цена деления шкалы, кг/м
3
. . . . . . . . . . . . . . 10
Вместимость мерного стакана, см . . . . . . . . . . 78,5 0,3

33 Рис. 5.6. Ареометр АБР-1:
1 съемный груз 2 полиэтиленовая заглушка 3 металлический балласт 4 мерный стакан 5 крышка поплавка 6 донышко поплавка 7 стержень с нанесенными на нем основной и поправочной шкалами 8 пробка 9 ведро
Для определения плотности необходимо отделить донышко поплавка от мерного стакана, донышко и стакан промыть водой и насухо вытереть. Налить в ведро чистую воду (пресную или морскую, имеющую температуру 20 5 С. Уровень воды в ведре с погруженным в нее ареометром должен находиться не более, чем в 5 мм от края ведра. В мерный стакан ареометра налить воду из ведра, в котором производится замер, стакан при этом держать вертикально. Соединить донышко со стаканом поворотом до упора. Погрузить ареометр в ведро и вращением стержня согнать воздушные пузырьки. При стабильном положении прибора прочесть и записать показания и знак (+) или ( ) поправки по поправочной шкале. Поднять прибор, отсоединить стакан от донышка и вылить воду в ведро. Протереть внутреннюю часть стакана от капель воды. Залить в мерный стакан ареометра подготовленную пробу тампонажного раствора, соединить стакан с донышком. Тщательно смыть водой излишки раствора с поверхности ареометра. Погрузить ареометр в ведро с водой, вращением стержня согнать пузырьки воздуха и по делению основной шкалы, до которого ареометр опустится вводу, прочесть значение плотности тампонажного раствора. При надетом калиброванном грузе отсчет брать полевой шкале с оцифровкой от
800 до 1700 кг/м
3
. Если ареометр при надетом калиброванном грузе погрузится так, что шкала окажется подуровнем воды в ведре, то следует снять грузи отсчет брать по правой части основной шкалы с оцифровкой от 1700 до 2600 кг/м
3
Плотность тампонажного раствора равна алгебраической сумме показаний основной и поправочной шкал. Определение сроков схватывания тампонажных растворов
при атмосферном давлении и температурах до 90
0
С Наиболее быстро схватывание тампонажного раствора происходит в том случае, когда он после затворения остается в покое.Простейший способ характеристики скорости

34 схватывания в статических условиях основан на периодическом измерении глубины погружения в твердеющий тампонажный раствор иглы определенного сечения под действием груза определенной массы.
ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ прибор ВИКА, тампонажный раствор. Прибор Вика (рис. 5.7) имеет цилиндрический металлический стержень 6, свободно перемещающийся в обойме станины 7. Для закрепления стержня на требуемой высоте служит зажимной винт 3. Стержень снабжен указателем 1 для отсчета перемещения его относительно шкалы 2 с делениями от 0 до 40 мм, прикрепленной к станине. Шкала имеет цену деления через 1 мм. При определении сроков схватывания применяется игла 4. Игла изготовляется из стальной жесткой нержавеющей проволоки с полированной поверхностью, она не должна иметь искривлений. Поверхность иглы должна быть чистой. При пользовании прибором масса перемещающейся части прибора должна быть 300 г, включая дополнительный груз 5, который накладывается сверху стержня. Коническое кольцо 8 (рис. б) для тампонажного раствора имеет следующие размеры внутренний диаметр верхнего основания 65 ± 5 мм, нижнего 75 ± 5 мм, высота 40 ±
0,5 мм. Под кольцо подкладывается пластинка. Сверху на кольцо устанавливается надставка высотой 5 мм. Кольцо к прибору Вика и пластинка, на которую устанавливают кольцо вовремя испытания, должны быть изготовлены из нержавеющей стали, пластмассы или стекла. Рис. 5.7. Прибор ВИКА для определения сроков схватывания тампонажного раствора а) схема б ) кольцо прибора ВИКА с надставкой Перед началом испытаний следует проверить, свободно ли опускается стержень прибора, атак же совпадает ли нулевое деление шкалы с чертой, имеющейся на стержне, при соприкосновении иглы с пластинкой. В случае их несовпадения шкалу прибора передвигают. Стенки кольца и пластинку, на которую оно устанавливается, смазывают слоем жидкого машинного масла. В противном случае схватывающийся тампонажный раствор будет трудно удалить из кольца.

35 Если необходимо определить сроки схватывания при температуре выше комнатной, раствор заливают в кольцо без надставки, нос некоторым избытком. Избыток сразу же срезают линейкой и накрывают кольцо металлической или стеклянной пластинкой, смазанной слоем жидкого масла. Пластинку прижимают к кольцу специальным приспособлением. Кольцо, закрытое пластинкой, погружают вводный термостат с заданной температурой. Первое погружение иглы проводят через 1 ч после затворения, последующие через каждые 5 мин до окончания испытаний. Перед каждой очередной загрузкой в термостат кольцо с раствором снова накрывают пластинкой и регистрируют с последующей записью температуру воды. При температуре испытаний 40 С последняя должна поддерживаться с точностью 2 С, при более высокой температуре с точностью С. Для определения сроков схватывания тампонажных растворов, применяемых для тампонирования глубоких и сверхглубоких скважин при давлении на забое до 100 МПа и температуре до + С, используется установка УС. ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ
1. Перед испытаниями следует убедиться, свободно ли опускается стержень прибора Вика, а также проверить нулевое показание прибора. Кроме того, проверяют чистоту и отсутствие искривлений иглы.
2. Стенки кольца и пластинку, на которую оно устанавливается, смазывают слоем жидкого машинного масла. В противном случае схватывающийся тампонажный раствор будет трудно удалить из кольца.
3. Для определения сроков схватывания готовят 300 см раствора, который после 3- минутного перемешивания заливают в кольцо прибора ВИКА до верхнего края надставки и записывают время начала затворения раствора.
4. Через ч после затворения надставку снимают, а избыток раствора срезают вровень с краями кольца смоченной вводе металлической или деревянной линейкой.
5. Иглу прибора доводят до соприкосновения с поверхностью цементного теста, приготовленного и уложенного в кольцо, ив этом положении закрепляют стержень зажимным винтом затем освобождают стержень, после чего игла должна свободно погружаться в тесто. Вначале испытания, пока тесто находится в жидком состоянии, во избежание сильного удара иглы о пластинку можно ее слегка задерживать при погружении в тесто. Как только тесто загустеет настолько, что опасность повреждения иглы будет исключена, игле дают свободно опускаться. Момент начала схватывания должен быть определен при свободном опускании иглы.
6. Иглу погружают в тесто через каждые 5 мин до начала схватывания и через 15 мин в последующее время, передвигая кольцо после каждого погружения для того, чтобы игла не попадала водно и тоже место. После каждого погружения иглу следует вытирать. Началом схватывания цементного теста считается время, прошедшее от начала затворения (момент приливания воды) до того момента, когда игла не будет доходить до пластинки на 1—2 мм. Концом схватывания цементного теста считается время от начала затворения до момента, когда игла будет опускаться в тесто не более чем на 1 мм.
6. Результаты измерений занести в табл. 5.1. Определение времени загустевания тампонажного раствора Процесс схватывания тампонажного раствора, находящегося в движении, проявляется в увеличении его динамического напряжения сдвига и пластической вязкости, что приводит к увеличению гидравлических сопротивлений при течении раствора в трубах и заколонном

36 пространстве, и, соответственно, к повышению давления на насосах цементировочных агрегатов в процессе тампонирования. Однако измерение реологических параметров тампонажного раствора в области, близкой к пределу прокачиваемости, связано со значительными трудностями. Поэтому на практике вместо измерения показателей реологических свойств тампонажных растворов определяют изменение их консистенции во времени с помощью специальных приборов–
консистометров. ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ прибор консистометр КЦ-5, тампонажный раствор.
Консистометр (рис. 5.8) представляет собой вращающийся цилиндрический сосуд – стакан, внутри которого находится лопастная мешалка. Ось мешалки связана с калиброванной пружиной, с помощью которой измеряется усилие, передаваемое на лопасти мешалки при перемешивании раствора. Консистометр тарируется в условных единицах по истинно вязким жидкостям. Рис. 5.8. Консистометр КЦ-5:
1 – стакан 2 – рамка 3 – электродвигатель 4 – редуктор 5 – кронштейн 6 – станина 7 – нагреватель 8 – водяная баня 9 – шкала 10 – термометр Техническая характеристика консистометра КЦ-5 Диапазон измерения консистенции, Пас 0,5-10 Максимальная температура нагрева пробы, С . 90 Максимальное давление испытания, МПа атмосферное Частота вращения стакана с пробой, об/мин 60 Приведенная погрешность измерения консистенции, % ±4 ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ Для определения консистенции приготовляют 650 см тампонажного раствора и заливают его в стакан. Уровень раствора при этом не должен доходить до верхнего края цилиндра на 3 см. В стакан опускают мешалку, включают электродвигатель и одновременно пускают секундомер. С момента приготовления раствора до момента пуска электродвигателя должно

37 пройти не более 5 мин. При испытаниях тампонажного раствора в консистометре КЦ-5 в момент пуска прибора ив дальнейшем через каждые 5 мин фиксируют показания по шкале ( текущее значение консистенции, температуру раствора и напряжение в электронагревателе. Испытание прекращают, когда консистенция достигнет 5 Пас. По результатам испытаний строят кривую изменения консистенции во времени - кривую загустевания (рис. 5.9), по которой и находят срок загустевания, равный времени от начала испытаний до того момента, когда консистенция тампонажного раствора к достигнет значения 3 Пас. Испытание тампонажного раствора в консистометре КЦ-5 прекращают, когда консистенция достигнет 5 Пас. Результаты измерений занести в табл. 5.1. Таблица 5.1 Сводная таблица результатов измерений основных свойств испытуемой тампонажной смеси Параметры Показатель Единица измерения Величина Состав смеси Количество тампонажного материала Количество жидкости затворения
3.Водоцементное отношение (ВЦ) г г

Растекаемость Наименьший диаметр расплыва Наибольший диаметр расплыва Средний диаметр расплыва (растекаемость) см см см Время загустевания ч–мин Сроки схватывания Время начала затворения Срок начала схватывания Срок конца схватывания ч–мин ч–мин ч–мин Показатель фильтрации(водоотдача)
5 сек
10 сек
15 сек
20 сек см см см см Рис. 5.9. Кривая загустевания поданным консистометра КЦ-5

38 25 сек
30 сек
40 сек
50 сек
60 сек Водоотдача за 30 мин. см см см см см см
3
Седиментационная устойчивость (водоотделение)
% Плотность тампонажного раствора кг/м
3 3. Отчет поданной части работы должен включать следующие разделы
• цель работы
• приборы, их краткое описание, материалы
• порядок выполнения работы
• график загустевания поданным консистометра КЦ-5;
• таблица параметров тампонажных смесей
• выводы по свойствами качеству тампонажной смеси. Работа 6. Проектирование скважины ЦЕЛЬ РАБОТЫ разработать конструкцию скважины по заданным параметрам. ЗАДАНИЕ
1) разработать конструкцию скважины по варианту, указанному в табл. 6.9;
2) запроектировать режим бурения скважины
3) разработать режим цементирования скважины ЧАСТЬ 1. РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ Конструкцию скважины характеризуют следующие параметры
— число обсадных колонн
— глубина спуска обсадных колонн
— интервалы затрубного цементирования
— диаметры обсадных колонн
— диаметры ствола скважины под обсадные колонны. Общая методика Общая методика разработки конструкции скважины сводится к следующему
1. Исходя из заданных геологических условий определяется необходимое число обсадных колонн.
2. Для каждой колонны в соответствии с назначением определяется глубина спуска и интервал затрубного цементирования (следует помнить, что в газовых скважинах затрубное пространство цементируется до устья, а в нефтяных основные колонны цементируются с перекрытием предыдущих не менее 300 м.
3. Выбирается диаметр эксплуатационной колонны по предполагаемому дебиту полезного ископаемого (табл. 6.1). Таблица 6.1. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн (мм) при ожидаемом дебите нефти, м
3
/сут. газа, тыс.м
3
/сут. до 100 до 150 до 300 более 300 до 250 до 500 до 1000 до 5000 127-140 140-146 168-178 178-194 114-146 146-168 178-219 219-273

39 4. Определяется диаметр муфт d
м.э.
и радиальный зазор δ
э.
(между муфтой и стенкой скважины) для эксплуатационной колонны (табл. 6.2). Таблица 6.2. Наружный диаметр, мм Величина радиального зазора, мм обсадных труб Муфт
140; 146; 168 178; 194 219; 245 273; 299 324; 340; 351 159; 166; 188 198; 216 245; 270 299; 324 351; 365; 376 10-15 15-20 20-25 25-30 30-40 5. Рассчитывается необходимый минимальный диаметр ствола скважины в интервале эксплуатационной колонны из выражения (6.1).
2
э
э
м
э
с
d
d
(6.1)
6. По рассчитанному диаметру скважины подбирается диаметр долота для бурения ствола под эксплуатационную колонну d
д.э.
(190,5; 215,9; 244,5; 269,6; 295,3; 320;
346; 370; 394; 445; 490).
7. Рассчитывается необходимый внутренний диаметр технической колонны d
вн.т.
по формуле (2) и подбирается наружный диаметр технической колонны (табл. 6.3).
)
8 5
(
мм
d
d
э
д
т
вн
(6.2) Таблица 6.3. Значение внутренних диаметров (мм) Для обсадных труб с различной толщиной стенок Толщина стенок, мм Наружный диаметр, мм
116 168 178 194 219 245 273 299 324 340 351 377 407 426 6
6,5 7
8 9
10 11 12
-
133 132 130 128 126 124
-
-
155 154 152 150 148 146 144
-
-
146 162 160 158 156 154
-
-
180 178 176 174
-
170
-
-
205 203 201 199
-
195
-
-
231 229 227 225
-
221
-
-
259 257 255 253
-
249
-
-
-
283 281 279 277 275
-
-
-
306 304 302 300
-
-
-
-
322 320 318 316
-
-
-
-
333 331 329 327
-
-
-
-
359 357 355 353
-
-
-
-
389 387 385 383
-
-
-
-
-
406 404 402 8. Определяется необходимый диаметр скважины ст и диаметр долота d
д.т.
для бурения ствола под техническую колонну точно также, как и под эксплуатационную пункты 4, 5, 6).
9. Аналогично находятся диаметры предыдущих обсадных колонн и долот.
10. Все полученные данные о конструкции скважины сводятся в табл. ЧАСТЬ 2. РАЗРАБОТКА РЕЖИМА БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ
1   2   3   4

1. Расчет осевой нагрузки на долото Осевая нагрузка на долото, как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрение породоразрушающих элементов в горную породу.

40 В практике бурения для приближенного расчета осевой нагрузки используется выражение
,
д
ос
d
q
G
(6.3) где q – удельная нагрузка на 1 см диаметр долота для соответствующих пород, кгс/см; д диаметр долота, см. Значения удельных нагрузок для пород различной категории по буримости приведены в табл. 6.4. Таблица 6.4 Категория по буримости Удельная нагрузка, кгс/см Мягкие (М) Средней мягкости (С) Твердые (Т) Крепкие (К) Очень крепкие (ОК)
200-600 600-1000 1000-1400 1400-1600 1600-1800 Расчетное значение осевой нагрузки в любом случае не должно превышать 80 % от предельно допустимой нагрузки Р
доп. на долото, указанной в табл. 6.5. Таблица 6.5. Диаметр долота, мм Предельная нагрузка Р
доп.
, Т
с
190,5 215,3 244,5 269,9 295,3-490 22 26 30 32 40 Тип опор долота Предельная частота оборотов, об/мин В
70 Н (НУ)
400 А (АУ)
600
,
8
,
0
доп
ос
Р
G
(6.4)
2. Расчет частоты оборотов долота Частота оборотов, как режимный параметр обеспечивает темпы углубления забоя в единицу времени. Для приближенного расчета частоты оборотов используется выражение длили
,
1
,
19
д
л
d
V
n
(6.5) где n – частота оборотов долота, об/мин; л рекомендуемая линейная скорость на периферии долотам с д – диаметр долотам. Значения рекомендуемой линейной скорости л для пород различной категории приведены в табл. 6.6. Таблица 6.6. Категория по буримости Линейная скорость, мс М МЗ МС МСЗ
3,4-2,8 2,8-1,8

41 Категория по буримости Линейная скорость, мс С СЗ СТ Т
ТЗ; ТК
ТКЗ; КОК и менее Расчетное значение частоты оборотов не должно превышать 80 % от допустимой частоты вращения долота доп указанной в табл. 6.5. доп (6.7) По результатам расчета осевой нагрузки и частоты оборотов определяется типоразмер и конструкция шарошечного долота. Например, 215,3 МСЗ-ГВ (Г- боковая схема промывки рекомендуется при бурении пород мягких (Ми средней твердости (С, для пород твердых Т) и крепких (КОК) рекомендуется использование центральной схемы промывки (индекс Ц или не указывается.
3. Расчет расхода промывочной жидкости Промывочная жидкость должна обеспечивать очистку забоя скважины от шлама и транспортировку его на поверхность. Интенсивность промывки (расход жидкости) оценивается объемом жидкости прокачиваемой через скважину в единицу времени и измеряется, как правило, в л/с. Практикой установлено, что расход промывочной жидкости, при котором происходит удовлетворительная очистка забоя скважины, составляет в среднем 0,05 – 0,065 л/с на 1 см
2
площади забоя скважины при минимальном значении 0,03 – 0,04 л/с. Исходя из этого расход промывочной жидкости определяется из выражения
,
з
S
К
Q
(6.8) где К – коэффициент удельного расхода, равный 0,03 – 0,065 л/с на 1 см площади забоя з площадь забоя (см, определяемая как
,
785
,
0 2
д
з
d
S
где д –
диаметр долота в см. Вынос продуктов разрушения по затрубному кольцевому пространству обеспечивается при скоростях восходящего потока, превышающих скорость падения частиц в неподвижной жидкости. Значение скоростей восходящего потока промывочной жидкости V
восх.
рекомендуется от 0,5 – 0,8 мс до 1,5 – 1,8 мс. Большие значения рекомендуется применять для более мягких пород. Из этого условия расход промывочной жидкости составит
,
п
к
восх
S
V
Q
(6.9) где V
восх.
- скорость восходящего потокам с
S
к.п.
– площадь кольцевого зазора между стенками скважин и бурильными трубами, м 2
2
т
б
д
п
к
d
d
S
(6.10) где д диаметр ствола скважины, принимаемый равным диаметру долотам
d
б.т.
– диаметр бурильных труб, м.
4. Выбор качества буровой промывочной жидкости Наиболее универсальной и наиболее широко применяемой буровой промывочной жидкостью в условия Томской области является глинистый раствор. Качество глинистого раствора оценивается целым рядом характеристик, основными из которых являются
1. Плотность ( ).
2. Условная вязкость (УВ).
3. Фильтрация (Ф.


42 4. Статическое напряжение сдвига (С.Н.С.). Плотность – содержание массы вещества в единице объема, измеряется ареометром в г/см
3
Плотность буровой промывочной жидкости
(БПЖ) определяет величину гидростатического давления в скважине. Повышение давления в скважине снижает механическую скорость бурения и проходку на долото, приводит к усиленному поглощению промывочной жидкости при бурении трещиноватых пород. При бурении скважин в неосложненных условиях значение плотности должно быть минимальным, чтобы получить максимальные показатели бурения. В условиях Томской области задается плотность равная 1,08 – 1,1 г/см
3
В тоже время увеличение давления на стенки скважины повышает их устойчивость. При бурении интервалов рыхлых неустойчивых пород задается плотность 1,12-1,14 г/см
3
При вскрытии продуктивных горизонтов плотность БПЖ задается равной 1,1-1,12 г/см
3
Условная вязкость промывочной жидкости определяет степень ее подвижности или текучести при прокачивании. Измеряется условная вязкость в секундах с помощью вискозиметра СПВ – 5. При отсутствии поглощений вязкость раствора задают минимальной в пределах 18 – 25 с. для воды в нормальных условиях вязкость составляет с. В случае наличия поглощений вязкость раствора в зависимости от интенсивности поглощений дои более секунд. Фильтрация характеризует способность раствора отфильтровать жидкую фазу в окружающую среду. За единицу фильтрации принят объем отфильтровавшейся жидкой фазы (воды) в см через бумажный фильтр Ø 75 мм при избыточном давлении в МПа за 30 минут. При бурении пород, в условия Томской области, инертных к действию воды, фильтрация может достигать 15-25 см мин. При бурении в породах, склонных к набуханию и обвалообразованию, необходимо применять раствор с фильтрацией 10-12 см мин. При вскрытии продуктивных горизонтов фильтрации снижают до 6-10 см мин. Статическое напряжение сдвига (СНС) характеризует прочность структуры раствора в неподвижном состоянии. Измеряется СНС величиной усилия, необходимого для разрушения структуры, отнесенной к единице площади (дПа). Способность раствора образовать структуру в спокойном состоянии позволяет удерживать частицы горной породы в затрубном пространстве во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Практически значение СНС в большинстве случаев достаточно в пределах 20-30 дПа. Все полученные данные о параметрах режима бурения сводятся в табл. 6.7. Таблица 6.7 Интервал ос,
Т
с n, об/мин Q,л/с Параметры БПЖ Конструкция долота г/см
3
УВ,с
Ф,см
3
/ мин
СНС, дПа Продуктивный горизонт, мот до