4. Выбор бурового раствора

4.1 Обоснование плотности промывочной жидкости и обоснование расхода промывочной жидкости.

4.1.1 Обоснование плотности промывочной жидкости:

Плотность промывочной жидкости, применяемой при разбуривании заданного интервала, следует определять, исходя из двух условий:

1. Создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов;

2. Предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов;

где - значение коэффициента репрессии

- коэффициент безопасности, зависит от изученности местности

4.1.1.1 Направление I 0-20:

г/см³;

4.1.1.2 Направление II 20-40:

г/см³;

4.1.1.3 Кондуктор 40-80:

г/см³;

4.1.1.4 Техническая колонна 80-380:

г/см³;

4.1.1.5 Эксплуатационная колонна 380-1782:

Исходя из опыта бурения, а также от изученности местности принимаем следующие параметры промывочной жидкости :

Интервал, м	Параметры промывочной жидкости
	ρ пж, г/см3	УВ, с	τ0, Па	η, мПа·с
20-380 380-1575 1575-1782	1,01- 1,03 1,05 1,12	20-50 25-50 35-55	1,5-4 4-8 8-12	8 12 20

4.1.2 Обоснование расхода промывочной жидкости:

При решении данной задачи необходимо знать среднюю скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, обеспечивающую вынос выбуренной породы из скважины, а так же значение расхода, обеспечивающего эффективную очистку забоя скважины от шлама;

Q_эо=q·S_з;

Q_вш=V_кп·S_кп;

q_гзд=0,6 ;

S_з= ;

V_кп= ;

;

D_с=D_д·К_у;

где К_у – коэффициент уширения ствола скважины:

К_у = 1,03 – для твердых пород;

К_у = 1,1 – для мягких пород;

К_у = 1,06 – для пород средней твердости

4.1.2.1 Направление I 0-15:

D_с=490·1,06=519,4 мм;

S_з= м²;

V_кп= м/с;

м²;

Q_эо=0,6·0,21=0,126 м³/с;

Q_вш=0,34·0,199=0,0677 м³/с;

4.1.2.2 Направление II 15-60:

D_с=393,7·1,06=417,3 мм;

S_з= м²;

V_кп= м/с;

м²;

Q_эо=0,6·0,137=0,0822 м³/с;

Q_вш=0,417·0,124=0,0517 м³/с;

4.1.2.3 Кондуктор 60-530:

D_с=295,3·1,03=304,2 мм;

S_з= м²;

V_кп= м/с;

м²;

Q_эо=0,6·0,073=0,0438 м³/с;

Q_вш=0,5722·0,0596=0,0342 м³/с;

4.1.2.4 Эксплуатационная колонна 530-2357:

D_с=215,9·1,03=222,4 мм;

S_з= м²;

V_кп= м/с;

м²;

Q_эо=0,6·0,039=0,0234 м³/с;

Q_вш=0,7415·0,0262=0,01943 м³/с;

Интервал, м	Qэо, м3/с	Qвш, м3/с
0-15 15-60 60-530 530-2357	0,126 0,0822 0,0438 0,0234	0,0677 0,0517 0,0342 0,01943

4.2.2.5 Для проводки скважины под направление для первого и второго интервала выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 180 мм, теоретическим расходом 42,9 л/с, давлением 11,3 МПа в количестве 2-х штук.

Определим фактическое значение подачи насоса:

Q_н=n·m·Q_нт;

Q_н=2·1·0,0429=0,0858 м³/с;

Хоть полученный расход и не удовлетворяет необходимому, но на небольших глубинах обеспечится эффективная очистка забоя и вынос шлама.

4.2.2.6 Для проводки скважины под кондуктор выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 130 мм, теоретическим расходом 22,4 л/с, давлением 21,6 МПа в количестве 2-х штук.

Определим фактическое значение подачи насоса:

Q_н=n·m·Q_нт;

Q_н=2·1·0,0224=0,0448 м³/с;

Так как фактическое значение больше максимального для данного интервала, то данный насос полностью удовлетворяет нашим условиям.

4.2.2.7 Для проводки скважины под эксплуатационную колонну выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 140 мм, теоретическим расходом 26 л/с, давлением 18,6 МПа в количестве 1-ой штуки.

Определим фактическое значение подачи насоса:

Q_н=n·m·Q_нт;

Q_н=1·1·0,026=0,026 м³/с;

Так как фактическое значение больше максимального для данного интервала, то данный насос полностью удовлетворяет нашим условиям.