2.4 Разработка рецептур бурового раствора

Выбор рецептур промывочной жидкости является одним из важнейших условий для безаварийной работы при бурении скважины. Он основывается на геологических условиях, в частности литологическом составе пород, осложнениях, которые возможны в различных интервалах, забойная температура, а также на опыте бурения на заданном или близлежащих месторождениях, возможности достижения более высоких показателей работы долот. При этом необходимо учитывать доступность сырья, расход химреагентов и минералов, включающие их транспортные затраты, технологию бурения, особенности приготовления, а также стоимость химреагентов. Компонентный состав промывочных жидкостей и характеристика компонентов при бурении представлены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 Компонентный состав промывочных жидкостей.

Тип раствора.	Интервал.	Наименование компонентов.	Плотность компонентов, г/см3.	Содержание компонентов в растворе, кг.
Глинистый раствор.	Под кондуктор	Бентонит	2,60	15660
		Кальцинированная сода	2,50	126
		Техническая вода	1,00	180м3
Естественный глинистый раствор.	Под эксплуатационную колонну.	Техническая вода	1,00	281м3
		ГКЖ-10	1,21	1819л
		КМЦ-600	1,85	1735
		СМАД	3,50	989
		Кальцинированная сода	2,50	400
		Гипан (с глубины 1000 м)	1,11	449

Для более качественной очистки бурового раствора от выбуренной породы рекомендуется устанавливать 3^х- ступенчатую систему очистки на всем интервале бурения и при вскрытии продуктивного горизонта устанавливать 4^х-ступенчатую систему очистки: вибросито, песко-, илоотделитель и центрифугу.

2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

Выбор типа забойного двигателя проводится в зависимости от конструкции, глубины и геологических условий проводки скважины.

При проводке скважин на Ватинском месторождении, для бурения целесообразно применять турбобуры. При выборе турбобура необходимо учитывать диаметр долота и номинальный момент на валу. Диаметр турбобура рассчитывается по формуле:

Д_Т=0,9*Д_Д, (2.25)

где Д_д- диаметр долота, мм.

Тогда Д_т=0,9*295,3=265,7мм.

Номинальный момент на валу турбобура рассчитывается по формуле:

М_кр=М₀+(М_уд*G_ос), (2.26)

где М₀- крутящий момент, необходимый для вращения долота, ненагружен ного, М₀=21Н м; М_уд- момент, приходящийся на 1кг G_oc, М_уд=10н м/тс; тогда М_кр=21+(10*14)=1610Нм.

На основании полученных М_кр и Д_т для бурения под кондуктор выбираем турбобур TШ-240, его технические характеристики:

Расход жидкости - 32-34л/с;

Частота вращения - 420-450об/мин;

Рабочий момент на валу - 2,5-2,7кН м;

Перепад давления - 5-5,5МПа;

Масса-5980кг;

Длина - 23550мм.

Аналогично ведем подбор турбобура под эксплуатационную колонну:

Д_т=0,9*215,9=194,3мм; М_кр=14+(9*17)=1670Нм.

На основании произведенных расчетов принимаем турбобур ТШ-195М, его технические характеристики:

Расход жидкости - 40-45л/с;

Частота вращения - 355об/мин;

Рабочий момент на валу - 1,7кН м;

Перепад давления - 5,5МПа;

Масса-4325кг;

Длина - 25700мм.