Инструкция (стр. 12 )

(33)

где и - коэффициенты сопротивления для определения потерь давления при течении бурового раствора в затрубном пространстве между стенками скважины и бурильными трубами (табл. 38) и между стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами или забойным двигателем (табл. 39).

При оценке составляющей КНБК она рассматривается в целом как местное гидравлическое сопротивление, так как длина КНБК много меньше длины бурильного инструмента. Потери давления в кольцевом пространстве и на элементах КНБК определяются по следующей формуле:

(34)

где D, d - номинальные диаметры элемента и гладкой части трубы или тела элемента, м;

- коэффициент местного гидравлического сопротивления (табл. 37);

- плотность бурового раствора, кг/м;

Q - расход бурового раствора, м/с.

Таблица 37

Коэффициенты местных гидравлических сопротивлений основных элементов КНБК

#G0Элемент КНБК
Трехшарошечное долото	224-232
Калибратор типа К	91-98
Калибратор типа КС	196-212
Центратор ЦД	222-236
Центратор 6-лопастной	196-208

Потери давления в напорной линии

(35)

где - коэффициенты сопротивления для определения потерь давления элементов обвязки насоса:

(36)

где - коэффициент сопротивления стояка диаметром 114 мм ( = 0,00355);

- коэффициент сопротивления бурового шланга ( = 0,00293);

- коэффициент сопротивления вертлюга ( = 0,009);

- коэффициент сопротивления ведущей трубы.

Re > 210 - в местном гидравлическом сопротивлении турбулентный режим течения.

Таблица 38

Значения коэффициента сопротивления в затрубном пространстве между стенками скважины и бурильными трубами

#G0Диаметр долота,	Диаметр бурильных	Значение коэффициента при подаче насоса, дм/с
мм	труб, мм	5	6-10	11-15	16-20	21-25
120,6	73	12,310	8,0510	6,8510	-	-
139,7	89	10,410	4,5110	3,5310	3,2510	-
161	89	7,010	2,5810	1,3410	1,0810	-
190	114	-	2,0710	1,0610	0,6610	0,6210

Таблица 39

Значения коэффициента сопротивления в затрубном пространстве между стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами, забойным двигателем

#G0Диаметр долота,	Диаметр утяжеленных	Значение коэффициента при подаче насоса, дм/с
мм	бурильных труб или забойного двигателя, мм	5	6-10	11-15	16-20	21-25
120,6	95	46,810	42,4110	38,3210	-	-
139,7	108	18,8310	12,8210	11, 410	10,610	-
161	108	9,6310	3,710	2,3410	2,210	-
190	146	-	5,8210	2,7710	2,5210	2,3710

11.5. Для выполнения практических расчетов при строительстве дополнительного ствола можно пользоваться результатами составленных таблиц с величинами потерь давления в отдельных элементах циркуляционной системы при прокачивании технической воды и бурового раствора плотностью 1140 кг/м (табл. 40-59).

11.6. Вырезание "окна" в колонне может производиться на технической воде с обработкой 0,2 % кальцинированной соды для удаления и нейтрализации цемента. Применение воды обеспечивает необходимое охлаждение инструмента при работе по металлу. При фрезеровании колонны для сбора металла и цемента, вынос которых затруднен, применяется металлошламоуловитель. После углубления ствола на 20-25 м может добавляться 0,3 % КМЦ (в виде водного раствора) и скважина промывается до полной очистки ствола от породы, обломков цемента и металлической стружки.

11.7. Забуривание ствола и набор кривизны следует проводить на буровом растворе.

11.8. При бурении участков ствола с зенитным углом до 55° технологические параметры бурового раствора регламентируются режимом работы забойного двигателя. Основные требования на этих участках - предупреждение гидроразрыва пород и кольматация стенок скважины для предотвращения фильтрации бурового раствора.

11.9. При бурении участков ствола с большим зенитным углом особое внимание уделяется регулированию напряжения сдвига бурового раствора. Для скважины с диаметром до 139,7 мм эта величина может составлять 7-10 дПа, для 190 и 215,9 мм - 35-40 дПа. Для повышения эффективности бурения раствор рекомендуется обрабатывать смазочной добавкой для снижения липкости глинистой корки менее 0,1 и кольматирующей добавкой (например, Ken-Seal, лигнин) для предотвращения фильтрации раствора в пористые породы.

11.10. Особое внимание рекомендуется обращать на вязкость бурового раствора и поддерживать ее в пределах 12-14 МПас.

11.11. При недостаточном выносе выбуренной породы (что может быть обусловлено началом шламонакопления в стволе скважины) необходимо изменить режим промывки. Изменения вязкости "пачки" бурового раствора и увеличения скорости его движения позволяют обеспечить турбулизацию потока и увеличить его размывающую способность. Объем и скорость подачи воды в ствол скважины определяются в каждом конкретном случае с учетом обеспечения необходимого противодавления на пласт.

11.12. Особенность проходки горизонтального участка обусловлена возможной потерей устойчивости верхней стенки скважины и шламоилообразованием в нижнем сечении ствола. Для обеспечения устойчивости горных пород плотность раствора регламентируется в диапазоне максимальных значений и определяется с учетом режима промывки и фактических градиентов гидроразрыва пород.

11.13. Предотвращение шламообразования и обеспечение очистки ствола от выбуренной породы достигается за счет регулирования скорости потока, реологии и плотности бурового раствора. При этом соотношение "динамического напряжения сдвига и пластической вязкости" должно быть более 150 обр. сек. (наиболее оптимальное соотношение - 400 обр. сек.). В качестве профилактики шламонакопления следует использовать вращение бурильной колонны и промывку при СПО.

При низких пластовых давлениях возможно использование полимерэмульсионного бурового раствора на основе лигносульфонатов.

Таблица 40

Потери давления в кольцевом пространстве за трубами типа ПН 88,9 мм длиной 1000 м в обсадной колонне при течении воды, кПа

#G0Рас-	Диаметр обсадной трубы, мм
ход	168,3	177,8
во - ды, л/с	Толщина стенки, мм
	7,3	8,9	10,6	12,1	5,9	6,9	8,1	9,2	10,4	11,5	12,7	13,7	15,0
3	2,45	2,92	3,55	4,26	1,33	1,46	1,64	1,83	2,06	2,31	2,63	2,94	3,41
4	4,06	4,83	5,87	7,04	2,21	2,42	2,72	3,02	3,41	3,83	4,35	4,86	5,64
5	5,99	7,14	8,68	10,41	3,26	3,58	4,01	4,47	5,04	5,65	6,43	7,18	8,33
6	8,25	9,82	11,94	14,32	4,49	4,93	5,52	6,15	6,94	7,78	8,85	9,88	11,46
7	10,80	12,87	15,64	18,75	5,88	6,45	7,23	8,05	9,09	10,19	11,58	12,94	15,01
8	13,64	16,25	19,76	23,69	7,43	8,15	9,14	10,17	11,48	12,87	14,63	16,35	18,97
9	16,76	19,97	24,28	29,11	9,13	10,01	11,22	12,50	14,11	15,81	17,98	20,09	23,31
10	20,16	24,02	29,20	35,00	10,98	12,04	13,50	15,03	16,96	19,02	21,63	24,15	28,03
11	23,82	28,38	34,50	41,35	12,97	14,23	15,95	17,76	20,04	22,47	25,55	28,54	33,11
12	27,74	33,05	40,18	48,15	15,10	16,57	18,57	20,68	23,34	26,16	29,75	33,23	38,56
13	31,91	38,01	46,22	55,40	17,37	19,06	21,36	23,79	26,85	30,10	34,23	38,23	44,36
14	36,32	43,28	52,62	63,07	19,78	21,70	24,32	27,08	30,56	34,26	38,97	43,52	50,50
15	40,99	48,83	59,37	71,16	22,32	24,48	27,44	30,56	34,49	38,66	43,97	49,11	56,98

Таблица 41