vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Часть III. Раздел 19. Оптимизация режима промывки скважины с учётом фактора "утяжеления" восходящего потока в заколонном пространстве выбуренной породой

p

gL

V

m

f

d

(

)gL p

заб

Q Q

п

kп ,

0

p

V

m

f

d

(

)gL p

н

Q

Q

п

пот .

0

Как видим, рзаб и рн являются функцией Q, vм и потерь давления pкп и pпот.

19.3. Оптимизация промывки скважины с учетом фактора "утяжеления" раствора выбуренной породой.

(19.17)

(19.18)

Предположим, что в заколонном пространстве движется ВПЖ и режим движения при любом значении Q структурный. Тогда формула (19.18) примет вид:

p		gL	V		f		(		)gL B Q
			m			d
	заб		Q	Q				п	kn
						o

При турбулентном режиме:

p	okn

.

(19.19)

p	заб

gL	V	f		(
	m		d
	Q Q				п
			0

)gL

Aкп

Q2

.

(19.20)

Получается, что рзаб является сложной функцией Q.

Легко доказать, что функции (19.19) и (19.20) имеют минимум.

В самом деле, при малой величине разности Q-Qо будет очень высока концентрация шлама в растворе, плотность ρсм приблизиться к плотности породы ρп, и величина рзаб будет определяться, в основном, составляющей ρсмgL (второй член уравнения). При очень больших расходах Q концентрация φ будет мала, плотность смеси ρсм будет практически равна ρ, но при этом резко возрастут потери ркп. В результате и в первом и во втором случаях рзаб будет велико. Следовательно, имеется оптимальный расход Qопт, при котором рзаб примет минимальное значение, при котором станет минимальным и дифференциальное давление на забое (и не только на забое). Разумеется, такой вариант промывки будет самым предпочтительным.

Сказанное в равной степени справедливо и для рн. Расчеты убедительно доказывают, что и рзаб и рн имеют минимумы, не совпадающие в общем случае по величинам Qопт.

С технологической точки зрения оптимизация по критерию рзаб имеет важнейшее значение, чего нельзя сказать о рн. Ввиду сложной зависимости между Q и ркп поиск Qопт целесообразно поручить ЭВМ.

Расчеты показывают, что существенное влияние выбуренной породы на рзаб начинается при vм > 10…15 м/час.

Список использованных источников

1.Осипов П.Ф., Скрябин Г.Ф. Оптимизация режимов бурения гидромониторными шарошечными долотами. – Ярославль: Медиум-пресс, 2001. – 239 с.

2.Маковей Н. Гидравлика бурения. – М.: Недра, 1986. – 536 с.

3.Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. – М.: Гостоптехиздат, 1963.

4.Осипов П.Ф., Самусенко И.М. Применение ЭВМ для выполнения гидравлических расчетов процессов промывки и спуска труб в скважину // Тр. Гипровостокнефти. – Вып. 32. - Куйбышев: Гипровостокнефть. – С. 31-36.

5.Осипов П.Ф. Методика расчета критических скоростей спуска колонны труб в скважину при самозаполнении их буровым раствором // Тр. Гипровостокнефти. - Куйбышев: Гипровостокнефть,

1980.

155

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПРИЛОЖЕНИЕ. Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины

ПРИЛОЖЕНИЕ.

Алгоритмы расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины.

156

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПРИЛОЖЕНИЕ. Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины

Лист 1. Потери давления в трубах при движении вязкопластичной жидкости.

He = d / 2

в

o в

Re

2100 7,3He0,58

в.кр

в

vкр= Reв.кр / (dв )

Q

d2v

в.кр

4 в

в.кр

Q <Qв.кр

нет

да

p 128Q Kм

16 o

в

d4

3d

в

в

или

найти численным методом из уравнений:

4 o

4

4

dв pв

4 po

1

po

;

Q

1

po

dв

128

3 pв

3

pв

v 4Q /( d	2 );	Re v d /
в	в	в в в
Senв= odв/(vв );	Reв* Reв /(1 Senв / 6)

в 0,075/(Re*в )0,125

pв в	8Q2 K
			м
			2d5
			в
	1

Лист 2. Потери давления в заколонном пространстве при движении вязкопластичной жидкости (ВПЖ)

157

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПРИЛОЖЕНИЕ. Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины

0,5

Qк.кр

2

2

v =25( / ) ;

D

dн

vк.кр

к.кр

o

4

нет

Q<Qк.кр

да

pк

128Q

16 o

D dн 3

D dн

3 D dн

vк

4Q

Reк

v D d

D2 d2

;

к

н

;

н

Sen

o D dн

Re*

Reк

v

;

1 Sen / 6 .

к

к

к

к

0,09

к(Re*к )0,125

8Q2

pк к 2 D dн 3 D dн 2

2

158

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПРИЛОЖЕНИЕ. Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины

Лист 3. Потери давления в заколонном пространстве за замками (муфтами) при движении вязкопластичной жидкости (ВПЖ)

0,5

Q

2

d

2

v

v

;

D

м

=25( / )

км.кр

км.кр

км.кр

o

4

8Q

D d

D d

2

2

2

2

2

p

1,25

м 0,75

м 2

к.мм

D d

D

d

D d

2

2

2

2

2

2

2

2

м

н

н

нет

Q<Q

км.кр

да

p

128Q l

16 l

p

м

o м

D d

к.мм

l

D d

3 D d

км

3

м

м

м

o

2

p

0,192Q l

p

м

D d

к.мм

l

D d

км

2

3

2

м

м

o

3

159

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПРИЛОЖЕНИЕ. Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины

Лист 4. Потери давления в трубах при движении псевдопластичной (степенной) жидкости (ППЖ).

'		1 3n		1	n 2				6464
					n 1
	n	2
f						;	Re			'	n
		n					в.кр		f
				2 n

		4 3n			3n 1			n
Q	Reв .кр d			K
						n
в.кр		2	7 3n

1 2 n

									нет
				Q<Q
					в.кр
					да
			4K		3n 1		Q			n
	в									м
								3
	p		в	8			в			K
					n
			d				d

4Q

4n

n

v

2 n

n

v

Re

8

d

в

в

;

1 n

в

2

в

K

dв

3n 1

0,3164

v

2

p

в

K

;

в

0,25

в

в

2d

м

Re

в

в

4

160

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПРИЛОЖЕНИЕ. Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины

Лист 5. Потери давления в заколонном пространстве при движении псевдопластичной (степенной) жидкости.

2n 1 2

n 2

'

n

1

n 1

f

;

n

2

n

Reк.кр= 4848 / f '(n)

1

2n 1 n

2 n

Reк.кр K

2

2

n

Q

D

d

к.кр

4

н

121 n D d n

н

нет

Q < Qк.кр

да

Q

n

pк 22 4n K

2n 1

2n 1

n D dн

D dн

vк

4Q

D2 d2

;

н

3n n

v2 n D- d n

Re 121 n

к

н

к

2n 1

K

к

0,09

;

p к к

v к2

Re0,125

2 D - d

н

5

161

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПРИЛОЖЕНИЕ. Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины

Лист 6. Потери давления в заколонном пространстве за замками (муфтами) при движении псевдопластичной (степенной) жидкости.

2n 1 2

n 2

'

n

1

n 1

f

n

n 2

Re

4848 / f ' n

км.кр

1

2n 1 n

2 n

2

2

Reкм.кр K

Qкм.кр

D

dм

n

4

121 n D d

м

n

2

2

2

p

8Q

1,25 D2

dм 0,75 D2 dм

2

кмм

2

2

2

2

D2

2

2

D

dм

dн

D2 dн

Q < Qкм.кр

нет

да

n

2 4n

2n 1 Q

lм

pкм 2

K

pкмм

D dм

2n 1

n D dм

lo

0,192Q2 lм

ркм

ркмм

3 D d

2

l

2 D d

м

м

o

6

162

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПРИЛОЖЕНИЕ. Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины

Лист 7. Потери давления в трубах при движении вязкой жидкости (ВЖ).

Re	4Q						2320 d
			;	Q			в	в
в	d			в.кр			4
	в	в
							нет
				Q<Q
					в.кр
					да
					64
				в	Re
						в

					0,25
		0,0003		68
0,11
в		d		Re
		в		в

		8Q
		2
p		2	5	K
в	в			м
		d
			в
		7

163

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПРИЛОЖЕНИЕ. Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины

Лист 8. Потери давления в заколонном пространстве при движении вязкой жидкости (ВЖ)

	4Q							2320 D d
Re	D d		;		Q				н	в
к					к.кр				4
	н	в
									нет
				Q<Q
							к.кр
							да
						64
			к			Re
							к

					0,25
		0,0003		68
0,11
к		D- d		Re
		н		к

				8Q
					2
	p			D- d		D d
	к	к
			2		3		2
				н		н

8

164

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПРИЛОЖЕНИЕ. Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины

Лист 9. Потери давления в заколонном пространстве за замками (муфтами) при движении вязкой жидкости (ВЖ)

	Re		4Q			Q		2320 D d
			D d		;			м	в
	км					км.кр		4
			м	в

			8Q						D d				D		d
			2						2		2			2		2
p							1,25				м 0,75					м 2
к.мм			D d						D	d			D d
		2			2						2					2
			2			2			2					2
					м						н					н

		нет
Q<Q
		км.кр
		да
		96
км		Re
		км

						0,25
		0,0003			68
	0,11
км		D- d			Re
			м
					км

Q l

p

2

p

км

м

к.мм

l

D d

D d

км

2

3

2

м

м

o

9

165

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ПРИЛОЖЕНИЕ. Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной системе скважины

Лист 10. Давление на насосах.

р	=А	2
		Q
трб трб

р	=А		2
			Q
обв		обв

						Q
						2
		p				2	2
		д
				2 f			д
		1				д
								4
	7	р =Σр
			в			вi
2								3
5		p =Σp			+Σp			6
		к	кi				кмi
8								9
		р =р +р
		п		в		к

р =р + р			+ р	+р
н	п	обв	трб	д

конец

166

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Критический подход к выбору плотности бурового раствора в связи с изменениями в “Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности”

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Итак, напомним требования “Правил…” по расчету плотности:

	Условие превышения гидростатического			Условие по ограничению репрессии
	давления над пластовым Р		> Р	на пласты Р		– Р	[ P]
		гст	пл	гст			пл
		Старая редакция «Правил…»:
	При глубине L 1200 м
	1,10 Кб	1,15		[	P] = 1,5 МПа
	1200 < L	2500
	1,05 Кб	1,10		[	P] = 2,5 МПа
	L > 2500
	1,04 Кб	1,07		[	P] = 3,5 МПа

Новая редакция «Правил…»:

При глубине L 1200 м

Кб = 1,10

L > 1200 Кб = 1,05

[ P] = 1,5 МПа

[ P] = 2,5 3,0 МПа

		Алгоритм расчета плотности:
	Исходя из 1-го условия			Исходя из 2-го условия
		Кб Рпл		пр		Рпл [ Р ]
		g Lпл				g Lпл

Окончательно принимается плотность не превышающая пр

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расчет давлений и эквивалентов градиентов давлений

L, м	GradРпл	,	m	Рпл	Ргор	Ргр	Кпл	Кгр
0	9,81	2300	0,32	0,0	0,0	0,0	1,00	1,61
1200	9,81	2300	0,32	117,7	270,8	189,7	1,00	1,61
1200	9,81	2300	0,32	117,7	270,8	189,7	1,00	1,61
1200,1	9,81	2300	0,32	117,7	270,8	189,8	1,00	1,61
1200,1	9,81	2300	0,32	117,7	270,8	189,8	1,00	1,61
2450	9,81	2300	0,32	240,3	552,8	387,4	1,00	1,61
2450	10,00	2400	0,37	245,0	552,8	425,8	1,02	1,77
2500	10,00	2400	0,37	250,0	564,6	434,7	1,02	1,77
2500	10,00	2400	0,37	250,0	564,6	434,7	1,02	1,77
2500,1	10,00	2400	0,37	250,0	564,6	434,8	1,02	1,77
2500,1	10,00	2400	0,37	250,0	564,6	434,8	1,02	1,77
2820	10,00	2400	0,37	282,0	639,9	492,2	1,02	1,78
2820	12,00	2450	0,37	338,4	639,9	515,5	1,22	1,86
3500	12,00	2450	0,37	420,0	803,3	645,1	1,22	1,88
	Исходные данные				Результаты расчета

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расчет плотности по интервалам

	L, м	Плотность min	Плотность max	Допустимая	Плотность	Плотность	Плотность	Допустимая
				плотность	min	max(2,5)	max(3)	плотность
	0	1,10	1,15		1,10	1,13	1,13	1,10
	1200	1,10	1,15		1,10	1,13	1,13	1,10
	1200	1,10	1,15		1,10	1,13	1,13	1,10
	1200,1	1,05	1,10		1,05	1,21	1,25	1,05
	1200,1	1,05	1,10	1,10	1,05	1,21	1,25	1,05
	2450	1,05	1,10		1,05	1,10	1,12	1,05
	2450	1,07	1,12		1,07	1,12	1,14	1,07
	2500	1,07	1,12		1,07	1,12	1,14	1,07
	2500	1,07	1,12		1,07	1,12	1,14	1,07
	2500,1	1,06	1,09		1,07	1,12	1,14	1,07
	2500,1	1,06	1,09	1,06-1,09	1,07	1,12	1,14	1,07
	2820	1,06	1,09		1,07	1,11	1,13	1,07
	2820	1,27	1,31	1,27-1,31	1,28	1,31	1,33	1,28
	3500	1,27	1,31		1,28	1,30	1,31	1,28
		Старые "Правила..				Новые "Правила..

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

График совмещенных давлений

,Глубинам	Индекс стратиграфического подразделения		Литология				Давление пластовое, Pпл												Характеристика давлений пластового (порового) и
																						гидроразрыва пород.
							Давление гидроразрыва, Pгр
																			Эквиваленты градиентов пластового давления (Кпл)
										в кгс/см2
																					и давления гидроразрыва (Кгр)
1		2	3	0	50	100	150	200	250	300	350	400	450	500	550	600	650	700	0,9	1,0	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8	1,9
0				0															0
	110	Q
				200										Рпл					200
300
	250	T1
				400	240									Ргр					400
					315
600
				600										D3f1 (кровля)					600
900				800										D3f1 (подошва)					800
				1000															1000
					750
1200				1200															1200
		P2
	995
1500		P1k		1400															1400
	1065
	1095	P1ar
	1140	P1s+a		1600															1600				Кпл
1800	1210	C1v																					Кгр
	1245	C1v
				1800															1800
																							Плотность min
2100	1470	D3fm3		2000															2000				Плотность max
				2200															2200

Глубинаспуска колонны, м				,
				Плотность буровогораствора г/см
				3
530 426	324	245	146	7

20

1100

250

1100

2400

2700

3000

3300

3500

2400 2400

				2500	1060
		2600	2600
		2800	2800
				2820
		3000	3000
2315	D3fm2+1	3200	3200		1270
2370	D3f3
2405	D3dm
2435	D3sr	3400	3400	3500
2485	D3dzr
2455	D3tm
2500	D3jr

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Выводы

1.По нашему мнению, для выхода из сложившейся ситуации при обосновании конструкции скважины необходимо применять старую обкатанную и надежную методику по расчету плотности.

2.При определении интервалов совместимых условий бурения предпочтительнее в качестве критерия использовать результаты поинтервального расчета плотности бурового раствора.

3.Новая редакция «Правил…» не обеспечивает эффективного и технологичного выбора плотности бурового раствора в силу заложенных в нее противоречий и неопределенностей.

4.При переходе на новую редакцию конструкция скважины излишне утяжеляется из-за большого числа обсадных колонн. Для сложных разрезов и сверхглубоких скважин вообще невозможно обосновать конструкцию, не нарушая требований «Правил безопасности…».

5.Рекомендовать пересмотреть существующий подход к определению плотности бурового раствора Госгортехнадзору РФ.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Жидкость в гидравлике рассматривается как совокупность материальных точек (частиц) в ограниченном объеме. Принимается, что материальные частицы жидкости заполняют пространство без пустот и разрывов. В этом заключается суть тезиса о непрерывности и сплошности жидкой среды. Сказанное полностью относится к буровым промывочным жидкостям. Из сказанного следует, что реальная жидкость заменяется на ее модель, причем модели могут изменяться (усложняться или упрощаться), в зависимости от целей исследований.

Буровой раствор является, как правило, суспензией: твердые частицы (глина, выбуренная порода, утяжелитель) взвешены в жидкости и не осаждаются в ней под действием сил тяжести. Такие суспензии называют седиментационно устойчивыми, несмотря на то, что плотность твердых частиц, равномерно распределенных в жидкой фазе, кратно превышает плотность жидкости. Устойчивость таких сред и дает возможность заменить реальную жидкость с явно выраженным дискретно меняющимся распределением массы, на модельную жидкость, имеющей плотность, равную средней плотности бурового раствора, подчиняющеюся тезису о непрерывности (сплошности) среды. Это позволяет рассматривать все механические характеристики жидкой среды (плотность, давление, скорость и т.д.) как функции координат точки пространства и времени, причем в большинстве случаев эти функции предполагаются непрерывными и дифференцируемыми.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

На выделенный внутри жидкости некоторый объем, находящийся в равновесии (в покое или в состоянии динамического равновесия) действуют силы, которые бывают двоякого рода: поверхностные и объемные.

Поверхностные силы, как следуют из названия, - это такие силы, которые распределены по поверхности выделенного объема и по своей величине пропорциональны этой поверхности. К ним относятся силы упругости, поверхностного натяжения, вязкости, давления окружающей среды и т.п.

Объемные (массовые) силы действуют на всю массу жидкости. Пример: силы тяжести, силы инерции и т.п.

И те, и другие приводят к возникновению деформаций и, следовательно, напряжений. В гидромеханике нормальные напряжения (от сил, действующих нормально к элементарной площадке) принято называть давлением. В покоящейся жидкости это давление называют обычно гидростатическим, а в движущейся – гидродинамическим.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Реограммы жидкостей реологически стационарных систем:

а – вязкая жидкость (1), псевдопластичная жидкость (2), дилатантная жидкость (3); б – вязко-пластичная жидкость (модель Кэссона-Шульмана);

в – вязко-пластичная жидкость (модель Бингама); г – вязко-пластичная жидкость (модель Шведова); д – тиксотропно-вязко-пластичная жидкость.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Реологической моделью жидкости называется зависимость касатель-
ных напряжений	от градиента скорости сдвигаγ	du	). Реологи-
		(или
о		dy
ческие модели заданы уравнениями с определеными реологическими
параметрами и отражают идеальное поведение реальных тел (табл.1).
Жидкости, в которых при постоянной скорости деформации на-
пряжения сдвига уменьшаются во времени, называют тиксотропными.
К наиболее распространенным тиксотропным системам относятся гли-
нистые суспензии, тампонажные цементные растворы, некоторые про-
дукты питания краски и т.д.

Реологические модели и их константы.

Реологическая

модель

Ньютона

ШведоваБингама

Оствальда-де- Ваале

ГершеляБалкли

Де-Хавена

Реологическое

Реологические параметры

уравнение

τ μ γ

μ

- динамическая вязкость, Па·с

τ τ

o

η γ

τ

o

- динамическое напряжение сдвига, Па;

η - пластическая (структурная) вязкость,

K

Па·с

τ K γn

- мера консистентности, Па·сn;

n

- показатель поведения (нелинейность)

τ τo K

n

τ

o

- динамическое напряжение сдвига, Па;

γ

K

- мера консистентности, Па·сn;

n

- показатель поведения (нелинейность)

τ

ηo

γ

ηo

- кажущаяся вязкость при скорости

n

1 Cτ

C

сдвига, близкой к нулю, Па·с;

- эмпирическая константа;

n

- показатель поведения (нелинейность)

Размерность

в ед. СИ

F·T/L2

F/L2

F·T/L2

F·Tn/L2

безразм.

F/L2

F·Tn/L2

безразм.

F·T/L2

безразм. безразм.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Участок С1С2 – это выдержка во времени системы на верхней границе по градиенту скорости, при которой происходило «разжижение» системы (в вискозиметре поддерживается постоянная скорость вращения до того момента, пока не стабилизируется показание по углу поворота пружины φ). Ниспадающая кривая, таким образом, является реограммой системы, тиксотропная структура которой предварительно разрушена (на участке С1С2).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Достоинства реометров типа Куэтта:

компактность и малый объем жидкости, необходимый для измерений;

возможность создания в зазоре постоянной скорости сдвига;

легкость контроля за температурой и ее регулирование;

хорошая воспроизводимость экспериментальных данных.

Недостатки:

непригодность их для исследования грубых суспензий, если зазоры малы;

возникает погрешность в результатах из-за осаждении твердой фазы в процессе измерений;

варьирование угла закручивания может происходить вследствие изменения концентрации в радиальном направлении под действием центробежных сил.

Уменьшение угла закручивания во времени можно объяснить разрушением гелевой структуры жидкости и изменением концентрации твердой фазы суспензии в осевом или радиальном направлении.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Технические данные ВСН-3

Диапазон измерения касательных напряжений и предельного статического напряжения сдвига (СНС):

	Па	дин	мг
		см 2
			см2
для пружины № 1	0-45		0-450
для пружины № 2	0-90		0-900
Диапазон измерения динамической вязкости ньютоновских
жидкос-тей при 200 об/мин:
	Па•с		сП
для пружины № 1	0,001 - 0,2	1 - 200
для пружины № 2	0,001 - 0,4	1 - 400

Основная приведенная погрешность измерения касательных напряжений не должна превышать 3%, динамической вязкости 5%, отклонение частоты вращения от номинальной 2% при температуре ок-

ружающей среды и жидкости 20 5 С.

Внутренний диаметр гильзы, мм

44 + 0,039

Наружный диаметр измерительного элемента

39,62 – 0,039

Высота измерительного элемента

60 – 0,19

Максимальный угол поворота измерительного элемента

0 270 + 5

Константа А

Па с об

сП об

мин град

мин град

для пружины № 1

0,15 0,003

150 3

для пружины № 2

0,30 0,006

300 6

Константа В

c об

сП см 2 об

мин

мин дин

1 -+0,0250,010

100 -+2,51,0

дин град

Константа k

Па

см 2

град

для пружины № 1

0,1675 0,0045

1,675 0,045

для пружины № 1

0,335 0,009

3,35 0,09

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	Касательные напряжения и градиенты скорости сдвига опреде-
	ляют-ся по следующим формулам:
					(2)
	= А
		= / B			(3)
	где - скорости вращения гильзы			(для ВСН-3 соответственно 200,
	300, 400 и 600 об/мин).
	Константу В можно определить и проверить по формуле:
	3000		ln	D
	В =	π		d	(4)
	где d - диаметр измерительного элемента, мм;
	D - внутренний диаметр гильзы, мм

Динамическая вязкость по модели Ньютона определяется по формуле:

= А В (5)

где - динамическая вязкость, Па•с (сП);

-угол поворота шкалы, град;

-скорость вращения гильзы, об/мин.

ВНИМАНИЕ! Измерение динамической вязкости всех ньютоновских жидкостей проводить при закрытых радиальных отверстиях в гильзе с помощью тарировочных резиновых колец.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Динамическая вязкость и предельное динамическое напряжение

сдвига по модели Шведова-Бингама определяются экспресс методом

по формулам:

= А В

(6)

(7)

= А

о

где - структурная (пластическая) вязкость, Па•с (сП);

дин

о

-динамическое напряжение сдвига, Па

2

;

см

и

-углы поворота шкалы в град, измеренные соответственно при

скоростях вращения гильзы

и

2

об/мин.

1

При отсутствии вискозиметров можно использовать эмпириче-

ские уравнения, которые дают малую ошибку,

когда раствор представ-

ляет собой глинистую либо шламовую суспензию. В случае химиче-

ской обработки приведенные ниже формулы весьма условны:

= 0,033 – 0,022

(8)

= 8,5

– 7

(9)

о

3

где - плотность бурового раствора [г/см ]; и в единицах СИ

о

Мера консистенции К [Па с] и показатель нелинейности n по модели Оствальда-де Ваале приближенно можно найти из формул:

n = 3,32 lg			600	(10)
			300
К = А	300
	300n			(11)

где 300 и 600 - углы поворота шкалы в град, измеренные соответственно при скоростях вращения гильзы 600 и 300 об/мин.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Более точно выбор модели и ее параметры можно найти, используя метод наименьших квадратов.

При использовании программируемых микрокалькуляторов или ПЭВМ конечные соотношения для определения реологических констант имеют вид:

	4
		i
Для модели Ньютона		1
			(13)
	4
		i
	1

Для модели Шведова-Бингама

Для моделей Гершеля-Балкли и Оствальда-де Ваале

m

m

m

m i

i

i i

1

1

1

m

2

m

2

m i

i

1

1

m

m

i

i

o

1

1

m

m

m

m

n

m xi yi

xi

yi

1

1

1

m

2

m

2

m xi

xi

1

1

m

m

К exp

yi

n xi

1

1

m

КСР=(1-n) К 100(n-1)

где m - число обрабатываемых точек (для ВСН-3 m = 4); КСР - iкритерий сдвигового разжижения, Па•сn;

x = ln i , y = ln i - для модели Оствальдаде Ваале x = ln , y = ln( i- о) - для модели Гершеля-Балкли

(14)

(15)

(16)

(17)

(18)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Сжимаемость жидкостей.

Капельные

жидкости под

воздействием

давления меняют свой объем.

Это свойство

характеризуется

коэффициентом

объемного

сжатия

β ,

представляющим

собой

V

относительное изменение объема жидкости на

изменение давления на единицу:

V

м

2

V

V p

Н

Величина,

обратная

β

называется

V

модулем объемного расширения k

H

.

V

м

2

Температурное

расширение оценивается

коэффициентом объемного расширения β :

V

t

V

V t

Примечание:

Известно, что при изменении действия на 10	МПа
объем жидкости уменьшается на 0,5%.,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Теплофизические свойства буровых растворов. Теплофизические свойства любого вещества

связаны между собой следующим соотношением:

λТ=асρ,

где λТ – коэффициент теплопроводности; а – коэффициент температуропроводности; с – удельная теплоемкость; ρ – плотность.

Коэффициент λ выражает то количество тепла в джоулях, которое проходит в течении одной секунды через стенку толщиной в 1 м и площадью 1 м2 при

разностях температур на поверхностях стенки, равной

10С:

C QT m t

Теплофизические свойства буровых растворов начали всерьез определять только после 1962 года. Установлено, что величина удельной теплоемкости «С» с увеличением плотности уменьшается и находится в

			ккал
пределах от 0,86 до 0,40						или, что то же самое, от
			кг 0 С
3,68·103	до 1,67•103	Дж			. Объясняется это тем,					что
		кг 0 С
глина	обладает низкой				по		сравнению	с водой
теплоемкостью (около 0,22					ккал		или 0,92•103		Дж	) и
					кг 0 С				кг 0 С

снижает первоначальную теплоемкость воды (4,19•103

Дж кг 0 С ).

Предложена эмпирическая формула для определения удельной теплоемкости водных суспензий глины:

С=[0,334+0,6745ρ-3,3]·4,19·103 Дж

кг 0 С

г

где ρ – плотность суспензии всм3 .

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

p	z	p	z
		0
g		g		0

Основное уравнение гидростатики, обычно представляют в виде:

р=р0+ρg(z0-z )

или

р=р0+ρgh,

где h – глубина погружения под уровень жидкости, где давление известно.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

li

li

p0

4

diв

D

di

p

0

l

l

i

i

4

d

D d

iв

i

p

4

l

l

i

i

ост

0

d

D

d

iв

i

0

pост

li

li

4

diв

D di

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

				gMh
р р e				mR T
				y
o
Эта формула известна под именем барометрической
Для природных газов чаще используется формула:
		0,03415 z z			o
p p e				mT
o

допустимо величину	0,03415	-4
	mT	принять равной 10

p poe z zo 10 4

vk.com/club1526850500,1				| vk.com/id446425943
	0,09								СНС =1
									СНС =2
	0,08								СНС =4
,МПа
	0,07								СНС =6
									СНС =8
вакуум	0,06
									СНС =10
	0,05
потребный	0,04
	0,03
	0,02
	0,01
		0
		0	0,002		0,004	0,006	0,008	0,01	0,012	0,014
			диаметр газового пузырька в растворе, м
dо3.г g d 2 К						ф	pа d	а3 d	г3 pа pв к
	6				о.г
		6 Kф	ра рв к						d				3
dа							pв к pа 1
			3						4,37	а
		g		ра
									Кф

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Эпюра скоростей при ламинарном движении вязкой жидкости

Эпюра скоростей при турбулентном движении вязкой жидкости

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
0	u

1	2	3	4	5
		u
		o

0

Эпюра скоростей в сечении потока вязкопластичной
жидкости при различных расходах и режимах движения
0	τo
	τR1	τR2

R

ro ro

Рис. Влияние расхода на размеры структурного ядра потока вязкопластичной жидкости в круглой трубе.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	l
	τ
0	R
	τ
	y	R	p
p			2
1

	Эпюра напряжений в круглой трубе.
При равномерном движении обе силы равны:
		2
	y p = 2 yl,
	yp = 2l,
	p = 2 yl .									(1)
При y = R (на стенке трубы) = . Тогда
	R		2l
	p							R
					R			.	(2)
Из уравнения (1.) следует, что				py
				2l .					(3)
При y = 0	= 0, а при y = R = . Из формулы (3) следует, что зависимость
	R
касательных напряжении от расстояния y					имеет линейный характер, причем,					на
самой оси напряжение равно нулю. Эпюра напряжений для круглых труб показана
на рис. Из неё видно, что справедливо соотношение
						y
					R .
		R
Следовательно,
						R		y
						R			(4)
или
		y			R
								.	(5)
							R

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вывод уравнения, описывающего профиль (эпюру) скоростей в круглой трубе при ламинарном или структурном режиме движения.

Отправных моментов два:

-доказанный ранее факт прямолинейности эпюры напряжении в круглой трубе; это выражается формулами (1) и (3);

-существование строгой количественной зависимости между и градиентом скорости du/dy, что конкретно выражается реологическими моделями.

Первый момент, как было показано, сводится, в частности, к соотношению (5):

y	R	.
	R
Дифференцируя, имеем:

dy	R	d
			.	(7)
	R

Рис. К выводу уравнения расхода вязкопластичной жидкости.

Второй момент свидетельствует о существовании реологического уравнения

duf dy ,

а, следовательно, и обратной ей, так называемой реологической функции:

	du
			(8)
	dy	.

Здесь знак (? ) должен быть потому, что скорость u с увеличением y уменьшается

(знаки приращений u и y не совпадают).

Например, для ВПЖ реологическое уравнение имеет вид:

			du
	o
		dy

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вывод уравнения профиля скоростей для случая движения вязкопластичной жидкости в круглой трубе при структурном режиме движения.

Подставим в уравнение (10) реологическую функцию (9):

0 d

u

R

R

d

R

R

R

R d

R

R 0 d

R

R

R

R

R

2

2

R

R R

2

R

0

R

0 R

0

1

1

2

2

2

2

R

R

R

R

Чтобы избавиться от R , вспомним уравнение (2), из которого следует:

pR

R

2l .

(11)

Подставим (11) в последний результат и одновременно заменим / R на y/R в соответствии с (4):

.

pR2

y

2

R o

y

u

1

.

1

R

2

4 L

R

Окончательно:

u

p

R2 y2 o R y

(12)

4 l

.

Ранее было показано, что при y = ro

u = uo , где uo скорость движения "твердого"

структурного ядра. Следовательно,

u

p

R2 r 2

o R r

o

.

(13)

4 l

o

o

Выразим p в последнем уравнении через остальные:

4 l

o R ro 4 l

p uo

R2 r 2

,

R2 r 2

o

o

p uo

4 l

4 ol

R2 r 2

R r

.

(4.14)

o

o

Формула (14) не имеет практического значения. Дело в том, что измерить или каким-то косвенным методом вычислить uo , ro практически невозможно. Имеют конкретное значение уравнения (12) и (13). На их основе получена формула Букингэма.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	R	4	p									4				p					1						p						4
Q					1
																		o											o
	8 l											3				p					3							p
Это уравнение носит имя Букингэма, и было получено им в 1921 году
						p							2l					o
							o								R
	4													2l o															2l o						4
Q R p										4													1
				1
	8 l									3													3							Rp
																Rp
	Обозначим p /p через
																o
	Sen																	8
							1								4						1			4
															3							3
	p					po										2 ol									4 ol
																R											d

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расчетные значения потерь давления при структурном режиме движения вязкопластичной
жидкости по трубе с внутренним диаметром 0,107 м и длиной 1000 м
Реологические па-	Расход жидко-		Точное решение		Приближенное	Погрешность,
раметры	3			Букингэма	решение Бингама	%
	сти, м	/с
				р, Па	р*, Па	p * p	100
						p
= 4Па	0,001		0,860	173875	205594	18,24
0
=0,02 Па с	0,002		0,0805	185870	211810	13,96
*
	0,004		0,730	204839	224243	9,47
	0,006		0,675	221530	236677	6,84
	0,013	*	0,550	271878	280193	3,06
=8 Па	0,001		0,900	332295	404971	21,87
о
=0,02 Па с	0,002		0,860	347751	411187	18,24
*
	0,006		0,764	391447	436064	11,40
	0,0183		0,6105	489870	512518	4,62
*) Расход, равный критическому, при котором структурный режим течения переходит в турбу-
лентный.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расчет потерь для ВПЖ vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943Потери в трубах

He = d2

/ 2

в

o

в

Re

2100 7,3He0,58

в.кр

в

vкр= Reв.кр / (dв )

Q

d2v

в.кр

4

в

в.кр

Q <Qв.кр

нет

да

p

128Q K м

16 o

в

d

4

3d

в

в

или

найти численным методом из уравнений:

po

4

o

d 4 p

4 p

1

p

4

;

Q

в

в

1

o

o

d в

128

3 p в

3

p

в

vв 4Q /( d в	);	Reв		vв d в /
Senв= odв/(vв );	Re*в		Reв /(1 Senв / 6 )

в 0,075 /(Re*в )0,125

pв	в	8Q2 K		м
			2d 5
			в

1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Потери за трубами

v	=25( /)	0,5	Qк .кр				D	2	d	2	v
		;								н
к.кр	o					4
									нет
		Q<Q
				к.кр

к .кр

да

p	к

v	к

Sen	к

128Q							16
D d			D d				o
							3 D d
		3
	н			н

4Q

Re

v

к

D d

н

D

d

;

2

2

к

н

o

D d

н

Re

Re

к

v

;

*

к

1 Sen

к

к

				0,09
		к		(Re	*	)	0,125
					к

						8Q
							2
p	к		к		2	D d			D d
							3			2
						н			н

н

;
/ 6	.

2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Потери за замками

vкм.кр=25( o/)0,5

; Qкм.кр

D 2

d м2

vкм.кр

4

8Q2

D2

d

2

D2

d

2

p

1,25

м

0,75

м

2

к .мм

2

D

2

d

2

2

D

2

d

2

D

2

d

2

м

н

н

Q<Qкм.кр

нет

да

128Q lм

16 olм

pкм

pк .мм

d м

3

d м

3 D d м

D

D

lo

0,192Q2lм

pкм

pк .мм

2

D

3

2

d м D

d м

lo

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расчет потерь для ППЖ

Потери в трубах

1 3n 2

n2

6464

1

f ' n

n1

Reв .кр

;

f

' n

n

2 n

1

3n 1 n

2 n

Re в .кр d

4 3 n K

n

Q в .кр

2 7 3 n

нет

Q<Qв.кр

да

4K

3n 1

Q

n

pв

8

K м

dв

n

3

dв

vв

4Q

1 n

4n

n vв2 ndвn

Reв

8

d

2 ;

K

3n 1

в

0,3164

p

v в2

K

Re0,25 ;

в

в

м

в

2d

в

в

4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Потери за трубами
	2 n 1 2						n 2
				1
f ' n							n 1
							;
	n	2			n

Reк.кр= 4848 / f '(n)

1

n

2n 1

2 n

D

Reк .кр

K

Q

2

d

2

n

к .кр

н

D dн n

4

121 n

Q < Qк.кр

нет

да

Q

n

pк 22 4n K

2n 1

D

d

2n 1

n D d

н

н

	vк		4Q
			D2		d 2		;
						н
Reк 12	1 n		3n n vк2 n D - dн n
								K
		2n 1

		0,09		p			v 2
							к
к		Re0,125 ;		к		к 2 D - d н

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 Потери за замками

f ' n	2n 1 2		1
	n	n 2

n2

n1

Reкм .кр 4848 / f ' n

1

2n 1 n

2 n

D 2

d м2

Re

км .кр

K

Qкм .кр

n

4

n

121 n D d

м

8Q

2

D2 d

2

D2 d

2

м

м

pкмм

2 1,25

2

0,75

2

D2 d

d

d

2

2

м2

D2

н

D2

н

Q < Qкм.кр

нет

да

2n 1 Q

n

2

4 n K

l

м

pкм 2

pкмм

D d м

2 n 1

n D d

м

lo

2

0,192Q lм

ркм

ркмм

d м 3 D d м 2

2 D

lo

6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расчет потерь для ВЖ Потери в трубах

Re
в

в

4Q			;	Q			2320 d
								в	в
d				в .кр			4
		в
в
			Q<Q					нет
					в.кр
					да
					64
			в		Re
					в

	0,0003			68		0,25
0,11
	d			Re
		в
				в

				2
p			8Q				K
	в			2		5		м
		в
					d
						в

7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Потери за трубами

Reк	4Q		;	Qк.кр	2320 D dн в
	D d				4
	н	в

нет

Q<Qк.кр

да

к 64

Re к

		0,0003			68	0,25
к	0,11
		D - dн
					Reк

pк к	8Q2
	2 D - d	3 D d	2
	н	н

8

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Потери за замками

Reкм

4Q

;

Qкм.кр

2320 D d м в

D d м в

4

8Q

2

D

2

d

2

D

2

d

2

pк .мм

1,25

м

0,75

м

2

2

2

2

2

2

2 D 2

d

м2

D

d

н

D

d

н

нет

Q<Qкм.кр

да

км 96

Reкм

		0,0003		68	0,25
км	0,11
		D - d м
				Reкм

			кмQ2lм
pкм				pк .мм
			D d м 3 D d м 2
	2			lo

9

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Суммарные потери давления

ртрб=Атрб Q2

робв=Аобв Q2

		p	Q2
		д	2 2 f		2
			д	д
		1				4
	7	рв=Σрвi
2						3
5		pк=Σpкi+Σpкмi				6
8						9
		рп=рв+рк

рн = рп + робв + ртрб + рд

конец

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Потери на долоте

							Q				2
		p	д			2					2					f	2
										д							д
							8Q							2
		p						d					z
			д				2			2									2
																2
									о										д
												н					п
	д					2						2						2		2
						п												н		п

п = 0,82, н=0,985

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. Насадка гидромониторного долота.

Рис. Схема промывочного узла гидромониторного долота.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

do

lo

lc

d pос Схема распространенитя затопленной струи, истекающей в тупик

- текущий диаметр струи;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

А.К. Козодой предложил упрощенную модель распространения затопленной струи, которая сводится к тому, что граница струи представляет собой коническую поверхность, в том числе и в пределах начального участка. Совместив эту схему с известным положением о постоянстве количества движения по сечениям струи, он получил широко используемые формулы для

определения диаметра струи d и гидродинамического давления

по ее оси pос (рис. выше):

d d o ( 1 am

m = lс / do , pо = po ,

po vo2 / 2 ,

		1 am	2
		0
		1 am

mo = lo / dн ,

) ,

,

где d

- относительная величина осевого гидродинамического давления струи (сокращенно в дальнейшем изложении: “относительное осевое давление струи”);

vo - средняя начальная скорость струи на выходе из насадки;

lo, lс - соответственно расстояния до начального и текущего (на основном участке) сечений струи;

a - коэффициент расширения струи; mo - относительная длина ядра струи;

m - безразмерное (относительное) расстояние от насадки;- плотность жидкости.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

				1
		д		1,052 0,435	2

f f

o п

d d

2 o 2 п

			1
	д
				d
			1,052 0,435
				d

4 о 4 п

v

2

d

4

p

o

o

1,052 0,435

4

д

2

dп

8Q

2

d

4

1,052 0,435

p

o

2

2

4

д

d

z

2

d

o

п

0,25

8,42Q2

do

Q

2

p

2 z2

3,5

д

dп4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Эффективное давление, МПа; Сила удара струи, кН

		Критерии оптимизации
4					250
			3.85
		231.3
3
		Сила удара струи			200
		Рэф - 2 насадки, Lстр=12 см				кВт
2		Рэф - 3 насадки, Lстр=12 см
		Рэф - 3 насадки, Lстр=15 см				,
						струй
		Рэф - 2 насадки, Lстр=15 см
					150	мощность
1		Гидравлическая мощность
		0.41				Гидравлическая
0
					100
		-0.74
-1		-0.86
					50
		-1.61
-2
-3					0
15	20	25	30	35	40
		Расход,	л/с

Гидравлическая мощность Nзаб и сила удара Wзаб струй – стандартные критерии оптимизации гидромониторной промывки,

которые необходимо иметь по возможности в максимуме:

Nзаб = pд•Q (экстремум функции при pд = 2/3•pдoп )

Wзаб = ρ•Q•Vo (экстремум функции при pд = 1/2•pдоп )

где pдоп - допустимое давление на манифольде (либо на цилиндровых втулках насосных агрегатов)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Влияние длины струи на Рэф

Эффективное давление, МПа

8

7

6

5

4

3

2

1

0

-1

-2

-3

Рэф - 2 насадки, Lстр=15 см Рэф - 2 насадки, Lстр=12 см

Рэф - 2 насадки, Lстр=9 см Рэф - 2 насадки, Lстр=6 см

Рэф - 3 насадки, Lстр=15 см

Рэф - 3 насадки, Lстр=12 см Рэф - 3 насадки, Lстр=9 см Рэф - 3 насадки, Lстр=6 см

15

20

25

30

35

40

Расход, л/с

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Эффективное давление, МПа

0.5

0

-0.5

-1

-1.5

-2

-2.5

-3 15

Влияние глубины на Рэф при 2-х насадках и Оптимальный расход

L=2444 м
L=2600 м
L=2900 м
L=3200 м
L=3486 м
Оптимальный расход - 2 нас.
Оптимальный расход - 3 нас.
20	25	30	35	40	45
		Расход, л/с

Однако все приведенные критерии схожи в том, что по их значениям нельзя оценить уровень достаточности (недостаточности) или избыточности интенсивности промывки. Известные рекомендации

в отношении критических величин Nзаб, Wзаб или pос, найденные для одних условий бурения, практически малопригодны для других. По ним совершенно невозможно предсказать результаты применения гидромониторных долот.

На кафедре предложен критерий pэф, названный “эффективным давлением струи”, который лишен отмеченных недостатков. Величина pэф вычисляется по формуле:

pэф = pос pдиф ,

(4)

где pдиф - динамическое дифференциальное давление.

pдиф = gLскв + pкп pпл = pст + pкп ,

(5)

где pкп - потери давления в заколонном пространстве, pпл - пластовое давление,

pст - статическая репрессия, Lскв - глубина скважины.

Заметим, что впервые предложен критерий промывки, учитывающий геологические условия бурения - pпл.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
	1 , 2				2 2 0			4
	1				2 0 0			3,5					1
													2
		2						3
	0 , 8				1 8 0
струидавлениеЭффективное, МПа							струидавлениеЭффективное, МПа	2,5
	0 , 6				1 6 0	мощностьГидравлическая, кВт		2
		3
	0 , 4				1 4 0			1,5
	0 , 2				1 2 0			1
	0				1 0 0			0,5
		1						0
- 0 , 2					8 0
								-0,5
- 0 , 4					6 0
								-1
- 0 , 6					4 0
	1 6	2 0	2 4	2 8	3 2			-1,5
								1000	1500	2000	2500	3000	3500
		Р а с х о д ж и д к о с ти , д м 3 / с							Г лу бина с к ва ж ины , м
Р и с . 1 . З а в и с и м о с т и э ф ф е к т и в н о г о д а в л е н и я с т р у и и								Рис. 2. Изменение эффективного давления
з а б о й н о й г и д р а в л и ч е с к о й м о щ н о с т и о т р а с х о д а :									струи с глубиной скважины:
1 - p эф		п р и т р ё х н а с а д к а х ;							1 -при трёх насадках;
2 - p эф		п р и д в у х н а с а д к а х ;							2 -при двух насадках.
3	- N з а б .

	5				1	Рис.	3.	Влияние	приближения
					1'		насадок к забою на величину
	4
					2		«эффективного		давления»
					2'
							струи:
	3				3
МПа				3'	3'	1 - длина струи 120 мм при трех
	2					насадках;
давлениеструи,
		1'		3		1' - то же при двух насадках;
	1					2 - длина струи 100 мм при трех
				2'
		1				насадках;
Эффективное	0					2' - то же при двух насадках;
				2
						3 - длина струи 80 мм при трех
	-1					насадках;
						3' - то же при двух насадках.
	-2
	2500		3000	3500	4000
			Г л у б и н а с к в а ж и н ы, м

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Гидравлическая характеристика скважины

(ГХС).

Гидравлическая характеристика насосов

(ГХН).

Их совмешение с учетом технологических и технических ограничений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. Общий вид зависимостей р(Q) при промывке скважины вязкопластичной жидкостью: 1 – потери давления в заколонном пространстве; 2

– суммарные потери давления (сумма потерь в трубах и в заколонном пространстве); 3 – давление на насосах.

Рис. Общий вид зависимостей р(Q) при промывке скважины псевдопластичной жидкостью: 1 – потери давления в заколонном пространстве; 2 – суммарные потери давления (сумма потерь в трубах и в заколонном пространстве); 3 – давление на насосах.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

25.0

20.0

МПа
давления,	15.0
Потери	10.0
	5.0
	0.0

		0.0
		6.0
	, МПа	5.0
	давление	4.0
	Дифференциальное	3.0
		2.0
		1.0
		0.0

Гидравлическая характеристика скважины

Вертикальная скважина Pн Pкп Рцс Горизонтальная скважина Pн Pкп Рцс

5.0	10.0	15.0	20.0	25.0	30.0	35.0	40.0
		Расход на насосах, л/с

Вертикальная скважина

Горизонтальная скважина

0.0

1.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

Расход на насосах, л/с

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	Насосные агрегаты					и их технические характеристики.
Шифр					Диаметр цилиндровых втулок,					мм
насоса	Импортные			203	196	190	184	177	171	165	158	152	146
	Отечествен.			200	190	185	180	170	160	150	140	130	120
У8-6М,	Qт*10	3	, м/с		48-		40,4-	35,6-	31-	26,7-	21,7-	19,7-
					32		27	23,6	20,5	17,8	14,6	12,6
	рв.доп,	МПа			11,1		12,5	14,3	16,9	19	22,3	25
БРН-1,	Qт*10	3	, м/с				34,2-	30,4-	26,6-	23,1-	19,8-	16,8-
							22,2	19,8	17,3	15	12,9	10,9
	рв.доп,	МПа					9,8	11	12,5	14,4	16,9	20
НБТ-600,	Qт*10	3	, м/с				43,1-	38,3-	33,9-	29,8-	26-	22,3-	19,1-
							28,8	24,8	22	18,7	16,9	14,4	12,4
	рв.доп,	МПа					11,3	12,7	14,3	16,2	18,7	21,6	25
У8-7МА2,	Qт*10	3	, м/с	50,2-	44,8-		39,8-	35-	30,5-	26,3-	22,3-
				32,6	29,1		25,8	22,7	19,8	17	14,4
	рв.доп,	МПа		14,2	15,9		18	20,4	23,4	27,2	32
УНБТ-950	Qт*10	3	, м/с				46,1-	41,1-	36,4-	32,0-	27,1-
							32,3	28,8	25,5	22,4	19,0
	рв.доп,	МПа					19	21	24	27,5	32
2Р-1300,	Qт*10	3	, м/с	51 -	47 -	44 -	41-	38 -	35 -	32-	29-	26 -	24 -
Румыния,				34,9	33,1	30,5	28,6	26,6	22,7	20,8	18,9	16,9	15,6
	рв.доп,	МПа		16,2	17,4	18,5	20,1	21,7	23,6	25,7	28	31,2	34

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. Гидравлическая характеристика бурового насоса (насосов).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. Совмещение гидравлических характеристик насосов и скважины.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. График полных давлений в трубах и заколонном пространстве: 0m - линия гидростатического давления столба бурового раствора; kn и cs - прямые, параллельные 0m; 0pн - отрезок, соответствующий давлению на насосах при промывке; kpн - суммарные потери давления в трубах; a’a - потери давления внутри УБТ; bc=sk - перепад давления на долоте; cm - суммарные потери в заколонном пространстве; d’d - потери давления за бурильными трубами. (Стрелками показано направление движения жидкости).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Методика определения гидродинамических давлений

при равномерном движении труб.

Постановка задачи. Вывод уравнения скорости спутного потока.

Попытки строго теоретического решения задачи выглядят не очень убедительными, прежде всего, по причине неустойчивости во времени эпюры скоростей, о чем говорилось выше. С другой стороны, не вызывает у практиков вдохновения громоздкость решений, требующих применения вспомогательных таблиц и т.п. и потому трудно реализуемые даже на ЭВМ.

В практике расчетов гидродинамического давления pгд или

допустимых скоростей uдоп спуска (подъема) колонн предпочтение (и вполне заслуженное) отдается методике, предложенной впервые Ормсби и базирующейся на использовании принципа суперпозиции и понятия эквивалентной скорости. Принимается, что суммарный эффект влияния

Qск и Qвт “эквивалентен” потерям давления при промывке скважины с

эквивалентной скоростью vэкв , определяемой по формуле:

vэкв = uт Kск + uт dн2/(D2 – dн2).

Перейдем к эквивалентному расходу:

Qэкв = vэкв (D2 - dн2)/ 4;

Qэкв = uт Kск (D2 - dн2)/ 4 + uт dн2/4.

Первое слагаемое в уравнении - это отражение влияния Qск на pгд, а второе – численно равно Qвт.

Чтобы найти pгд для заданной скорости движения uт в случае движения одноразмерной колонны, достаточно расход Qэкв считать

расходом промывки Q через заданную колонну в той же скважине и, пользуясь известными методиками и формулами для промывки, найти потери давления в затрубном пространстве. Эти потери и будут численно равны искомому гидродинамическому давлению при спуске колонны (с положительным знаком) или при ее подъеме (с обратным знаком).

Kск=0,5 0,38 , где = r/R=dн/D.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Гидродинамические давления и допустимые скорости движения труб при СПО

	Гидродинамическое давление, МПа				Допустимая скорость, м/с
				Ркп		Ргр
L,м				с	с промывкой	с	с
	с			самозапол	при	самозапол	промывкой
	самозапол	с обратным	с	нением	ограничении	нением	при
	нением	клапаном	промывкой	при	Ркп.доп	при	ограничени
775	0.11	0.12	0.21	3.15	2.16	4.57	3.39
725	0.10	0.11	0.21	3.19	2.18	4.64	3.47
675	0.10	0.11	0.20	3.23	2.23	4.69	3.52
625	0.09	0.10	0.19	3.28	2.3	4.76	3.61
575	0.09	0.10	0.18	3.36	2.34	4.83	3.68
525	0.08	0.09	0.18	3.4	2.41	4.93	3.78
475	0.08	0.09	0.17	3.44	2.49	4.98	3.85
425	0.07	0.08	0.17	3.52	2.55	5.08	3.96
375	0.07	0.08	0.16	3.56	2.62	5.18	4.03
325	0.06	0.07	0.15	3.64	2.68	5.27	4.16
275	0.05	0.06	0.12	4.04	3.07	5.83	4.71
250	0.05	0.05	0.11	4.18	3.20	6.00	5.00

0.009
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943						0.009		y = 12.721x-0.1251
								R2 = 0.9809
0.008						0.008
Па.с		T	-->					T -->
		T <--				Па.с		T <--
								T	-->
вязкость			2			вязкость		T <--
									2
		Степенной (T		-->)				Степенной (T -->)
								Степенной (T		-->)
		y = 0.025x-0.345							-0.345
								y = 0.025x
Пл.		R = 0.9894				Пл.		R = 0.9894
0.007						0.007
0.006						0.006
						20	30	40	50	60
20	30	40	50		60
		Температура, С						Температура, С

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Зависимость гидродинамического давления от глубины

Глубина нахождения башмака колонны , м

200
250	с самозаполнением
	с обратным клапаном
300	с промывкой
350

400

450

500

550

600

650

700

750

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25

Гидродинамические давления, МПа

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глубина спуска колонны, м

200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750

Зависимость допустимой скорости спуска от глубины

с самозаполнением при ограничении Ркп.доп

с промывкой при ограничении Ркп.доп

с самозаполнением при ограничении Ргр

с промывкой при ограничении Ргр

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

Допустимая скорость,

м/с

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Гидродинамические соотношения для разных диаметров труб и скважины

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050В глубоком| vk.com/id446425943бурении используется три типа трубных колонн: бурильные, обсадные и колонны насосно-компрессорных труб (лифтовые колонны).

Специалисты-практики часто не придают должного значения выбору типоразмеров труб. Например, при бурении долотами диаметром 215,9 мм находят применение стальные бурильные трубы диаметром 102, 114, 127, 140 мм и легкосплавные диаметром 147 мм. Между тем гидродинамические давления, возникающие в скважине при движении разных по диаметру колонн с равными скоростями, и потери давления при промывке с равным расходом будут совершенно разными. Представим себе, что мы в обсаженную трубами диаметром 245 мм скважину глубиной, например, 2050 м, которая заполнена вязкопластичной жидкостью с известными реологическими параметрами, спускаем поочередно колонны одноразмерных труб разного стандартного диаметра (без долота и обратного клапана). Каждая из этих колонн имеет одну и ту же длину 2000 м. Поскольку забой ниже на 50 м глубины расположения последней трубы, имеется возможностьспуска колонн с заданной скоростью, например, 2 м/сек. Затем, остановив колонну, начнем промывать скважину с одним и тем же расходом, например, 30,0 дм3/с (разумеется, тоже поочередноР Р )Р. ЗафиксируемР Р замеренныеР или

расчетные значения гд , кп и пот в кп , где:в - потери давления

Ркп

внутри труб, - потери давления в заколонном пространстве.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
В скважину диаметром 225 мм (внутренний диаметр обсадной
колонны диаметром 245 мм с толщиной стенки 10 мм) могут быть
спущены практически все стандартные бурильные трубы диаметром											d
от 60,3 до 168,3 мм включительно. Если для всех труб выполнить
замеры или гидравлические расчеты (без ЭВМ				сделать						это
практически невозможно) и представить результаты в виде
зависимостей Ркп , Ргд и Рпот от d, то получим графики,				изображенные
на рис. 3.
Выясняется, что для любой скважины, диаметр которой Dскв											,
существует бурильная труба с наружным диаметромd0 ,				при промывке
через которую сумма потерь давленияРв		и Ркп	будет минимальной
(точка C0 на кривой Рпот ).
С энергетической точки зрения такой диаметр труб является
оптимальный. Вместе с тем этот вариант невыгодно отличается от
других довольно высокими и абсолютными и относительными
потерями в заколонном пространстве. Потери пот			(отрезок		0		)
		Р			d	l				).
составляют приблизительно 35-40 % от общих потерь (отрезок 0									0
Расчеты показывают, что величина 0	/ скв						d	C
		не зависит от диаметра
d	D

скважины и равна 0,65 ... 0,67. Этому варианту (оптимальному по критерию "суммарные потери давления") почти идеально соответствует вариант применения бурильных труб диаметром 140 мм в скважине диаметром 215,9 мм.

vk.com/club152685050Мы выше| vkуже.com/id446425943отмечали,

что в отношении критерия "потери в

кольцевом пространстве" этот вариант далек от оптимального. В этом

отношении

несомненное

преимущество имеет

бурильная

труба

диаметром d1 , при которой Р

кп

составляет около 10 % отР

(отрезок

пот

d1l1 по сравнению

с отрезком

d1a1 ).

Любопытно отметить, что

существует

второй

d

, при которойРпот

вариант - труба диаметром2

будут теми же (отрезок d 2 a2

:

Р

=

P1,2

), но Р

кп

составит основную

пот

долю потерь в циркуляционной системе. Разумеется, вариантd2

должен быть отвергнут как с позиции критерияРпот

, так и Ркп . Если

сравнивать варианты d1 иd2

, то предпочтение должно быть отдано

первому, при котором, по крайней мере, несопоставимо меньше Ркп .

Особый интерес вызывает критерий "гидродинамическое

давление при спуске (подъеме)". Оказывается, что минимумуРпот

(точка C0 ) почти точно соответствует максимумРгд

С

(точка ). При

всех остальныхd Ргд

будет меньше. Левую (ниспадающую)

ветвь

кривой Ргр

объяснить легко: чем меньше по размерам труба, тем

меньше расход вытесняемой жидкостиQв т

, вносящий основную долю

в величину Qэ . Труднее поверить в существование правой ветви.

d

Трудно представить, что увеличение

и уменьшение зазоров между

скважиной и трубами может сопровождаться уменьшениемР

. Но

гд

объяснение имеется. Дело в том, что речь идет об "открытых" колоннах.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Увеличение d означает и увеличение внутреннего диаметра труб. Вытесняемая жидкость устремляется туда, где меньше гидравлические сопротивления, а они оказываются меньше в трубе, а не в заколонном пространстве. Резко увеличивается Qв , следовательно,

столь же резко уменьшается Qэ со всеми вытекающими последствиями в отношении величиныРгр .

Вернемся к вариантуd0 . Он оптимален с точки зрения экономии энергии на промывку, но не оптимален в отношении давлений при

				P
движении колонны и не очень привлекателен в отношениикп .
Все диаметры более	d	0	должны	быть отвергнуты.	Примером
такого варианта является легкосплавная				бурильная труба	диаметром
147 мм в скважине 215,9 мм или стальные трубы диаметром 127 мм						в
скважине 190,5 мм.					d0
						в
Напрашивается вывод: оптимальная область находится левее
области малых Pкп , поскольку ограничение давлений в					заколонном

пространстве всегда целесообразно, а в ряде случаев - крайне необходимо.

Если ограничить кп	величиной 10...20 % от				пот	, то оптимальным
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943P				Р
отношением (для роторного бурения)			d 0	Dскв		становится область
0,53 < < 0,58 .
При турбинном	бурении	оправдано	стремление				передать	на
забой гидравлическую мощность с минимальными							потерями	в
циркуляционной системе. А это делает обоснованным некоторое
стремление к более	высоким	(но не	более			0,67). Для случая

применения забойных двигателей рекомендуется в пределах от 0,56 до

0,65.

Витоге получается, что при роторном бурении долотами 215,9

ммследует пользоваться трубами не более 114 ... 127 мм. При турбинном - трубами 127 мм. Применение труб диаметром 147 мм следует всячески ограничивать. Такой вывод справедлив только для долот диаметром 215,9 мм.

Аналогичные расчеты выполнены и для обсадных и насоснокомпрессорных труб, у которых диаметры соединительных муфт

отличаются от диаметров самих труб в меньшей степени, чем		у
d	0	,
бурильных труб. По этой причине несколько смещаются величины

при этом характер зависимостей не меняется.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При выборе диаметров обсадных труб практически не учитываются
гидродинамические условия. Другое дело - насосно-компрессорные
трубы, при использовании которых имеют конкретное значение все
перечисленные ранее гидродинамические параметры (критерии).
d	при выборе способа
Например, следует учитывать величину
d
промывки. Еслиd > 0 , то лучше промывку скважины осуществлять
методом "обратной" промывки. Тогда в	P	"выступят" потери в
	роли кп
трубах, и избыточное давление на пласт будет меньше, чем при
"прямой" промывке.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Борьба с поглощением. Регулирование реологических параметров для снижения интенсивности поглощения и для улучшения выноса шлама

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	Классификация поглощений и рекомендации по их профилактике и ликвидации
	Характеристика поглощений						Рекомендации
Тип	Подтип	Класс		Коэффициент гид-	По предупреждению			По ликвидации
				ропроводности
				q 10-4
Поглоще-	Уход бурового	Заполнение		более 5,0	Бурение с продувкой			Механическая	изоляция
ние без раз-	раствора в	пустот						пласта
деления фаз	пласт	Заполнение		более 5,0	Бурение на равновесии			Механическая	изоляция
		каверн с вы-						пласта
		теснением
		пластовой
		жидкости
	Фильтрация	Фильтрация	в	1,0-5,0	Бурение	на	равновесии,	Механическая и физико-
	бурового рас-	естественные			использование		тиксотроп-	химическая	изоляция
	твора в пласт	трещины			ных жидкостей			пласта
				0,1-1,0	Использование		жидкостей	Физико-химическая изо-
					с повышенными тиксо-			ляция пласта
					тропными и адгезионными
					свойствами
		Фильтрация	в	0,01-0,1	Уменьшение		гидродина-	—
		искусствен-			мических репрессий
		ные трещины		<0,01	Уменьшение		гидродина-	—
					мических	репрессий до
					значений	недопускающих
					гидроразрывов
Поглоще-	—	—		0,0-0,01	Уменьшение		водоотдачи,
ние с разде-					применение смазывающих
лением фаз					веществ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

				Оценка объема поглощаемого раствора
	7000
		I	-Объем поглощения;пористость 0,4; пласт 50 м								90
	6000	II -Объем поглощения;пористость 0,2; пласт 50 м
		III -Объем поглощения;пористость 0,2; пласт 10 м									80
3	5000	I	-Удельный объем на 1 м пласта, куб.м/м
м											70
объем,
		II -Удельный объем на 1 м пласта, куб.м/м
											60
Поглощенный	4000
											50
	3000										40
	2000										30
											20
	1000
											10
	0										0
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Удельное поглощение, куб. м

Радиус зоны проникновения, м

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Обоснование реологических параметров раствора при бурении в поглощающих разрезах.

До сих пор нет единого мнения среди исследователей о параметрах раствора для вскрытия трещиноватых горизонтов с низким пластовым давлением, обеспечивающих минимальные потери или снижение проникновения жидкости в поглощающий пласт при бурении.

Рекомендуют использовать растворы с минимально возможной для конкретных условий плотностью.

Трудности комплексного решения задачи связаны с недостатком информации по размерам каналов проницаемых пластов, исследаваний условий проникновения и движения в них вязкопластичных жидкостей.

В работе [1] показано, что глубина проникновения раствора в пласт (от нее зависит объем жидкости поглощаемой в пласт)

пропорциональна отношению дифференциального давления к динамическому напряжению сдвига:

l	P диф
	о

Pдиф=Pгст+Pкп-Pпл

где Pгст - гидростатическое давление, Pкп - потери давления в заколонном пространстве, Pпл - пластовое давление.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
В работах [2] и [3] представлены более точные зависимости
использованием универсальной характеристики пористой среды	-
проницаемости к.

с ее

			l		P	о	k	(1)
							о
где - опытный коэффициент
P =		4	о	l				(2)
о		D
где D - диаметр канала если апроксимировать проницаемый
пласт цилиндрическими каналами.
Причем авторы предлагают классифицировать поглощения по
величинам: к и P	, что на наш взгляд не лишено оснований.
диф
При известной проницаемости среды зависимость (1) позволяет
оценивать свойства различных растворов и выбирать обеспечивающие
минимальную глубину приникновения.
Если нет данных о проницаемости пласта, целесообразно
использовать для оценки поведения разных растворов в пласте более
общий

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

показатель - относительную глубину проникновения вязко-пластичной жидкости в пористую среду:

			l				Po
l								(3)
							o
				k

Используя зависимость (2) аналогично можно определить относительную глубину проникновения раствора в цилиндрический канал:

				l		Po
	l						(4)
				D		1 o

Так как достаточных экспериментальных данных по опытным коэффициентам нет, для предварительных расчетов используем соответствующие аналитические выражения. Из (2) и (4) получим относительную глубину проникновения раствора в каналы трещиноватого пласта:

l Po D

4 o

l	Po
	4 o	(5)

vk.com/club152685050При оценке| vk.com/id446425943раствора с точки зрения его пригодности для бурения в интервалах поглощений промывочной жидкости положительным фактором следует считать сравнительно высокое значение о.

Оценим влияние о на Pдиф. Увеличение о приведет к изменению Pкп. При структурном режиме течения потери в затрубье приближенно можно представить в виде:

	Pкп		128QL			16 o L	A B o	(6)
			( D d ) 3( D	d )		3( D d )

Общий перепад между скважиной и поглощающим пластом:

Pдиф=Pгст -Pпл +A +B o

Для случая предельного равновесия между дифференциальным давлением (между скважиной и пластом) и давлением обусловленным структурной прочностью раствора Pо, проникщего в каналы пласта:

Pдиф=Pо ,

vk.com/club152685050Влияние| vkдинамического.com/id446425943напряжения сдвига на потери в кольцевом

пространстве

	350000						1135
	300000						1130
,Па
затрубье	250000	2,78 Па					1125
		остаточное давление при ДНС=2,78
		20 Па
в	200000	остаточное давление при ДНС=20					1120
		Эквивалентная плотность при ДНС=2,78
давления
		Эквивалентная плотность при ДНС=20
	150000						1115
Потери	100000						1110
	50000						1105
	0						1100
	0	200	400	600	800	1000	1200

Эквивалентная плотность, кг/м3

Глубина скважины, м

			ДНС
			остаточное давление	остаточное давление
Глубина	2,78 Па	20 Па	при ДНС=2,78	при ДНС=20
1200	48815	307070	39699	285606
395	16977	106331	13707	98610
95	4491	28020	3598	28020
70	3327	20809	2675	19244

Эквивалентная плотность	Эквивалентная
при ДНС=2,78	плотность при ДНС=20
1104	1126
1104	1127
1105	1130
1105	1130

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зависимость (5) можно преобразовать в следующий вид:

Pдиф

A B

P

B

P

'

l

o

l1 l2

ст

(7)

4 o

4 o

4

4 o

где Р’ - перепад давления, зависящий от веса гидростатического столба жидкости и ее вязкостных свойств;

В - коэффициент, зависящий от геометрических размеров скважины и бурильного инструмента;

l1 и l2 - части относительной глубины проникновения раствора, зависящие соответственно от конструктивных размеров и от других составляющих перепадов давления.

Величина l1 постоянная для данной скважины и не зависит от

свойств раствора о и расхода жидкости. Величинаl2 наоборот, непосредственно зависит от свойств раствора и части перепада давления Р’, возникающего при промывке скважины.

Из выражения (7) следует, что общую относительную глубину проникновения раствора в пласт можно изменить только за счет

изменения величины l2 либо путем снижения давления Р’ (т.е. уменьшением плотности раствора, его расхода и увеличением зазоров в кольцевом пространстве), либо путем увеличения динамического напряжения сдвига о.

На рис. 4.1 показано изменение относительной глубины проникновения глинистого раствора в каналы поглощающего пласта в зависимости от динамического напряжения сдвига для Воргамусюрской площади.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

глубина проникновения жидкости	в пласт
Относительная

600000

500000

400000

300000

200000

100000

0

Рпл = 1 МПа Постоянная часть Рпл = 0,5 МПа Рпл = 1,5 МПа Рпл = 2 МПа

0	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
			Динамическое напряжение сдвига, Па

Рис.4.1 Влияние динамического напряжения сдвига на относительную глубину проникновения жидкости в пласт

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

100,0

Относительное снижение глубины

проникновения жидкости в пласт

90,0

80,0

70,0

60,0

50,0

40,0

30,0

20,0

10,0

0,0 0,0

	Рпл = 0,5 МПа
	Постоянная часть
	Рпл = 1,5 МПа
	Рпл = 1 МПа	k=1,7653
	Рпл = 2 МПа

k=1,3319

k=1,06

k=0,8915

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

Относительное увеличение динамического напряжения сдвига

Рис.4.2 Темп изменения глубины проникновения жидкости в пласт от темпа увеличения динамического напряжения сдвига

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расчеты выполнены при расходе 20 л/с, плотности промывочной
жидкости 1080 кг/м	3	и пластической вязкости 0,02 Па·с для глубины 300 м.
Оценить эффективность повышения тиксотропных свойств удобнее через

относительное снижение глубины проникновения	l		l	от относительного
		/ исх
увеличения динамического напряжения сдвига			/	исх	рис.4.2., где за
		о	о
исходные приняты значения наблюдаемые на практике ( =1 Па).
				о
Так для указанных условий при возрастани			с 1 до 10 Па глубина
		о
проникновения жидкости в пласт снижается от 10 до 22 раз при изменении
пластового давления с 0,5 до 2 МПа. Целесообразно повышать до 10-15
					о
Па. Дальнейшей рост динамического напряжения вызывает несущественный
эффект и усложняет технологию буровой жидкости. На рис.4.2. показаны
угловые коэффициенты для апроксимации приведенных зависимостей
прямыми.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
пластвжидкостипроникновенияглубинаОтносительная	200000
	180000160000140000120000100000800006000040000			Стандартные условия
				Постоянная часть
				Плотность раствора 1150 кг/куб.м
				Расход 30 л/с
				Рпл = 11,77 МПа
				Пластическая вязкость 0,008 Па*с
	20000
	0
	0.0	5.0	10.0	15.0	20.0	25.0	30.0

	200000
Относительная глубина проникновения жидкости в пласт	40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 180000
	20000
	0

0.0

Стандартные условия Постоянная часть

Плотность раствора 1150 кг/куб.м

Расход 30 л/с

Рпл = 4,6 МПа Пластическая вязкость 0,008 Па*с

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

Динамическое напряжение сдвига, Па

Динамическое напряжение сдвига, Па

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

РАСЧЕТ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ГЛУБИНЫ ПРОНИКНОВЕНИЯ ЖИДКОСТИ В ПЛАСТ
Динамическое напряжение сдвига, Па			2.78	Глубина скважины, м	1200	Рпл, МПа	ДНС, Па	L	1	L	2	L
Пластическая вязкость, Па*с			0.016	Длина скважины, м	1200	10.5	2.8	4552.5		219490.6		224043.2
Плотность раствора, кг/м		3	1100	Диаметр скважины, мм	490
Пластовое давление, МПа			10.51	Расход на насосах, л/с	52.6
Диаметр бурильных труб, мм			127	Длина БТ, м	805	Рпл, МПа	ДНС, Па	L	1	L	2	L
Диаметр УБТ, мм			140	Длина УБТ, м	325	10.5	0.5	4552.5		1220367.8		1224920.4
Диаметр УБТ, мм			229	Длина УБТ, м	70	10.5	1.0	4552.5		610183.9		614736.4
						10.5	2.0	4552.5		305092.0		309644.5
						10.5	2.8	4552.5		219490.6		224043.2
Для бурильных труб	А1		58457			10.5	5.0	4552.5		122036.8		126589.3
Для бурильных труб	А2		25786			10.5	8.0	4552.5		76273.0		80825.5
Для УБТ	А3		11735			10.5	10.0	4552.5		61018.4		65570.9
						10.5	15.0	4552.5		40678.9		45231.5
Для бурильных труб	В1		11827			10.5	20.0	4552.5		30509.2		35061.7
Для бурильных труб	В2 4952.4					10.5	25.0	4552.5		24407.4		28959.9
Для УБТ	В3 1430.4					10.5	30.0	4552.5		20339.5		24892.0
Статическая репрессия, МПа 2.4392
Гидростатическое давление, МПа 12.949
Потери в кольцевом пространстве, МПа 0.1142
Динамическая репрессия, МПа 2.5534

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

РАСЧЕТ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ГЛУБИНЫ ПРОНИКНОВЕНИЯ ЖИДКОСТИ В ПЛАСТ
Динамическое напряжение сдвига, Па			2.78	Глубина скважины, м	468	Рпл, МПа	ДНС, Па	L	1	L	2	L
Пластическая вязкость, Па*с			0.016	Длина скважины, м	468	4.6	2.8	1863.8		40546.1		42410.0
Плотность раствора, кг/м		3	1100	Диаметр скважины, мм	490
Пластовое давление, МПа			4.6	Расход на насосах, л/с	52.6
Диаметр бурильных труб, мм			127	Длина БТ, м	73	Рпл, МПа	ДНС, Па	L	1	L	2	L
Диаметр УБТ, мм			140	Длина УБТ, м	325	4.6	0.5	1863.8		225436.6		227300.4
Диаметр УБТ, мм			229	Длина УБТ, м	70	4.6	1.0	1863.8		112718.3		114582.1
						4.6	2.0	1863.8		56359.1		58223.0
						4.6	2.8	1863.8		40546.1		42410.0
Для бурильных труб	А1 5301.1					4.6	5.0	1863.8		22543.7		24407.5
Для бурильных труб	А2		25786			4.6	8.0	1863.8		14089.8		15953.6
Для УБТ	А3		11735			4.6	10.0	1863.8		11271.8		13135.7
						4.6	15.0	1863.8		7514.6		9378.4
Для бурильных труб	В1 1072.5					4.6	20.0	1863.8		5635.9		7499.7
Для бурильных труб	В2 4952.4					4.6	25.0	1863.8		4508.7		6372.6
Для УБТ	В3 1430.4					4.6	30.0	1863.8		3757.3		5621.1
Статическая репрессия, МПа 0.4502
Гидростатическое давление, МПа 5.0502
Потери в кольцевом пространстве, МПа 0.0503
Динамическая репрессия, МПа 0.5005

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

			45.0
				Стандартные условия
			40.0	Расход 16 л/с
	глубины	пластв		Плотность раствора 1180 кг/куб.м
			35.0	Рпл = 25 МПа
				Пластическая вязкость 0,02 Па*с
				Постоянная часть
	снижениеОтносительное	жидкостипроникновения	30.0
			25.0
			20.0
			15.0
			10.0
			5.0
			0.0

y = k x	n
k=0,55
n=1,68
k=0,23
n=2,16
k=0,61
n=1,62
k=0,26
n=2,10
k=0,47
n=1,77

0.0	5.0	10.0	15.0	20.0	25.0	30.0
	Относительное увеличение динамического напряжения сдвига

Глубина скважины, м 1200

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

МЕТОДИКА ВЫБОРА РЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Технологи-буровики осознают какую огромную роль играет качество промывочной жидкости. Так было не всегда, но опыт бурения и развивающийся рынок химреагентов определили концепции выбора составов, физико-химических и структурно-механических свойств буровых растворов и регулирования их параметров в соответствии с условиями бурения. Тем не менее, до сих пор, нет общепризнанной и обоснованной технологии выбора и регулирования реологических параметров. Основное внимание в этом вопросе уделяется либо определению прочности системы с целью удержания шлама при отсутствии циркуляции, либо снижению потерь давления в том числе динамической репрессии т.е. потерь давления в затрубном пространстве.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Предлагается способ обоснованного выбора реологических ха-

рактеристик раствора, при которых обеспечивается удовлетворитель-

ный вынос шлама. Заметим, что обычно для этого руководствуются эмпирическими закономерностями по определению необходимой ско-

рости движения восходящего потока в кольцевом пространстве.

Прежде всего напомним две основных общеизвестных модели жидкостей: ВПЖ -вязкопластичная (бингамовская) и ППЖ -

псевдопластичная (степенная). ВПЖ характеризуется τо -динамическим напряжением сдвига и -пластической вязкостью, реологические кон-

станты для ППЖ К -консистентность и n -показатель нелинейности.

Обычно их получают на ротационных вискозиметрах типа отечествен-

ного - ВСН-3 или американских - Фанн, причем достаточно для экс-

пресс-метода замера на двух скоростях сдвига 1=300 с-1 и 2=600 с-1

касательных напряжений τ1 и τ2. Тогда:

	vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943					2
	=	2	1		n = 1,44 ln		(1)
		2	1			1
	o 1 1				К = 1
					1n

Кстати, покажем решение обратной задачи, когда известны кон-

станты одной из моделей, можно определить их и для другой, если предположить, что они найдены по двум замерам касательных напря-

жений при стандартных скоростях сдвига:

		K 2n	K	1n
	=				n =
		2	1
o K 1n 1					К =

1,44 ln			o		2		(2)
			o
						1
o		1
		1n

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Одной из основных целей промывки скважины является удаление шлама из кольцевого пространства. Особенно остро эта проблема стоит в сильно искривленных и на горизонтальных участках наклонно на-

правленных скважин. Ряд исследователей считают, что объемная доля твердых частиц (шлама) в затрубье С не должна превышать 5-6% . Ее превышение может привести к осложнениям. Исходя из этого, опреде-

лим скорость подъема (удаления) шлама из затрубья. Если:

C	D 2 м
	( D 2 d н2 ) ш

откуда

	ш		D 2			м
			( D 2	d н2		) С

где D -диаметр скважины; dн - наружный диаметр бурильных труб; м -

механическая скорость проходки; ш - средняя скорость подъема шла-

ма.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Для определения реологических характеристик бурового раство-
ра с учетом их влияния на эффективность выноса шлама из кольцевого
пространства необходимо определить следующее:
- среднюю скорость восходящего потока в затрубье
					4 Q			н
			( D								)
						2	d			2
										н
- находим по Фуллертону критическую скорость восходящего
потока, определяемую возможностью образования сальников, осажде-
ния шлама, прихвата бурильной колонны или долота:
					188
			кр		D
									бр
где D -диаметр долота в мм;		бр									3
			- плотность бурового раствора, кг/м .

vk.com/club152685050 | vkТехнологически.com/id446425943необходимо выполнить условие кр . На силы,

действующие на падающие в растворе частицы шлама, влияют каса-

тельные напряжения τ, которые в свою очередь зависят от скоростей сдвига .

- напряжение сдвига вблизи частиц падающего в растворе шлама:

								6V	р
	р	2,18	h р ( п	бр ) ,		d э	3

где hр - толщина частицы шлама равная 2/3 эквивалентного диаметра сферы d э имеющей тот же объем Vр, что и частица произвольной фор-

мы

- скорость сдвига вблизи частиц шлама выражается из уравнения реологической модели жидкости

								р	1n
ВПЖ -		р		о
					ППЖ -
							К

где реологические параметры либо определяются на вискозиметре, ли-

бо один из них задается произвольно (с учетом состава бурового рас-

твора), а другой вычисляется по условию удовлетворительного транс-

портирования шлама при заданном расходе на насосах и размере наи-

больших из выносимых частиц шлама

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

- необходимую скорость подъема шлама ш :

u ш

где необходимая скорость восходящего потока по мнению

Чьена.
Так как возможности в реализации	в широком диапазоне весь-

ма ограничены гидравлической мощностью насосов особенно при диа-

метрах долота более 215,9 мм - будем исходить из того, что расход на буровых насосах (следовательно и средняя скорость потока в кольце)

определяется в основном по условию очистки забоя, обеспечения ре-

жима работы забойного двигателя, щадящей гидродинамики в скважи-

не, а управление выносом шлама в кольцевом пространстве осуществ-

ляется регулированием реологических свойств.

- Отсюда скорость проскальзывания (падения) частиц в жидко-

сти:

	u (	ш ) /

где коэффициент, учитывающий характер профиля скоростей в затрубье.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.0

2.5

Коэффициент	2.0

0,3 n=0,2

1 n=0,4

2 n=0,6

6 n=0,8

беск. N=1,0

1.5

1.0

70

75

80

85

90

Доля кольцевого пространства, %

При турбулентном режиме 1 , поскольку более чем в 80% площади

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

проходного сечения канала течения скорости превышают среднее по сечению значение. В ламинарном режиме 1< <2,6. Его можно опреде-

лить из графиков рис. 1 в зависимости от соотношения реологических характеристик раствора, предполагая, что не менее 80% площади про-

ходного сечения канала имеет скорости превышающие среднее по се-

чению значение.

Итак окончательные зависимости по определению констант рео-

логических моделей выглядят следующим образом:

Для ППЖ

-если задано К

-если задано n

р

ln

К

n

2

u

бр

ln

0,267

d

р

К

р

2

u

exp n ln

бр

0,267

d

р

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-если задано о

-если задано

Для ВПЖ

0,267

2

d (

)

р

р

о

u

бр

2

u

бр

о

р

0,267

d

р

Достаточно получить реологические показатели для одной модели, а для альтернативной посчитать по соотношениям (2). Остается оговорить правило, по которому будет задаваться один из параметров в каждой реологической модели. Очевидно, что этот параметр для каждой конкретной жидкости должен быть либо более стабильным либо его изменение (подстраивание под условие выноса шлама) возможно будет требовать больщих затрат материалов и средств, что нецелесообразно. Т.е. нужно выбирать рациональный путь управления реологическими свойствами раствора.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пластическая вязкость, Па с

0,5 0,45 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05

0 0

Расчетная пластическая вязкость при	о	= 3,5 Па
минимальные значения (кубики)
максимальные значения (кубики)
минимальные значения (пластинки)
максимальные значения (пластинки)
минимальные значения (сферы)
максимальные значения (сферы)

5	10	15	20	25	30	35
	Характерный размер шлама разной формы, мм

Рис. 2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Динамическое напряжение сдвига, Па

14

12

10

8

6

4

2

0

Расчетное динамическое напряжение сдвига при = 0,004 Па с

					min значения (пластинки)
					max значения (пластинки)
					min значения (кубики)
					max значения (кубики)
					min значения (сферы)
					max значения (сферы)
0	5	10	15	20	25	30
		Характерный размер шлама разной формы, мм

Рис. 3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943Расчетный показатель нелинейности

	1
		min значения (пластинки)
	0,9	max значения (пластинки)
		min значения (кубики)
	0,8	max значения (кубики)
нелинейности
	0,7	min значения (сферы)
		max значения (сферы)
	0,6
Показатель	0,5
	0,4
	0,3
	0,2
	0,1
	0
	0	5	10	15	20

при K =0,725

25

30

35

Характерный размер шлама разной формы, мм

Рис. 4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 Расчетная

5

консистентность при n= 0,327

Консистентность, Па сn

4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5

0

0

min значения (пластинки) max значения (пластинки) min значения (кубики) max значения (кубики) min значения (сферы) max значения (сферы)

5

10

15

20

25

30

35

Характерный размер шлама разной формы, мм

Рис. 5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Размер (а ) кубиков и пластин, мм

35

30

25

20

15

10

5

0

Соответствие размеров частиц эквивалентного объема

Размер (а) кубиков Размер (а) пластин Длина и диаметр цилиндров (d) Диски толщиной 1/3 диаметра (d) Пирамиды со стороной (а)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Диаметр сферических частиц,

мм

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943							0.1
9
8							0.09
7			Динамическое напряжение сдвига, Па				0.08
			Пластическая вязкость, Па*с
6							0.07
							0.06
5
							0.05
4
							0.04
3							0.03
2							0.02
сдвиганапряжениеДинамическое, Па								вязкостьПластическаяПас*,
1							0.01
0							0
0	2	4	6	8	10	12	14
		Механическая скорость, м/час

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943								л/с)
		Влияние мех.скорости (dэ=10 мм, Q=26
						Показатель нелинейности
						Консистентность, Па*с		2
	1.4
								1.75
	1.2
								1.5
Показатель нелинейности	1								Консистентность, Па*с
								1.25
	0.8
								1
	0.6							0.75
	0.4							0.5
	0.2							0.25
	0							0
	0	2	4	6	8	10	12	14
				Механическая скорость, м/час

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
		Влияние размера и формы частиц шлама
	0.9		Показатель нелинейности								0.7
	0.8		Консистентность, Па*с
											0.6
	0.7
Показатель нелинейности											0.5
	0.6											Консистентность, Па*с
	0.5										0.4
	0.4										0.3
	0.3										0.2
	0.2
											0.1
	0.1
	0										0
	0	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20
				Характерный размер шлама, мм

	12				0.08
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Динамическое напряжение сдвига, Па	10	Динамическое напряжение сдвига, Па			0.07	Пластическая вязкость, Па*с
		Пластическая вязкость, Па*с
					0.06
	8
					0.05
	6				0.04
					0.03
	4
					0.02
	2
					0.01
	0				0
	0	5	10	15	20
		Характерный размер шлама, мм

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
			Влияние расхода (dэ=10 мм, Vм=2.5 м/час)
	4					Показатель нелинейности			2
	3.5					Консистентность, Па*с			1.75
Показатель нелинейности	3								1.5
	2.5								1.25	Консистентность, Па*с
	2								1
	1.5								0.75
	1								0.5
	0.5								0.25
	0								0
	0	5	10	15	20	25	30	35	40
				Расход на насосах, л/с

vk9.com/club152685050 | vk.com/id446425943									0.35
	8				Динамическое напряжение сдвига
Па					Пластическая вязкость				0.3
,
сдвига	7									*с
									0.25
										Па
Динамическое напряжение	6									,
										вязкость
	5								0.2
	4								0.15
	3									Пластическая
									0.1
	2
	1								0.05
	0								0
	0	5	10	15	20	25	30	35	40
				Расход на насосах, л/с

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Прихваты

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

П.Ф. Осипов

ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Учебное пособие по разработке гидравлических программ промывки скважин и гидродинамических расчетов спускоподъемных операций при бурении скважин

Ухта - 2003

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УДК 622.24.051.553/68

О-74 Осипов П.Ф. Гидравлические и гидродинамические расчеты при бурении скважин. 2003. – с. 74.

Данное учебное пособие предназначено для выполнения курсовой работы по дисциплине "Гидроаэромеханика бурения и крепления скважин" (специальность 090800 "Бурение нефтяных и газовых скважин").

Учебное пособие ориентировано на подготовку по многоуровневой системе "бакалавр-специалист-магистр" по направлению 553600 – "Нефтегазовое дело". Оно может быть использовано практическими работниками бурения при разработке проектной документации.

Рекомендуется для использования в учебных курсах по дисциплинам "Технология бурения нефтяных и газовых скважин", "Гидроаэромеханика бурения и крепления скважин", "Заканчивание скважин", "Научные основы проектирования режимов бурения", "Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин", "Физико-химические методы борьбы с осложнениями", " Принципы моделирования в научных исследованиях", а так же для курсового и дипломного проектирования.

Рецензенты:

профессор, доктор технических наук Е.П. Варламов; профессор, доктор технических наук И.Ю. Быков.

Учебное пособие печатается в редакции автора.

Компьютерная верстка: Осипов П.Ф.

………………………………….

УГТУ 2003

Осипов П.Ф. 2003

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
	ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ..................................................................................................................		5
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА КУРСОВОЙ РАБОТЫ...........................		8
2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОМЫВКИ........		9
2.1. Обработка исходных данных. .........................................................................................		9
2.2. Расчет промывки при бурении с помощью забойных двигателей. .......................		9
2.2.1. Секционные турбобуры с постоянной линией давления (типа ТСШ, Т12М и
др.)...................................................................................................................................................		9
2.2.2. Турбобуры с падающей к тормозу линией давления. ............................................		14
2.3. Расчет промывки при роторном бурении..................................................................		14
2.3.1. Проектирование режима промывки без поиска оптимального варианта.............		14
2.3.2. Поиск оптимального варианта гидромониторной промывки забоя и скважины.
.......................................................................................................................................................		18
3. МЕТОДИКА ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ ПРИ
СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ. ..........................................................................		19
3.1. Общие замечания и рекомендации. .............................................................................		19
3.2. Спуск колонны труб в скважину..................................................................................		19
3.3. Подъем колонны труб из скважины. ...........................................................................		20
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА .........................................................................		21
ПРИЛОЖЕНИЯ..........................................................................................................		22
Приложение 1.	Задание на выполнение курсовой работы по дисциплине
“Гидромеханика бурения и крепления скважин”. ........................................................................		22
Приложение 2.	Сводка исходных данных.............................................................................	23
Приложение 3.	Алгоритм расчета потерь и перпадов давления в циркуляционной
системе скважины. ...........................................................................................................................		25
Приложение 4.	Варианты задания по расчету промывки скважины. ........................	35

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	4
Приложение 5. Варианты реологических параметров буровой промывочной
жидкости. .........................................................................................................................................		36
Приложение 6. Таблица выбора вариантов заданий для расчета промывки
скважины. ........................................................................................................................................		37
Приложение 7.	Таблица выбора вариантов заданий для расчета
гидродинамических параметров при спускоподъемных операциях. .................................		38
Приложение 8.	Варианты задания для расчета гидродинамических параметров
при спускоподъемных операциях. ..............................................................................................		39
Приложение 9.	Список бурильных и утяжеленных труб. .............................................	40
Приложение 10.	Список забойных двигателей. ...............................................................	45
Приложение 11.	Гидравлическая характеристика обвязки насосных агрегатов. ..	47
Приложение 12.	Насосные агрегаты и их технические характеристики. ..................	48
Приложение 13.	Ориентировочные значения реологических параметров буровой
промывочной жидкости................................................................................................................		49
Приложение 14.	Ориентировочные величины коэффициента наполнения насосов.
............................................................................................................................................................		50
Приложение 15.	Рекомендуемые значения минимально необходимых расходов
буровой промывочной жидкости Qрц* (дм3/с) при бурении. ..................................................		51
Приложение 16.	Суммарная площадь сечения промывочных отверстий
трехшарошечных долот и стандартные диаметры отверстий гидромониторных
насадок. ............................................................................................................................................		52
Приложение 17.	Суммарная площадь сечения промывочных отверстий и
коэффициентов расхода промывочной системы долот при различных сочетаниях
гидромониторных насадок. ..........................................................................................................		53
Приложение 18.	Форма титульного листа. .......................................................................	60
Приложение 19.	Гидравлическая программа промывки скважины. ........................	61