- •«Северный (Арктический) федеральный университет имени м.В. Ломоносова»
- •1 Общие сведения о районе буровых работ и проектируемой скважине
- •2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика скважины
- •2.2 Физико-механические свойства пород по разрезу скважины
- •2.3 Нефтегазоносность
- •2.4 Гидрогеологическая характеристика разреза
- •4.3 Требования к промывочным жидкостям при бурении пород различных категорий
- •4.4 Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения
- •4.6 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважины
- •5.1 Классификация буровых циркуляционных агентов
- •6.2 Выбор реологических свойств бурового раствора
- •6.3 Определение минимально необходимого значения динамического напряжения сдвига для обеспечения ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве
- •6.4 Выбор статического напряжения сдвига
- •6.5 Выбор значений условной вязкости
6.4 Выбор статического напряжения сдвига
Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.
Одноминутное значение СНС бурового раствора должно находиться в пределах . Минимально допустимое значение этого показателя составляет .
Согласно рекомендациям ВНИИКРнефти значение коэффициента структурообразования должно отвечать условию:
(6.14)
Таблица 6.4 - СНС бурового раствора
Интервал бурения, м |
Плотность, кг/м |
, смг/см2 |
, смг/см2 |
0-250 |
1140 |
45 |
80 |
250-1800 |
1140 |
45 |
80 |
1800-3200 |
1170 |
45 |
80 |
3200-4100 |
1180 |
45 |
80 |
Проверка:
Интервал 0-250
Интервал 250-1800
Интервал 1800-3200
Интервал 3200-4100
Вывод: статическое напряжение сдвига выбрано верно.
6.5 Выбор значений условной вязкости
Условная вязкость, также как и эффективная вязкость, зависит от внутреннего трения и структурообразования в дисперсной системе.
Приближенное значение условной вязкости вычисляется по формуле:
, (6.15)
где- - эффективная вязкость.
Эффективная вязкость определяется:
, (6.16)
где- - динамическое напряжение сдвига, дПа;
- пластическая вязкость, кПа·с;
Рассмотрим пример расчета для интервала 0-250 м, все расчетные данные сведем в таблицу 16:
Таблица 6.5– Значения условной вязкости бурового раствора
Интервал бурения, м |
Эффективная вязкость, мПа×с |
Условная вязкость, с |
0-250 |
20,07 |
36,99 |
250-1800 |
20,07 |
36,99 |
1800-3200 |
19,00 |
34,84 |
3200-4100 |
19,00 |
34,84 |
6.6 Выбор величины водородного показателя
Величина водородного показателя буровых растворов на водной основе выбирается в зависимости от вида раствора, вида химических реагентов, используемых для регулирования его свойств.
Для полимерного малоглинистого раствора на пресной воде величина водородного показателя равна .
7 ВЫБОР СОСТАВА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ
Буровые растворы представляют собой многокомпонентные дисперсные системы, в которых каждый компонент выполняет определенные функции.
Обязательным компонентом бурового раствора является дисперсионная среда, обеспечивающая подвижность раствора.
Чтобы ограничить потерю дисперсионной среды за счет фильтрации в проницаемые породы, буровой раствор должен иметь в своем составе компонент, образующий малопроницаемую фильтрационную корку. Исключением из этого правила, может быть случай применения воды в качестве промывочной жидкости при неограниченном водоснабжении или при разбуривании непроницаемых пород.
Коркообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой фазы, окруженные защитной оболочкой.
Для того чтобы буровой раствор, заполняющий скважину и наземную циркуляционную систему, сохранял седиментационную устойчивость, необходимо иметь в его составе компонент, обеспечивающий тиксотропное структурообразование. Структурообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой дисперсной фазы, органические молекулы с большой молекулярной массой.
Дисперсионная среда, твердая корко- и структурообразующая дисперсная фаза составляет основу подавляющего большинства промывочных жидкостей.
Помимо компонентов в состав промывочной жидкости входят реагенты, добавки, придающие раствору необходимые свойства.
При бурении продуктивного пласта используют раствор на нефтяной основе, с добавлением бентонита, барита, извести.
8 РАСЧЕТ РАСХОДА БУРОВОГО РАСТВОРА И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ЕГО ПРИГОТОВЛЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ СВОЙСТВ
8.1 Расчет потребности в буровом растворе
Объем бурового раствора, необходимого для бурения интервала, определяется как сумма трех объемов:
, (8.1)
где - исходный объем раствора, м3;
- запасной объем раствора, м3;
- объем раствора, расходуемый на бурение интервала, м3.
Исходный объем раствора рассчитывается:
а) для начала бурения:
, (8.2)
где - вместимость резервуаров циркуляционной системы, м3.
б) при полной смене раствора:
,
где - объем скважины при глубине начала рассматриваемого интервала, м3.
Объем скважины вычисляют по формуле:
, (8.3)
где -диаметр долота или внутренний диаметр обсадной колонны, м;
-коэффициент увеличения диаметра за счет кавернозности;
-длина участка ствола, соответствующая диаметру , м
Запасной объем раствора определяют, исходя из объема скважины в конце рассматриваемого интервала:
, (8.4)
где - коэффициент запаса раствора при бурении рассматриваемого интервала, =1,00.
Объем раствора, необходимый для бурения скважины, определяют:
, (8.5)
где - норма расхода бурового раствора для бурения рассматриваемого интервала, м3/м;
Таблица 8.1 - Потребное количество бурового раствора
Интервал бурения, м |
Количество метров проходки |
Номинальный диаметр скважины, мм |
Норма расхода бурового раствора, м3/м |
0-250 |
250 |
393,7 |
0,44 |
250-1800 |
1550 |
269,9 |
0,22 |
1800-3200 |
1400 |
190,5 |
0,13 |
3200-4100 |
900 |
190,5 |
0,13 |
- длина интервала применения данной нормы, м.
Рассчитаем объем бурового раствора по интервально:
1) Найдем исходный объем бурового раствора:
- 7 класс буровой установки
2) Найдем объем раствора, необходимый для бурения скважины и объем раствора для бурения каждого интервала:
0-250 метров:
250-1800 метров:
1800-4100 метров:
Расчеты сведем в таблицу 8.2
Таблица 8.2 – Объем потребляемого бурового раствора
Интервал бурения, м |
Объем раствора, расходуемый на бурение интервала |
Запасной объем раствора |
Запасной объем раствора для бурения интервала |
Объем раствора, необходимый для бурения интервала |
0-250 |
110 |
51,4 |
51,4 |
341,4 |
250-1800 |
341 |
165,07 |
113,67 |
620,37 |
1800-4100 |
299 |
149,19 |
0 |
448,2 |
8.2 Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках
Расход материалов, реагентов и добавок определяют на основе рецептуры бурового раствора, утвержденного регламентом. Учитывается концентрация компонентов в свежеприготовленном растворе, то есть при расчете исходя из предположения, что предусмотренные рецептурой концентрации расходуются на первичную обработку бурового раствора.
Таким образом, обработке подлежат:
-
исходный объем раствора - ;
-
запасной объем раствора - ;
-
раствор, расходуемый при бурении - .
Масса материала, необходимого для приготовления и обработки бурового раствора:
; (8.6)
Масса материала для исходного раствора
; (8.7)
Масса материала для запасного объема раствора
; (8.8)
Масса материала для раствора, расходуемого при бурении:
, (8.9)
где - концентрация компонента в буровом растворе, кг/м3;
- повышающий коэффициент, учитывающий расход реагента (добавки) на повторные обработки раствора в процессе бурения. Обработке подвергается раствор, находящийся в циркуляционной системе, в скважине, и раствор, расходуемый при бурении.
При определении расхода глинопорошка для глинистого раствора следует учитывать возможность получения глинистого раствора самозамесом при бурении глинистых пород:
, (8.10)
где - коэффициент, учитывающий то обстоятельство, что часть глинистого раствора получается самозамесом (при использовании неингибирующих растворов в интервалах, сложенных глинами, легко переходящими в глинистый раствор; при бурении интервалов, представленных чередованием песчано-глинистых пород). Потребное количество компонентов бурового раствора представлены в таблице 8.3
Таблица 8.3 - Потребное количество компонентов бурового раствора
Интер-вал Буре- ния,м |
Копоненты бурового раствора
|
Норма Рас- хода, % |
Объем раствора подлежащего обработке, м3 |
Потреб- ность, т |
||||||||
исходного |
вновь приготовленного |
всего |
||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
||||||
0-250
|
Глинопоро-шок |
58,9 |
110 |
- |
- |
28,35 |
||||||
ТПФН |
0,2 |
30 |
110 |
140 |
0,28 |
|||||||
УЩР |
3,0 |
30 |
110 |
140 |
4,2 |
|||||||
Кальцини-рованная сода |
0,4 |
14,4 |
2,2 |
16,2 |
0,07 |
|||||||
250-1800 |
Глинопоро-шок |
36,6 |
341 |
- |
- |
60,80 |
||||||
Каустичес-кая сода |
0,2 |
30 |
341 |
371 |
0,74 |
|||||||
УЩР |
3,0 |
- |
341 |
371 |
11,1 |
|||||||
КМЦ-700 |
0,2 |
30 |
341 |
371 |
0,71 |
|||||||
Графит |
1,0 |
30 |
341 |
371 |
3,71 |
|||||||
нефть |
8,0 |
30 |
341 |
371 |
29,7 |
|||||||
Кальцини-рованная сода |
0,4 |
56,2 |
2,6 |
58,8 |
0,23 |
|||||||
1800-4100 |
глинопорошок |
20 |
299 |
- |
- |
53,7 |
||||||
|
Каустичес-кая сода |
0,15 |
- |
299 |
299 |
0,45 |
||||||
Графит |
1,0 |
- |
299 |
299 |
3,0 |
|||||||
Нефть |
8,0 |
- |
299 |
299 |
23,9 |
|||||||
КМЦ-700 |
1,0 |
- |
299 |
299 |
3,0 |
|||||||
Окзил |
1,0 |
- |
299 |
299 |
3,0 |
|||||||
КССБ-2 |
1,0 |
- |
299 |
299 |
3,0 |
|||||||
Игетан |
1,0 |
- |
299 |
299 |
3,0 |
|||||||
Известь |
0,1 |
30+86,08 |
22,8 |
138,88 |
0,14 |
|||||||
Кальцини-рованная сода |
0,4 |
128,9 |
1,6 |
130,5 |
0,52 |
8.2.1 Интервал 0-250 м
При бурении интервала 0-250 м буровой раствор состоит из, глинопорошка, кальцинированной соды, ТПФН и УЩР. Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках ведем по варианту А.
Глинопорошок:
;
;
;
ТПФН:
;
;
;
УЩР:
;
;
;
Кальцинированная сода:
;
;
;
8.2.2 Интервал 250-1800 м
При бурении интервала 250-1800 м раствор состоит из глинопорошка, УЩР, каустическая сода, КМЦ-700, графита, нефти, кальцинированной соды. Концентрация глинопорошка уменьшается (расчет потребности в реагенте ведем по варианту Б, когда ).
Глинопорошок:
;
;
Каустическая сода:
;
;
;
.
УЩР:
;
;
;
КМЦ-700:
;
;
;
.
Графит:
;
;
;
.
Нефть:
;
;
;
.
Кальцинированная сода:
;
;
;
.
8.2.3 Интервал 1800-4100 м
При бурении интервала 1800-4100 м раствор состоит из глинопорошка, каустической соды, нефти, КМЦ-700, окзила, КССБ-2, игетана, извести, кальцинированной соды.
Глинопорошок:
;
;
.
Каустическая сода:
;
;
.
Графит:
;
;
;
Нефть:
;
;
;
КМЦ-700:
;
;
;
Окзил:
;
;
;
КССБ-2:
;
;
;
Игетан:
;
;
;
Известь:
;
;
;
Кальцинированная сода:
;
;
;
Расход компонентов бурового раствора сводим в таблицу 8.4.
Таблица8.4 – Расход компонентов бурового раствора
Наименование |
Количество, т |
||
Кондуктор |
Промежуточная колонна |
Эксплуатационная колонна |
|
Глинопорошок |
16,7 |
16,6 |
5,98 |
Кальцинированная сода |
1,37 |
2,8 |
2,7 |
ТПФН |
0,68 |
- |
- |
КМЦ-700 |
- |
1,4 |
6,2 |
Графит |
- |
7,01 |
6,8 |
Нефть |
- |
56,1 |
78,1 |
УЩР |
10,2 |
20,04 |
- |
Каустическая сода |
- |
1,4 |
0,45 |
Окзил |
- |
- |
6,8 |
Известь |
- |
- |
6,8 |
КССБ-2 |
- |
- |
6,8 |
Игетан |
- |
- |
6,8 |
9 ВЫБОР СРЕДСТВ ДЛЯ РАЗМЕЩЕНИЯ, ПРИГОТОВЛЕНИЯ, ОЧИСТКИ, ДЕГАЗАЦИИ, ПЕРЕМЕШИВАНИЯ, ОБРАБОТКИ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ
9.1 Оборудование для приготовления, утяжеления химической обработки бурового раствора
- Силосы (2 шт.) – для хранения порошкообразных материалов (глинопорошка и химических реагентов).
- Гидроэжекторный смеситель (1 шт.) – для приготовления бурового раствора.
- Диспергатор (1шт.) – для измельчения твёрдой фазы.
- Перемешиватели – для перемешивания бурового раствора, располагаются на ёмкости.
- Фрезерно-струйная мельница (ФСМ – 7) для измельчения и приготовления бурового раствора.
9.2 Оборудование для очистки бурового раствора
- Вибросито (ВС-1, ВС-2 или ДВС-1 – 2 шт.) – для грубой очистки бурового раствора.
- Гидроциклонный пескоотделитель (ПГ-45, ПГ-50 или ПГ-90 – 4 шт.) – для удаления песка.
- Гидроциклонный илоотделитель (ИГ-45, ИГ-50 или ИГ-90 – 16 шт.) – для удаления мелкодисперсной фазы.
- Центрифуга (1 шт.) – для полной очистки бурового раствора.
- Насосы (вертикальные шламовые ВШН-1 или горизонтальные) – для подачи бурового раствора в гидроциклоны.
- Винтовой насос – для подачи жидкости в центрифугу.
- Дегазатор – для очистки бурового раствора от растворённого газа (располагается после вибросит).
- Газосепаратор – для очистки от нерастворённого газа (расположен до вибросит).
- Шнек – для удаления шлама.
- Поддоны.
9.3 Приборы контроля
- Манометры – на буровых насосах, в камере эжекторного гидросмесителя и на входе в гидроциклоны.
- Уровнемеры – на каждой ёмкости.
- Расходомер – расположен перед стояком.
- Приборы на панели для контроля содержания газа и плотности бурового раствора.
- Гидравлический измеритель массы порошкообразных материалов.
- Тахометр – для измерения частоты вращения центрифуги.
9.4 Другое оборудование
- Блок обработки растворов.
- Блок подпорных насосов.
- Резервный блок.
- Мерный отсек.
- Центробежный насос для долива бурового раствора
10 Рекомендации по охране окружающей среды от загрязнения буровым раствором, шламом и сточными водами
10.1 Мероприятия по охране и рациональному использованию водных ресурсов
Местоположение скважин определено за пределами границ водоохранных полос рек, озер, водохранилищ и болот. Кроме того, территория площадки не захватывает поймы рек и затоплению не подвергается. Поэтому проектом предусмотрены только мероприятия по предупреждению подтопления площадки скважин грунтовыми и талыми водами в осенне-весенний период, а именно:
-
отсыпка площадки буровой привозным грунтом (высота отсыпки не менее 2,5 м) методом «от себя» без повреждения почвенно-растительного слоя;
досыпка вышечно-лебедочных блоков привозным грунтом высотой до 1,5 м;
-
отсыпка подъездных дорог привозным грунтом (высота отсыпки не менее 1 м);
-
устройство обваловок по периметру площадки буровой, площадки склада ГСМ, отстойно-накопительного котлована (ОНК) и амбара у выкида превентора (высота обваловки не менее 1,1 м);
-
планировка площадки буровой с уклоном 1:50 в сторону отстойно-накопительного и шламового амбара.
С целью защиты водной среды от загрязнения жидкими отходами бурения проектом также предусмотрены следующие мероприятия:
-
устройство амбарной системы сбора промышленных и бытовых сточных вод в земляной отсыпке площадки буровой с устройством гидроизоляции дна и стенок с помощью укладки полиэтиленовых пленок;
-
сбор жидких технологических стоков бурения (ОБР и БСВ, включая вынесенный буровой шлам, стоки с охлаждения оборудования, буферный раствор, от мытья полов) в ОНК, состоящий из 2-х секций: шламовый амбар и котлован отстоявшихся вод. ОНК разделен земляной перемычкой, оборудованной перепускной трубой для перелива осветленных вод из шламового амбара. Вода на повторное использование из амбара отстоявшихся вод подается насосной, устроенной у амбара;
-
сбор стоков с площадок вышечного, силового блоков и блока МНО и ОЦС в бетонный приямок размером 3.2х3.2х1.3 м с последующей периодической откачкой на блок очистки буровых отходов;
-
сбор жидких хозяйственно бытовых сточных вод (от приема пищи и банных нужд) в сооруженный в отсыпке у хозбытового комплекса гидроизолированный амбар;
-
устройство в отсыпке площадки буровой утепленного туалета на 2 очка с выгребом;
-
хранение химреагентов в специальном закрытом помещении с гидроизолированным полом;
-
установка поддонов под кранами и задвижками емкостей хранения ГСМ;
-
использование оборудования и технологических устройств, обвязок только после устранения утечек;
-
применение оборотного водоснабжения (циркуляционная система бурового раствора);
-
контроль над состоянием поверхностных вод ближайших водотоков в течение всего цикла бурения скважин с целью выявления возможных изменений состояния вод рыбохозяйственных водоемов.
После окончания бурения скважин производится обезвреживание содержимого котлована в следующей последовательности:
-
откачка воды с поверхности, на которой наблюдаются пленки нефтепродуктов, с последующим вывозом ее по договору на утилизацию в факельную установку Василковского газового месторождения;
-
расслоение жидких отходов бурения на загущенную и осветленную фазы методом химической коагуляции.
По окончанию бурения скважины сброс воды от котельной, после предварительного ее охлаждения, осущесляется в котлован для котельной, в котором она разбавляется пресной водой для снижения показателя солесодержания до требуемой нормативными документами величины и в дальнейшем сбрасывается на релеф.
Хозяйственно-бытовые сточные воды в выгребных ямах и амбарах подвергаются периодическому обеззараживанию (ежедневно) хлорной известью или гипохлоритом натрия (согласно требований СанПиН 42-123-5777-94, п. 2.4).
10.2 Охрана недр
а) Проводить технико-технологические мероприятия по обеспечению спуска обсадных колонн на проектируемую глубину и качественного цементирования в соответствии с инструкциями /17.25/.
б) Проверить качество цементирования колонн, принятыми геофизическими методами на буровой.
в) Проверить герметичность колонн в соответствии с инструкцией /19/.
10.3 Рекультивация земель
1) В соответствии с «Основными положениями о рекультивации земель, нарушенных при разработке месторождений полезных ископаемых и торфа, проведении геологоразведочных, строительных и других работ», утв. ГКНТ, Госстроем СССР Минсельхозом СССР и Гослесхозом Совета Министров СССР от 16.05.1977 г., организации ПГО, выполняющие работы на предоставленных им в пользование землях, обязаны за свой счет приводить эти земельные участки, в состояние пригодное для использования их по назначению. Приведение земельных участков в пригодное состояние производить в ходе работ, а при невозможности этого после их завершения в срок, до которого оформлен отвод земель.
2) Приведение земельных участков, предоставленных в пользование и нарушенных при проведении геологоразведочных работ, в состояние, пригодное для использования по назначению, производится в соответствии с проектом рекультивации земель, входящим в состав технического проекта на строительство поисковых скважин. Проект рекультивации прилагается к землеустроительному делу на предоставление земельного участка..
3) Проект приведения земельных участков, предоставленных во временное пользование и нарушенных в процессе геологоразведочных работ, в состояние, пригодное для использования их по назначению составляется в увязке с проектом строительства скважины и согласовывается с основным землепользователем (совхозом, колхозом и другой организацией) и с органами землеустроительной службы системы Министерства сельского хозяйства СССР, осуществляющей государственный контроль, и утверждается в установленном порядке.
4) По окончании работ на земельном участке необходимо осуществить ликвидацию скважин в соответствии с действующими «Положением о порядке ликвидации» и «Инструкцией по оборудованию устьев и стволов скважин» РД 39-2-1182-84, 1985 г. включать выполнение ликвидационных работ по скважине; демонтаж бурового оборудования и проведение рекультивационных работ на земельных участках, занимаемых ликвидируемыми скважинами, включает очистку и разборку бурового оборудования и привышечных сооружений.
5) Прием; передача рекультивационных земель соответствующим землепользователям производится комиссией, состав и обязанности которой определяются в соответствии с «Положением о порядке передачи рекультивационных земель землепользователям предприятиями и учреждениями, разрабатывающими месторождения полезных ископаемых, проводящими геологоразведочные, изыскательные, строительные и иные работы с нарушением почвенного покрова», 1977 г. и оформляется актом установленного образца.
6) Мероприятия по восстановлению плодородия рекультивируемых земель согласно «Основных положений о рекультивации…» М., 1977 г. осуществляются основными землепользователями за счет средств нефтегазоразведочных экспедиций, проводивших на этих землях работы.
Список использованнЫХ ИСТОЧНИКОВ
1 Тиранов П.П., Куранов В.К. Выбор промывочных жидкостей для бурения скважины: Методические указания по выполнению курсовой работы по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы». – Архангельск: Изд-во АГТУ, 2002. – 52 с.
2 Рабочий проект на строительство разведочной скважины №101 Восточно-Колвинской площади.- Архангельск: ОАО «Архангельскгеология»,1989.
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Программа промывки скважины по интервалам
Интервал бурения 0-250 м
Глинистый раствор на основе высококачественного бентонита
Основные данные
Интервал бурения от до |
0 250 |
м м |
Внутренний диаметр предыдущей колонны |
0 |
мм |
Глубина спуска предыдущей колонны |
0 |
м |
Диаметр долота |
393,7 |
мм |
Коэффициент кавернозности |
1,3 |
|
Объем раствора
Объем раствора в предыдущей колонне |
- |
м3 |
Объем раствора в открытом стволе |
51,4 |
м3 |
Необходимый объем на поверхности |
180 |
м3 |
Технический объем |
110 |
м3 |
ИТОГО (Общая потребность в растворе) |
341,4 |
м3 |
Рекомендуемые параметры
Плотность |
1,14 |
г/см3 |
Водоотдача |
8-10 |
см3/30 мин |
Условная вязкость |
36,99 |
с |
Пластическая вязкость СНС 1/10 |
4 45/80 |
кПа·с смг/см2 |
рН |
7,0 |
|
Рецептура и потребность в химреагентах
Наименование реагента |
Рецептура, кг/м3 |
Потребность, т |
Глинопорошок |
58,9 |
16,7 |
УЩР |
0,4 |
10,2 |
Кальцинированная сода |
3,0 |
137 |
ТПФН |
2,0 |
0,68 |
Интервал бурения 250-1800 м
Глинистый раствор на основе высококачественного бентонита
Основные данные
Интервал бурения от до |
250 1800 |
м м |
Внутренний диаметр предыдущей колонны |
219 |
мм |
Глубина спуска предыдущей колонны |
250 |
м |
Диаметр долота |
269,9 |
мм |
Длина открытого ствола |
1550 |
м |
Коэффициент кавернозности |
1,25 |
|
Объем раствора
Объем раствора в предыдущей колонне |
15,38 |
м3 |
Объем раствора в открытом стволе |
149,69 |
м3 |
Необходимый объем на поверхности |
195,38 |
м3 |
Технический объем |
341 |
м3 |
ИТОГО (Общая потребность в растворе) |
701,42 |
м3 |
Рекомендуемые параметры
Плотность |
1,14 |
г/см3 |
Водоотдача |
8-10 |
см3/30 мин |
Условная вязкость |
36,99 |
с |
Пластическая вязкость |
4 |
кПа·с |
СНС 1/10 |
45/80 |
смг/см2 |
рН |
7-8 |
|
Рецептура и потребность в химреагентах
Наименование реагента |
Рецептура, кг/м3 |
Потребность, т |
Глинопорошок |
36,6 |
16,6 |
Кальцинированная сода |
7 |
2,8 |
УЩР |
30 |
20,04 |
Графит |
10 |
7,01 |
Нефть |
80 |
56,1 |
КМЦ-700 |
2,0 |
1,4 |
Каустическая сода |
2,0 |
1,4 |
Интервал бурения 1800-4100 м
Глинистый раствор на основе высококачественного бентонита
Основные данные
Интервал бурения от до |
1800 4100 |
м м |
Внутренний диаметр предыдущей колонны |
146 |
мм |
Глубина спуска предыдущей колонны |
1800 |
м |
Диаметр долота |
190,5 |
мм |
Длина открытого ствола |
2300 |
м |
Коэффициент кавернозности |
1,2 |
|
Объем раствора
Объем раствора в предыдущей колонне |
54,84 |
м3 |
Объем раствора в открытом стволе |
94,35 |
м3 |
Необходимый объем на поверхности |
234,84 |
м3 |
Технический объем |
299 |
м3 |
ИТОГО (Общая потребность в растворе) |
683,03 |
м3 |
Рекомендуемые параметры
Плотность |
1,17 |
г/см3 |
Водоотдача |
4-8 |
см3/30 мин |
Условная вязкость |
34, |
с |
Пластическая вязкость |
4 |
кПа·с |
СНС 1/10 |
45/80 |
смг/см2 |
рН |
7-9 |
|
Рецептура и потребность в химреагентах
Наименование реагента |
Рецептура, кг/м3 |
Потребность, т |
Глинопорошок |
20,0 |
5,98 |
Графит |
10 |
6,8 |
КМЦ-700 |
10 |
6,2 |
Кальц. Сода |
4,0 |
2,7 |
Нефть |
80 |
78,1 |
Окзил |
10 |
6,8 |
КССБ-2 |
10 |
6,8 |
Игетан |
10 |
6,8 |
Известь |
1,0 |
6,8 |
Кауст. Сода |
1,6 |
0,45 |
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
Рабочая схема наземной циркуляционной системы
1 – блок очистки; 2 – трубопровод долива; 3 – растворопровод; 4 – укрытие; 5 – приемный блок; 6 – блок распределительного устройства; 7 – резервуар химреагентов; 8 – блок приготовления и обработки бурового раствора; 9 – промежуточный блок
Рисунок Б.1 - Рабочая схема наземной циркуляционной системы