щення тиску в свердловині над пластовим.
к=1,1? 1,15, при h < 1200 м
к=1,05? 1,07, при 1200 < h < 2500 м
Буріння під кондуктор:
г/см3.
Для запобігання осипів обвалів, а так само покладаючись на досвід буріння в проектному районі, приймаємо щільність бурового розчину:=1.12 г/см3.
В інтервалі від 270-1300м буріння ведеться на технічній воді=1 г/см3.
В інтервалі від 1300м - 1822м?=1.12 г/см3.
В інтервалі 1822-1949м?=1.25г/см3.
Густина бурового розчину в зазначених інтервалах вибрана з урахуванням конкретних гірничо-геологічних умов і досвіду ведення бурових робіт на родовищі і в регіоні в цілому приймаємо r=1120 кг / м?
2.5 Обгрунтування рецептур бурових розчинів
Таблиця 14. «Технологічна карта поінтервального обробки розчинів при бурінні свердловин на Чекмагушевський родовищі»
Інтервал буріння, мНаіменованіе компонента раствораЦель застосування компонентаНорма витрати кг / м 050Куганакскій глінопорошокПлотность, структура 261,792 Кальцинована сода для збільшення рН3КМЦ - 700для зниження водовіддачі і статичної напруги зсуву промивної жідкості550270Куганакскій глінопорошокПлотность, структура для збільшення рН261, 792Кальцінірованная сода 3КМЦ- 700для зниження водовіддачі і статичної напруги зсуву промивної жідкості52701300ФК - 2000Сніженіе коефіцієнта тертя і поліпшення мастильних та протівопріхватних властивостей технічної води.513001822Куганакскій глінопорошокПлотность, структура225, 504Кальцінірованная сода для збільшення рН6Celpol SLдля стабілізації і зниження показника фільтрації раствора4Глікойлвисокіе стабілізуючі мастильні, інгібуючі, поверхнево і гідрофобізуючі властивості. 30Хлорістий калійдля посилення інгібуючих свойств.50ФК - 2000Сніженіе коефіцієнта тертя і поліпшення мастильних та протівопріхватних властивостей технічної води.7, 5ФХЛС-МНпрі необхідності зниження структурно-реологічних властивостей (умовної в'язкості, статичної напруги зсуву), розрідження розчину (понижувач в'язкості) .7,5 ПЕС- 1для стабілізації і зниження показника фільтрації раствора118221949Куганакскій глінопорошокПлотность, структура225, 504Кальцінірованная сода для збільшення рН6Celpol SLдля стабілізації і зниження показника фільтрації раствора4Глікойлвисокіе стабілізуючі мастильні, інгібуючі, поверхнево і гідрофобізуючі свойства.30Хлорістий калійдля посилення інгібуючих свойств.50ФК - 2000Сніженіе коефіцієнта тертя і поліпшення мастильних та протівопріхватних властивостей технічної води.5ФХЛС-МНпрі необхідності зниження структурно-реологічних властивостей (умовної в'язкості, статичної напруги зсуву), розрідження розчину (понижувач в'язкості) .7,5 ПЕМ - 1для запобігання пенообразования.1Карбонатный утяжелітельдля підвищення щільності розчину до значень, що відповідають вимогам ГТН.258
3. Визначення необхідної кількості розчинів, витрат компонентів по інтервалах буріння
Визначимо потрібну кількість бурового розчину V для буріння свердловини
V=V +, (2),
Де n-норма витрати бурового розчину з урахуванням швидкості буріння (приймається середня швидкість буріння по свердловині), діаметра долота в інтервалі буріння свердловини і обробки розчину.
Ln - проходка в інтервалі буріння свердловини, відповідна дан...
