бниками, а також зарубіжними фірмами.
До основного обладнання системи приготування і очищення бурового розчину відносяться (табл.2.5):
Повнопотоковий лінійне вібросито (3 шт.) фірми «SWACO» ALS-II, в комплекті з приймальною ємністю і ємністю під вібросито з гідравлічною системою регулювання кута нахилу сітки від - 15 ° до + 5 ° (3 шт.);
гідроциклони пескоотделітель ІГ - 45М (1 шт.);
гідроциклони пескоотделітель DeSander - 212 (1 шт.);
гідроциклони ілоотделітеля D-Sitler8T4 (1 шт.);
дегазатор вакуумний самовсмоктуючий ДВС-II (1 шт);
центрифуга «SWACO» 518 (1 шт);
центрифуга Drexel HS3400 з незалежною плавним регулюванням швидкості обертання барабана і шнека, автоматичним очищенням і зупинкою шнека, радіальним потоком;
автоматична станція флокуляції - коагуляції (1 комплект) фірми «Oiltools Europe Ltd».
Крім того, в схему очищення включені відцентрові, гвинтові насоси, гвинтовий конвеєр, ємності, лопатеві перемешівателі, всмоктувальні і нагнітальні лінії, запірна арматура і т.п.
2.3.5 Розрахунок щільності бурового розчину по інтервалах буріння
Густина бурового розчину в інтервалах сумісних умов буріння визначається відповідно п.2.7.3.3.- 2.7.3.6. (ПБ НіГП 08-624-03).
Інтервали буріння кондуктор (0-500м), технічну колону (500-1350м) і експлуатаційну колону (1350-2945м) є інтервалами сумісних умов буріння.
При бурінні під кондуктор (0-500м) гідростатичний тиск, що створюється стовпом бурового розчину, повинно перевищувати пластовий на величину не менее10% (п. 2.7.3.3.). Коефіцієнт аномальності пластового тиску в цьому інтервалі дорівнює 1,0 (ка=1,0). Отже, щільність бурового розчину в даному інтервалі повинна бути не менше 1,10г/см3. При цьому, згідно з п. 2.7.3.3., Допускається перевищення гідростатичного тиску стовпа бурового розчину над пластовим тиском на 15кг/см2. З метою забезпечення стійкості стінок свердловини (п. 2.7.3.5.) Проектом передбачена щільність бурового розчину при бурінні під кондуктор 1,18 г/см3, що не перевищує допустимої (п. 2.7.3.3.).
При бурінні під технічну колону (500-1350м) гідростатичний тиск, що створюється стовпом бурового розчину, повинно перевищувати пластовий на величину не менше 5% (п. 2.7.3.3.). Коефіцієнт аномальності пластового тиску в цьому інтервалі дорівнює 1,0 (ка=1,0). Отже, щільність бурового розчину в даному інтервалі повинна бути не менше 1,05г/см3. При цьому, згідно з п. 2.7.3.3., Допускається перевищення гідростатичного тиску стовпа бурового розчину над пластовим тиском на 25-30кг/см2. З метою забезпечення стійкості стінок свердловини (п. 2.7.3.5.) І виходячи з досвіду ведення бурових робіт на Північно-Уренгойському родовищі та прилеглих родовищах проектом передбачена щільність бурового розчину при бурінні під технічну колону 1,14г/см3, що не перевищує допустимої ( п. 2.7.3.3.).
При бурінні під експлуатаційну колону (1350-2945м) гідростатичний тиск, що створюється стовпом бурового розчину, повинно перевищувати пластовий на величину не менше 5% (п. 2.7.3.3.). Коефіцієнт аномальності пластового тиску в інтервалі 1350-3000м дорівнює 1,0 (ка=1,0). Отже, щільність бурового розчину в даному інтервалі повинна бути не менше 1,092г/см3 (п. 2.7.3.2.). При цьому, згідно з п. 2.7.3.3., Допускається перевищення гідростатичного тиску стовпа бурового розчину над пластовим тиском на 25-30кг/см2. Проектом передбачена щільність бурового розчину при бурінні під експлуатаційну колону 1,10г/см3 і в горизонтальному ділянці стовбура 1,08г/см3, що відповідає вимогам ПБ 08-624-03 (табл.2.6).
2.4 Поглиблення свердловини
2.4.1 Технологічні рішення, прийняті з проводки свердловин на Північно-Уренгойському родовищі
Кондуктор 0 - 500 м (діаметр 393,7 мм): Дану секцію свердловини рекомендується бурити роторної компонуванням, що включає в себе долото діаметром 393,7 мм (калібратор КШ3-393,7 включити в компоновку на опрацювання ). Для створення навантаження на долото слід використовувати обтяжені бурильні труби.
Технічна колона 500 - 1350 м (діаметр 295,3 мм): Дану секцію свердловини рекомендується бурити компонуванням, що включає в себе долото діаметром 295,3 мм (калібратор КЛС - 295,3 включити в компоновку на опрацювання ) з використанням гвинтових забійних двигунів.
Таблиця 2.5 Обладнання для приготування та очищення бурових розчинів
НазваніеШіфрКолічество, шт.Пріменяется при бурінні в інтервалі по стовбуру, ласун (верх) до (низ) Циркуляційна сістема103558ВібросітоDerrick FLC - 58, нд - 1203558ПескоотделітельПГ - 400103558Ілоотделітель гідроціклоннийІГ - 45 М або імп.103558Перемешіватель лоп...
