ої нефті.п - обсяг приймальних ємностей, бурових насосів і жолобів, Vп=50м3,
При переході з буріння одним видом розчину на інший вид враховується додатковий обсяг, необхідний для заповнення свердловини, виходячи з обсягів обсадженої і необсаженной частині свердловини з урахуванням коефіцієнта кавернозному та обсягу приймальних ємностей.
Обсяг обсадженої частини встановлюється з обсягу 1 м внутрітрубної простору та інтервалу буріння одним долотом.
Обсяг необсаженной частини встановлюється з обсягу 1 м свердловини залежно від діаметра долота і кеффіціента кавернозному та інтервалу буріння одним долотом.
Коефіцієнт кавернозному визначається робочим проектом.
Потрібне кількість компонентів розраховується згідно з нормами за регламентом бурових розчинів.
Розрахунок карбонатного обважнювача:
вихідна щільність 1.12 г / см
щільність інтервалу буріння - 1.25 г / см
n=2.6 * (1.25-1.12) / (2.6-1.25 * (1-0.02 +0.02 * 2.6)=258 кг, де
, 6 - щільність карбонатного обважнювача
, 02 - вміст рідини (2%)
Кількість води для приготування бурового розчину визначається за формулою: Q=q * V, де q-кількість води для приготування 1м бурового розчину.
q=1120 -=895 кг / м,=895 * 155.3=138.9 м,=895 * 274.04=245 м,=895 * 379.95=340 м.
Кількість глинопорошків визначається за формулою:=q * V, де q-кількість глинопорошків, необхідне для приготування 1м глинистого розчину q =, де
- щільність сухого глинопорошків (2.4 г / см),
- щільність води, взятої для приготування бурового розчину (1.0 г / см),
- щільність бурового розчину (1.1 г / см),
m - вологість глинопорошків (0.08)
q === 225 кг / м,=225 (50 +3.6 +1.567.8)=34942.5 кг.
Отримані дані для наочності зведемо в таблицю 15 «Потреба бурового розчину і компонентів) для його приготування, обробки та обважнення».
Таблиця 15
Інтервал, мНазваніе (тип) бурового розчину і його компонентовНорми витрати бурового розчину, м 3 / м і його компонентів, кг / м 3 в інтервалеПотребность бурового розчину, м 3 і його компонентовОт (верх) До ( низ) велічінаісточнік нормина вихідний об'ємна буріння інтерваласуммарная в інтервале050Гліністий розчин 0,83 норми Башніпінефть5041, 591,5 Технічна вода 0,99 - 90,6 Куганакскій глінопорошок261, 792 - 23954Кальцінірованная сода 3регламент275КМЦ - 7005 - 45850270Гліністий раствор0, 46норми Башніпінефть101, 2101,2 Технічна вода 0,99 - 100,2 Куганакскій глінопорошок261, 792 - 26493Кальцінірованная сода 3регламент304КМЦ - 7005 - 5062701300Техніческая вода 0,24 норми Башніпінефть61, 1247,2308,3 ФК - 20005регламент 154213001822Гліністий полігліколевий інгібірованний0, 24норми Башніпінефть106, 7125,3232,0 Технічна вода 1,01- 234,3 Куганакскій глінопорошок225, 504 - 52317Кальцінірованная сода 6регламент1392Celpol SL4-- 924Глікойл30-- 6960Хлорістий калій50-- 11600ФК - 20007,5 - 1740ФХЛС-МН7, 5 - 1740ПЕС - 11 - 23218221949Гліністий полігліколевий інгібірованний0, 24норми Башніпінефть30, 5 Технічна вода 1,01 - 30,8 Куганакскій глінопорошок225, 504 - 6878Кальцінірованная сода 6регламент183Celpol SL4-- 122Глікойл30-- 915Хлорістий калій50-- 1525ФК - 20007,5 - 229ФХЛС-МН7, 5 - 229ПЕС - 11 - 31129,830 , 5160,3 Карбонатний утяжелітель258расчет41357
Таблиця 16. Сумарна по...
