треба компонентів бурового розчину на свердловину
Назва компонентів бурового раствораГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ і т.д. на ізготовленіеПотребность бур. р-ра і компонентовСуммарная на скважінуНаіменованіе колонннаправлениекондукторэксплуатационнаяоткрытый стволБуровой розчин, м 3 Глинистий 91,5101,2192,7 Глинистий полігліколевий інгібованих (ПІБР) 262,5262,5 Компоненти: Технічна вода, м 3 90,6100,2573,4764,2 Куганакскій глінопорошокТУ - 39 -01-47-001-105-935,2826,4959,2090,97 Кальцинована содаГОСТ - 5100-85Е23, 950,301,5725,82 КМЦ - 700ТУ - 2231-017-32957739-020,280,510,79 Celpol SLФірма Metsa-Serla, інститут екологічної токсикології МПР Россіі0 , 920,92 ГлікойлГОСТ 20287-91 п.26, 966,96 Хлористий калій11, 6011,60 ФК - 2000ТУ 2458-003-49472578-07 3,513,51 ФХЛС - МНТУ 2458-015-20672718-20011,971,97 ПЕМ - 1ТУ 2458-012-20672718 -20010,260,26 Карбонатний утяжелітельТУ 5473-034-00204872-97 41,36 41,36
4. Приготування бурових розчинів
.1 Технологія приготування бурового розчину
Процес приготування бурового розчину включає в себе три технологічний операції: а) приготування вихідного розчину, б) обробка його реагентами для забезпечення необхідних параметрів, в) забезпечення необхідної щільності у разі разбуривания пластів з аномальним тиском.
Вихідний розчин готується по необхідної щільності змішанням дисперсної середовища (вода) і дисперсної фази (глінопорошок).
Технологія обробки розчину реагентами повинна передбачати черговість і спосіб введення реагентів. Їх дозування і час перемішування передбаченими технічними засобами, контроль параметрів повинні проводитися згідно з регламентом (основним керівним документом при виборі рецептур і нормуванні показників є «Регламент бурових розчинів при бурінні похило-спрямованих експлуатаційних свердловин на Чекмагушевський нафтовому родовищі).
Технологія приготування глинистого полігліколеві бурового розчину полягає в наступному. У глинистий розчин, приготований з куганакского глинопорошків вихідною щільністю 1,12 г / см 3, оброблений кальцинованої содою, послідовно вводять Celpol SL, хлористий калій, мастильну добавку ФК - 2000 і гідрофобізірующую добавку Глікойл. При необхідності для зниження в'язкості передбачити обробку ФХЛС-МН, а для запобігання піноутворення - обробку реагентом ПЕМ - 1.
Параметри розчину: щільність 1,12 0.02 г/см3, умовна в'язкість 30-35 с, показник фільтрації 4-5 см3 за 30 хв, статичну напругу зсуву через 1 і 10 хв відповідно 6-10 і 20-25 даПа, рН=8-9, пластична в'язкість 20-25 мПа? с, динамічна напруга зсуву 10-15 даПа, липкість глинистої кірки 3,5-4,5 град.
При бурінні в інтервалі 1822-1949 м застосовується буровий розчин з попереднього інтервалу, який утяжеляют карбонатним обважнювачем до щільності 1,25 г/см3.
Параметри розчину: щільність 1,25 0.02 г/см3, умовна в'язкість 35-40 с, показник фільтрації 5-6 см3 за 30 хв, статичну напругу зсуву через 1 і 10 хв відповідно 8-12 і 22-27 даПа, рН=8-9, пластична в'язкість 21-26 мПа? с, динамічна напруга зсуву 12-17 даПа, липкість глинистої кірки 3,5-4,5 град.
.2 Вибір обладнання для приготування розчинів
У сучасних умовах буріння для приготування бурового розчину використовується наступне обладнання: блок приготування розчинів БПР - 2 з ви...
