ify"> д =2,5 ? 10 6 Па
0,0187 м.
Для інтервалу 700-1950 м діаметр насадок вибирається з аналізу відпрацювання доліт.
d н - діаметр насадок;
К н - число насадок долота;
н =14,3 мм , К н =6
Для інтервалу 1950 - 2830 м діаметр насадок вибирається з аналізу відпрацювання доліт.
d н - діаметр насадок;
К н - число насадок долота;
н =14,3 мм , К н =6
Для інтервалу 2830 - 2910 м діаметр насадок вибирається з аналізу відпрацювання доліт.
d н - діаметр насадок;
К н - число насадок долота;
н =5,6 мм , К н =3.
2.14 Вибір типу бурового розчину і розрахунок параметрів промивальної рідини
При бурінні верхній частині розрізу 0 - 700 м, представленої товщею льдосцементірованих, буровий розчин повинен володіти властивостями, що забезпечують зниження інтенсивності кавернообразованія стовбура свердловини, тобто зі збільшеними параметрами умовної в'язкості (до 120 с). Буріння в інтервалах залягання ММП на бурових розчинах з позитивною температурою вимагає врахування теплообмінних процесів між розчином і оточуючим масивом многолетнемерзлих порід.
Ці вимоги можуть бути реалізовані із застосуванням полімергліністих розчинів з регульованими псевдопластічнимі властивостями. Для зменшення впливу фільтрату бурового розчину на мерзлі породи, обмеження тепломасопереносу при проникненні фільтрату в пори, необхідно мати низькі показники фільтрації. Структурно-механічні властивості глинистих бурових розчинів повинні бути достатні для збереження нерухомого обсягу в кавернах. У цих умовах буровий розчин слід обробляти КМЦ (Tylose), що забезпечує зниження показників фільтрації та підвищення тиксотропії бурових розчинів при їх охолодженні в зоні контакту з Багаторічномерзлі породами. Для забезпечення переміщення обсадних труб при їх узвозі, зменшення сальнікообразованія розчин необхідно обробити графітом і таловим маслом.
Рекомендується тип бурового розчину з урахуванням пористості порід - полімергліністий, до складу, якого входять: бентоніт, КМЦ, кальцинована сода, Smectex, ЛТМ, графіт, ТПФН.
Розраховуються параметри промивальної рідини, що забезпечують формування номінального, по діаметру, стовбура свердловини заданої глибини при безаварійної проходці ускладнюють буріння горизонтів і належною якістю розкриття продуктивних горизонтів з урахуванням охорони надр і навколишнього середовища.
Спочатку визначаємо щільність бурового розчину, з умови недопущення надходження пластових флюїдів в свердловину, за формулою
r gt; К? Р пл/(g · Z); (54)
де К - коефіцієнт перевищення тиску в свердловині над пластовим:
К=1,10 при Z до 1200 м,
К=1,05 при Z gt; 1200 м.
Р пл - пластовий тиск на глибині Z, МПа.
Густина бурового розчину з умови недопущення гідророзриву порід найбільш слабкого пласта Бурим інтервалу.
r lt; Р погл/(g · Z погл). (55)
де Р погл - тиск поглинання (гідророзриву) найбільш слабкого пласта на глибині Z погл, МПа;
Розрахуємо щільність бурового розчину для інтервалу 700-1950 м
Р пл=0,00981 · тисяча дев'ятсот п'ятьдесят=19,13 МПа;
r 1=1,05 · 19,13 · 10 6/(9,81 · 1950)=1050 кг/м 3;
Р погл=0,016 · 1820=29,12 МПа;
r 2=29,12 · 10 6/(9,81 · 1820)=1631 кг/м 3.
Приймаємо щільність бурового розчину при бурінні під експлуатаційну колону 1100 кг/м 3.
До бурових розчинів пред'являється ряд вимог, які обумовлюють як їх якість, так і функціональне призначення. Буровий розчин повинен виконувати такі основні функції [36]:
бути екологічно безпечним, стійким до впливу електролітів, кислих газів, високої температури і тиску; мати стабільні в часі властивості; протистояти переходу вибуренной породи (розчинення, диспергування) до його складу;
забезпечувати якісне розкриття продуктивних пластів;
попереджати ускладнення в необсаженной стовбурі свердловини;
створювати сприятливі умови для руйнування вибою долотом;
в...
