формулою:
11=0.71 * 1.1=0.78
11=0.71 * 1.15=0.81
Інтервал 11-113 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
113=0.82 * 1.1=0.9
113=0.82 * 1.15=0.94
Інтервал 113-263 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
263=0.91 * 1.1=1
263=0.91 * 1.15=1.04
Інтервал 263-353 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
353=0.93 * 1.1=1.02
353=0.93 * 1.15=1.07
Інтервал 353-443 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
443=0.86 * 1.1=0.95
443=0.86 * 1.15=0.99
Інтервал443-593мa=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
593=0.89 * 1.1=0.98
593=0.89 * 1.15=1.02
Інтервал 593-708 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
708=0.9 * 1.1=0.99
708=0.9 * 1.15=1.03
Інтервал 708-810 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
810=0.9 * 1.1=0.99
810=0.9 * 1.15=1.03
Інтервал 810-1118 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
1118=0.9 * 1.1=0.99
1118=0.9 * 1.15=1.03
Інтервал 1118-1206 м
Ка=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
1118=0.93 * 1.04=0.97
1118=0.93 * 1.07=0.99
Інтервал 1206-1383 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
1383=0.95 * 1.04=0.99
1383=0.95 * 1.07=1.02
Інтервал 1383-1425 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
1425=0.95 * 1.04=0.99
1425=0.95 * 1.07=1.02
Інтервал 1425-1445 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
1445=0.95 * 1.04=0.99
1445=0.95 * 1.07=1.02
Інтервал 1445-1585 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
1585=0.95 * 1.04=0.99
1585=0.95 * 1.07=1.02
Інтервал 1585-1645 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
1645=0.95 * 1.04=0.99
1645=0.95 * 1.07=1.02
Інтервал 1645-1668 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
1668=0.95 * 1.04=0.99
1668=0.95 * 1.07=1.02
Інтервал 1668-1675 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
1675=0.95 * 1.04=0.99
1675=0.95 * 1.07=1.02
Інтервал 1675-1691 мA=
Розраховуємо значення відносної щільності бурового розчину за формулою:
1691=0.95 * 1.04=0.99
1691=0.95 * 1.07=1.02
Всі значення коефіцієнта аномального високого тиску і щільності бурового розчину представимо в таблиці 2.
Таблиця 2. Коефіцієнти аномальності і щільність бурового розчину
Інтервал, мКоеффіціент аномальності К а 0-110.710.780.8111-1130.820.90.94113-2630.9111.04263-3530.931.021.07353-4430.860.950.99443-5930.890.981.02593-7080.90.991.03708-8100.90.991.03810-11180.90.991.031118-12060.930.970.991118-13830.950.991.021383-14250.950.991.021425-14450.950.991.021445-15850.950.991.021585-16450.950.991.021645-16680.950.991.021668-16750.950.991.021675-16910.950.991.02
Для того щоб наочно визначити розподіл тисків по стовбуру свердловини, а також виявити інтервали несумісні за умовами буріння, кількість обсадних колон і глибини їх спуску, будується графік суміщених тисків.
Глибина спуску обсадних колон приймається на 10-20 м вище закінчення зони кріплення (зони сумісних умов), але не вище глибини початку наступної зони сумісних умов.
Напрямок діаметром 425 мм спускається на глибину 60 м для перекриття пухких четвертинних порід, закріплення гирла свердловини, подачі промивної рідини в циркуляційних систем. Цементується до гирла свердловини.
Кондуктор діаметром 340 спускається на глибину 574 м в нижню частину ангарської свити для перекриття поглинаючих горизонтів у літвінцевской і ангарської свитках, ліквідації поглинання в траппах, перекриття соленосних відкладень ангарської свит, а також з метою перекриття вічній порід, схильних до растепленія та інтенсивному каверно...
