Файл: Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная.rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 177
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
кг/м3
Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 3147 м будет принята равной ρПЖ = 2,1·103 кг/м3.
Условная вязкость промывочной жидкости определяет степень ее подвижности или текучести при прокачивании. Определяется условная вязкость по формуле 2.42
УВ=21·ρПЖ·10-3 (2.42)
Тогда для бурового раствора плотностью ρПЖ =1,1·103 кг/м3 условная вязкость будет равна:
УВ=21·1,1·103 ·10-3 = 23 с
Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 1660 м плотностью 1,12·103 кг/м3 будет составлять:
УВ=21·1,12·103 ·10-3 = 23,5 с
Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 1950 м плотностью 1,14·103 кг/м3 будет составлять:
УВ=21·1,14·103 ·10-3 = 24 с
Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 2539 м плотностью 1,8·103 кг/м3 будет составлять:
УВ=21·1,8·103 ·10-3 = 38 с
Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 2846 м плотностью 2,1·103 кг/м3 будет составлять:
УВ=21·2,0·103
·10-3 = 42 с
Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 3147 м плотностью 1,12·103 кг/м3 будет составлять:
УВ=21·2,1·103 ·10-3 = 44 с
Фильтрация характеризует способность раствора отфильтровывать жидкую фазу в окружающую среду. Определить величину фильтрации можно по формуле 2.43:
Ф = (6·103/ρПЖ)+3 (2.43)
где Ф - фильтрация, см3/30мин
Тогда определим фильтрацию для каждой рассчитанной плотности бурового раствора в соответствующих интервалах бурения.
для раствора плотностью 1,1·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,1·103)+3=7,5 см3/30мин;
для раствора плотностью 1,12·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,12·103)+3 = 8,3 см3/30мин;
для раствора плотностью 1,14·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,14·103)+3 = 8,4 см3/30мин;
для раствора плотностью 1,8·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,8·103)+3 = 6,3 см3/30мин;
для раствора плотностью 2,0·103 кг/м3 Ф = (6·10
3/2,0·103)+3 = 6 см3/30мин;
для раствора плотностью 2,1·103 кг/м3 Ф = (6·103/2,1·103)+3 = 5,8 см3/30мин.
Статическое напряжение сдвига (СНС) характеризует прочность структуры раствора в неподвижном состоянии. Способность раствора образовывать структуру в спокойном состоянии позволяет удерживать частицы горной породы в затрубном пространстве во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Статическое напряжение сдвига, измеренное через 1 минуту определяется по формуле 2.44 [12]:
СНС1= 5·(2-е-110d)·d·(ρП-ρПЖ) (2.44)
где d - диаметр частицы породы, м;
ρП - плотность горных пород, кг/м3;
ρПЖ - плотность промывочной жидкости, кг/м3.
Статическое напряжение сдвига, измеренное через 10 минут определяется по формуле 2.45 [12]:
СНС10 = СНС1·КТ (2.45)
где КТ - коэффициент тиксотропии, в идеальном случае КТ = 1, для практических расчетов примем КТ = 1,5.
Определим СНС1 и СНС10 по формулам 2.44 и 2.45 соответственно для каждой плотности бурового раствора.
для промывочной жидкости плотностью 1,1·10
3 кг/м3
СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1100)= 21,13 дПа;
СНС10 = 21,13·1,5=31,7 дПа.
для промывочной жидкости плотностью 1,12·103 кг/м3
СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1120)= 20,75 дПа;
СНС10 = 20,75·1,5=30,7 дПа.
для промывочной жидкости плотностью 1,14·103 кг/м3
СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1140)= 20,36 дПа;
СНС10 = 20,36·1,5=30,5 дПа.
для промывочной жидкости плотностью 1,8·103 кг/м3
СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1800)= 7,7 дПа;
СНС10 = 7,7·1,5=11,5 дПа.
для промывочной жидкости плотностью 2,0·103 кг/м3
СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-2000)= 4,85 дПа;
СНС10 = 4,85·1,5=7,3 дПа.
для промывочной жидкости плотностью 2,1·103 кг/м3
СНС1= 5·(2-2,718--110·0,003)·0,003·(2200-2100)= 3,4 дПа;
СНС10 = 3,4·1,5=5,1 дПа.
Уровень рН по всем интервалам принимается равный 8,5, т.к. применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН=8,5
¸9,5. Содержание песка не должно превышать 2 % и регулируется путем замены сеток на вибросите и насадок на пескоотделителе.
Исходя из расчетных данных, а также из опыта бурения скважин на месторождениях Краснодарского края принимаем следующие параметры бурового раствора по интервалам бурения (таблица 2.8).
Таблица 2.8 - Параметры бурового раствора
Контроль параметров бурового раствора осуществляется c использованием серийно выпускаемых приборов, входящих в комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1.
Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 3147 м будет принята равной ρПЖ = 2,1·103 кг/м3.
Условная вязкость промывочной жидкости определяет степень ее подвижности или текучести при прокачивании. Определяется условная вязкость по формуле 2.42
УВ=21·ρПЖ·10-3 (2.42)
Тогда для бурового раствора плотностью ρПЖ =1,1·103 кг/м3 условная вязкость будет равна:
УВ=21·1,1·103 ·10-3 = 23 с
Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 1660 м плотностью 1,12·103 кг/м3 будет составлять:
УВ=21·1,12·103 ·10-3 = 23,5 с
Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 1950 м плотностью 1,14·103 кг/м3 будет составлять:
УВ=21·1,14·103 ·10-3 = 24 с
Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 2539 м плотностью 1,8·103 кг/м3 будет составлять:
УВ=21·1,8·103 ·10-3 = 38 с
Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 2846 м плотностью 2,1·103 кг/м3 будет составлять:
УВ=21·2,0·103
·10-3 = 42 с
Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 3147 м плотностью 1,12·103 кг/м3 будет составлять:
УВ=21·2,1·103 ·10-3 = 44 с
Фильтрация характеризует способность раствора отфильтровывать жидкую фазу в окружающую среду. Определить величину фильтрации можно по формуле 2.43:
Ф = (6·103/ρПЖ)+3 (2.43)
где Ф - фильтрация, см3/30мин
Тогда определим фильтрацию для каждой рассчитанной плотности бурового раствора в соответствующих интервалах бурения.
для раствора плотностью 1,1·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,1·103)+3=7,5 см3/30мин;
для раствора плотностью 1,12·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,12·103)+3 = 8,3 см3/30мин;
для раствора плотностью 1,14·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,14·103)+3 = 8,4 см3/30мин;
для раствора плотностью 1,8·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,8·103)+3 = 6,3 см3/30мин;
для раствора плотностью 2,0·103 кг/м3 Ф = (6·10
3/2,0·103)+3 = 6 см3/30мин;
для раствора плотностью 2,1·103 кг/м3 Ф = (6·103/2,1·103)+3 = 5,8 см3/30мин.
Статическое напряжение сдвига (СНС) характеризует прочность структуры раствора в неподвижном состоянии. Способность раствора образовывать структуру в спокойном состоянии позволяет удерживать частицы горной породы в затрубном пространстве во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Статическое напряжение сдвига, измеренное через 1 минуту определяется по формуле 2.44 [12]:
СНС1= 5·(2-е-110d)·d·(ρП-ρПЖ) (2.44)
где d - диаметр частицы породы, м;
ρП - плотность горных пород, кг/м3;
ρПЖ - плотность промывочной жидкости, кг/м3.
Статическое напряжение сдвига, измеренное через 10 минут определяется по формуле 2.45 [12]:
СНС10 = СНС1·КТ (2.45)
где КТ - коэффициент тиксотропии, в идеальном случае КТ = 1, для практических расчетов примем КТ = 1,5.
Определим СНС1 и СНС10 по формулам 2.44 и 2.45 соответственно для каждой плотности бурового раствора.
для промывочной жидкости плотностью 1,1·10
3 кг/м3
СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1100)= 21,13 дПа;
СНС10 = 21,13·1,5=31,7 дПа.
для промывочной жидкости плотностью 1,12·103 кг/м3
СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1120)= 20,75 дПа;
СНС10 = 20,75·1,5=30,7 дПа.
для промывочной жидкости плотностью 1,14·103 кг/м3
СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1140)= 20,36 дПа;
СНС10 = 20,36·1,5=30,5 дПа.
для промывочной жидкости плотностью 1,8·103 кг/м3
СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1800)= 7,7 дПа;
СНС10 = 7,7·1,5=11,5 дПа.
для промывочной жидкости плотностью 2,0·103 кг/м3
СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-2000)= 4,85 дПа;
СНС10 = 4,85·1,5=7,3 дПа.
для промывочной жидкости плотностью 2,1·103 кг/м3
СНС1= 5·(2-2,718--110·0,003)·0,003·(2200-2100)= 3,4 дПа;
СНС10 = 3,4·1,5=5,1 дПа.
Уровень рН по всем интервалам принимается равный 8,5, т.к. применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН=8,5
¸9,5. Содержание песка не должно превышать 2 % и регулируется путем замены сеток на вибросите и насадок на пескоотделителе.
Исходя из расчетных данных, а также из опыта бурения скважин на месторождениях Краснодарского края принимаем следующие параметры бурового раствора по интервалам бурения (таблица 2.8).
Таблица 2.8 - Параметры бурового раствора
| Интервал, м | Плотность, кг/м3 | СНС, дПа | УВ, с | Фильтрация, см3/30мин | рН | П, % | ||
| от | до | | за 1 мин | за 10 мин | | | | |
| 0 1027 1660 1950 2539 2846 | 1027 1660 1950 2539 2846 3147 | 1,1·103 1,12·103 1,14·103 1,8·103 2,0·103 2,1·103 | 20-25 20-25 20-25 5-10 5-10 5-10 | 30-40 30-40 30-40 8-15 8-15 8-15 | 20-25 20-25 20-25 35-40 35-40 35-40 | 7-8 7-8 7-8 5-6 5-6 5-6 | 8,5¸9,5 8,5¸9,5 8,5¸9,5 8,5¸9,5 8,5¸9,5 8,5¸9,5 | <5 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 |
Контроль параметров бурового раствора осуществляется c использованием серийно выпускаемых приборов, входящих в комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1.