ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 78
Скачиваний: 8
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
(
=
=
=
Теперь посчитаем ∆ Ркп:
∆ Ркп за УБТС-203 – 9 м:
∆ Ркп =
∆ Ркп за УБТС1-203 – 18 м:
∆ Ркп =
∆ Ркп за УБТС1-229 – 27 м:
∆ Ркп =
∆ Ркп за УБТС1-299 –18 м:
∆ Ркп =
Следовательно,
=21740Па
Определим критическую плотность:
ρокр= 1,57 –
г/см3
Значение ρо =1,56> 1,24 следовательно, поглощения не будет
В интервале 2140-3500 м возможны поглощения бурового раствора, поэтому проведем проверку на их возникновение при максимально допустимой плотности
При
=145-150 дПа; 
=11-12 мПа*с; 
=1120 – 1140 кг/м3
Определим Dскв:
Dскв=190,5*(1,3) ^1/2) =217,2мм
Для начала определим Wкп для УБТС1-146, УБТС1-146, УБТС1-146
УБТС1-146.
Wкп УБТС1-146 =
Wкп УБТС1-146 =
Wкп УБТС1-146 =
Wкп УБТС1-146 =
Определим числа Сен-Венана для всех интервалов расположения труб:
Se кпУБТС1-146 =
103≥ 10
Se кпУБТС1-146 =
103≥ 10
Se кпУБТС1-146 = 103≥ 10
Se кпУБТС1-146 = 103≥ 10
Определим
также для всех интервалов:
βкп =1 –
(
=
=
=
=
Теперь посчитаем ∆ Ркп:
∆ Ркп за УБТС1-146 –72 м:
∆ Ркп =
∆ Ркп за УБТС1-146 – 36 м:
∆ Ркп =
∆ Ркп за УБТС1-146 – 18 м:
∆ Ркп =
∆ Ркп за УБТС1-146 – 9 м:
∆ Ркп =
Следовательно,
Определим критическую плотность:
ρокр= 1,54 –
г/см3
Значение ρо =1,54> 1,140 , следовательно, поглощения не будет
6.4.Выбор значения условной вязкости
Пользуясь формулами
, мПа*с; 
- 
дПа; 
мПа*с;
Из трёх приведенных равенств нетрудно получить зависимость
=
+ 
,
Условная вязкость УВ считается по формуле:
УВ = 14,7 + 0,87
Интервал 11-100 м ρ = 1180 кг/м3 = 140-150 дПа; = 12-14 мПа*с;
; УВ = (14,7 + 0,87
1,18=54
Интервал 100-1120 м ρ = 1230 кг/м3. =130-140 дПа; =14-15 мПа*с;
; УВ = (14,7 + 0,87
1,240=51.6
Интервал 1120-2140 м ρ = 1200 кг/м3. = 135-150 дПа; = 12-14 мПа*с;
; УВ = (14,7 + 0,87
1,20=52
Интервал 2140-3500 мρ = 1140 кг/м3. = 145-150 дПа; = 11-12 мПа*с;
; УВ = (14,7 + 0,87 1,14=55
Таблица 3.
6.5.Выбор статического напряжения сдвига ,одноминутного θ1 и десятиминутного θ10.
В соответствии с рекомендациями НИИ одноминутное СНС должно быть не менее 15 дПа, а десятиминутное СНС не должно превышать одноминутное значение более чем в два раза.
Основываясь на многолетнем опыте применения буровых растворов, С.Ю.Жуковицкий показал , что одноминутное СНС должно быть в пределах
Θ1=25-60 дПа.
Принимаем следующие значения для различных интервалов бурения.
Таблица 4.
6.6.Выбор величины водоотдачи B, водородного показателя pH
Основываясь на данных справочника |2|, принимаем следующие значения B и pH.
Таблица 5.
Интервал 11-100м
Раствор, рекомендуемый для бурения данного интервала – лигно-сульфонатный, должен глинизировать и закреплять стенки скважины, предотвращая возможные осложнения, обработать воду затворения кальцинированной содой (Na2CO3), для снижения содержания Ca++ и Mg++ и каустической содой (NaOH), чтобы повысить рН. Добавить бентонит – главный структурообразователь при бурении под удлиненное направление. Добавить УЩР и полимерный реагент К-4 для снижения коэффициента трения и фильтрационной корки.
Принятая рецептура из (1).
1.Пресная вода
2. Na2Co3 -3-5 кг/м3
3.NaOH- 4-6 кг/м3
4.Бентонит –50-60 кг/м3
5.УЩР-50-60 кг/м3
6.К-4 -20-30 кг/м3
Интервал 100-1120м
Бурение рекомендуется производить лигносульфонатным раствором с максимальным использованием раствора предыдущего интервала. Из-за наличия в разбуриваемой толще отложений глинистых пород, склонных к диспергированию и размоканию в воде, интенсивной наработке бурового раствора и неустойчивости ствола скважины, необходимо применять регуляторы вязкости и водоотдачи промывочной жидкости.Графит как смазочная добавка. При бурении вязкость и водоотдачу раствора следует поддерживать добавлением реагентов К-4, бентонита, УЩР, КССБ и Карбо-ПАЦ для эффективного выноса песка и шлама крупных размеров.Вязкость раствора регулировать добавкой ФХЛС.
Принятая рецептура из (1).
1.Пресная вода
2.NaOH – 5-6 кг/м3
3.Бентонит –90- 100 кг/м3
4.УЩР-50- 60 кг/м3
5.К-4 -30-40 кг/м3
6.КССБ- 10-15 кг/м3
7.Карбо-ПАЦ – 5-7 кг/м3
8.КМЦ-600 – 10-20 кг/м3
9.ФХЛС -10-15 кг/м3
10. Графит-20-25 кг/м3
11. Наполнитель с гл. – 10-15 кг/м3
Интервал 1120-2140м
Для интервала меловых отложений предлагается применение хлор-калиевого раствора. Рекомендуется максимально использовать буровой раствор с предыдущего интервала бурения с предварительной дообработкой полимерными реагентами КМЦ-600, Карбо-Пац, К-4 до требуемых реологических параметров.Добавляем графит как смазочную добавку. Ингибирование раствора достигается путем добавления алюмокалиевых квасцов и хлорида калия. Для контроля вязкости и частично фильтрационных свойств в раствор добавляется ФХЛС и КССБ.
= = = Теперь посчитаем ∆ Ркп:
∆ Ркп за УБТС-203 – 9 м:
∆ Ркп =
∆ Ркп за УБТС1-203 – 18 м:
∆ Ркп =
∆ Ркп за УБТС1-229 – 27 м:
∆ Ркп =
∆ Ркп за УБТС1-299 –18 м:
∆ Ркп =
Следовательно,
=21740ПаОпределим критическую плотность:
ρокр= 1,57 –
г/см3Значение ρо =1,56> 1,24 следовательно, поглощения не будет
В интервале 2140-3500 м возможны поглощения бурового раствора, поэтому проведем проверку на их возникновение при максимально допустимой плотности
При
=145-150 дПа; =11-12 мПа*с; =1120 – 1140 кг/м3Определим Dскв:
Dскв=190,5*(1,3) ^1/2) =217,2мм
Для начала определим Wкп для УБТС1-146, УБТС1-146, УБТС1-146
УБТС1-146.
Wкп УБТС1-146 =
Wкп УБТС1-146 =
Wкп УБТС1-146 =
Wкп УБТС1-146 =
Определим числа Сен-Венана для всех интервалов расположения труб:
Se кпУБТС1-146 =
103≥ 10
Se кпУБТС1-146 =
103≥ 10Se кпУБТС1-146 =
103≥ 10Se кпУБТС1-146 =
103≥ 10Определим
также для всех интервалов: βкп =1 –
( = = = = Теперь посчитаем ∆ Ркп:
∆ Ркп за УБТС1-146 –72 м:
∆ Ркп =
∆ Ркп за УБТС1-146 – 36 м:
∆ Ркп =
∆ Ркп за УБТС1-146 – 18 м:
∆ Ркп =
∆ Ркп за УБТС1-146 – 9 м:
∆ Ркп =
Следовательно,
Определим критическую плотность:
ρокр= 1,54 –
г/см3Значение ρо =1,54> 1,140 , следовательно, поглощения не будет
6.4.Выбор значения условной вязкости
Пользуясь формулами
, мПа*с; - дПа; мПа*с; Из трёх приведенных равенств нетрудно получить зависимость
=
+ , Условная вязкость УВ считается по формуле:
УВ = 14,7 + 0,87
Интервал 11-100 м ρ = 1180 кг/м3
= 140-150 дПа; = 12-14 мПа*с; ; УВ = (14,7 + 0,87 1,18=54Интервал 100-1120 м ρ = 1230 кг/м3.
=130-140 дПа; =14-15 мПа*с; ; УВ = (14,7 + 0,87 1,240=51.6Интервал 1120-2140 м ρ = 1200 кг/м3.
= 135-150 дПа; = 12-14 мПа*с; ; УВ = (14,7 + 0,87 1,20=52Интервал 2140-3500 мρ = 1140 кг/м3.
= 145-150 дПа; = 11-12 мПа*с; ; УВ = (14,7 + 0,87 1,14=55Таблица 3.
| Интервал, м | Условная вязкость, с | |
| От (верх) | До (низ) | |
| 11 | 100 | 54-55 |
| 100 | 1120 | 52-53 |
| 1120 | 2140 | 52-53 |
| 2140 | 3500 | 55-56 |
6.5.Выбор статического напряжения сдвига ,одноминутного θ1 и десятиминутного θ10.
В соответствии с рекомендациями НИИ одноминутное СНС должно быть не менее 15 дПа, а десятиминутное СНС не должно превышать одноминутное значение более чем в два раза.
Основываясь на многолетнем опыте применения буровых растворов, С.Ю.Жуковицкий показал , что одноминутное СНС должно быть в пределах
Θ1=25-60 дПа.
Принимаем следующие значения для различных интервалов бурения.
Таблица 4.
| Интервал бурения, м | СНС,дПа | |||
| От | До | Θ1 | θ10 | |
| 11 | 100 | - | - | |
| 100 | 1120 | 25-30 | 45-50 | |
| 1120 | 2140 | 25-30 | 45-50 | |
| 2140 | 3500 | 30-35 | 75-80 | |
6.6.Выбор величины водоотдачи B, водородного показателя pH
Основываясь на данных справочника |2|, принимаем следующие значения B и pH.
Таблица 5.
| Интервал, м | Показатели | фильтрации | |
| От | До | Водоотдача, см3/30мин | pH |
| 11 | 100 | 10-12 | 8-9 |
| 100 | 1120 | 8-10 | 8-9 |
| 1120 | 2140 | 6-8 | 8-9 |
| 2140 | 3500 | 6-8 | 9-10 |
7. Выбор состава промывочной жидкости.
Интервал 11-100м
Раствор, рекомендуемый для бурения данного интервала – лигно-сульфонатный, должен глинизировать и закреплять стенки скважины, предотвращая возможные осложнения, обработать воду затворения кальцинированной содой (Na2CO3), для снижения содержания Ca++ и Mg++ и каустической содой (NaOH), чтобы повысить рН. Добавить бентонит – главный структурообразователь при бурении под удлиненное направление. Добавить УЩР и полимерный реагент К-4 для снижения коэффициента трения и фильтрационной корки.
Принятая рецептура из (1).
1.Пресная вода
2. Na2Co3 -3-5 кг/м3
3.NaOH- 4-6 кг/м3
4.Бентонит –50-60 кг/м3
5.УЩР-50-60 кг/м3
6.К-4 -20-30 кг/м3
Интервал 100-1120м
Бурение рекомендуется производить лигносульфонатным раствором с максимальным использованием раствора предыдущего интервала. Из-за наличия в разбуриваемой толще отложений глинистых пород, склонных к диспергированию и размоканию в воде, интенсивной наработке бурового раствора и неустойчивости ствола скважины, необходимо применять регуляторы вязкости и водоотдачи промывочной жидкости.Графит как смазочная добавка. При бурении вязкость и водоотдачу раствора следует поддерживать добавлением реагентов К-4, бентонита, УЩР, КССБ и Карбо-ПАЦ для эффективного выноса песка и шлама крупных размеров.Вязкость раствора регулировать добавкой ФХЛС.
Принятая рецептура из (1).
1.Пресная вода
2.NaOH – 5-6 кг/м3
3.Бентонит –90- 100 кг/м3
4.УЩР-50- 60 кг/м3
5.К-4 -30-40 кг/м3
6.КССБ- 10-15 кг/м3
7.Карбо-ПАЦ – 5-7 кг/м3
8.КМЦ-600 – 10-20 кг/м3
9.ФХЛС -10-15 кг/м3
10. Графит-20-25 кг/м3
11. Наполнитель с гл. – 10-15 кг/м3
Интервал 1120-2140м
Для интервала меловых отложений предлагается применение хлор-калиевого раствора. Рекомендуется максимально использовать буровой раствор с предыдущего интервала бурения с предварительной дообработкой полимерными реагентами КМЦ-600, Карбо-Пац, К-4 до требуемых реологических параметров.Добавляем графит как смазочную добавку. Ингибирование раствора достигается путем добавления алюмокалиевых квасцов и хлорида калия. Для контроля вязкости и частично фильтрационных свойств в раствор добавляется ФХЛС и КССБ.