Разработка технологического регламента бурового раствора для бурения скважины глубиной 2530 м

ВведениеОпыт бурения горизонтальных скважин, скважин с резким изменением направления ствола и дренажных скважин показал, что прежде всего необходимо решать основные проблемы, характерные для всех типов скважин, и лишь потом заниматься вопросами, имеющими непосредственное отношение к сильно искривленным скважинам.Несмотря на то что много работ посвящено осложнениям в сильно искривленных скважинах, мы остановимся здесь на значении правильного выбора бурового раствора. В работе рассмотрено исследование некоторых основных параметров буровых растворов, а также приведены рекомендации по устранению осложнений. В числе этих вопросов – выбор типа бурового раствора, его плотность, вязкость, прочность геля, водоотдача, смазывающая способность.Информация основана на промысловом опыте, проведенных исследованиях и специальном изучении проблем местного и общего характера, возникающих при бурении сильно искривленных скважин.Результатом исследования очистки ствола и осложнений, возникающих при бурении скважин большого и малого диаметра на месторождениях с использованием буровых растворов без содержания твердой фазы, явились разработка новых рецептур и добавок к буровым растворам и усовершенствование технологии бурения.Наклонно-направленное бурение и горизонтальное бурение с большим отходом забоев скважин от вертикали имеет аспекты, обусловленные геологическими, технико-технологическими и организационными особенностями каждого объекта строительства. Поэтому для достижения высоких показателей качества проводки наклонно-направленных скважин с большим отходом забоев от вертикали и с горизонтальным окончанием ствола необходимо использовать комплексный подход к решению задач оптимизации процессов их строительства. Технология промывки скважин влияет на расходы, превышающие 60% прямых затрат на их строительство. Таким образом, вопросы, связанные с совершенствованием технологии промывки горизонтальных скважин, весьма актуальны, так как свойства промывочной жидкости, ее компонентный состав и гидравлика промывки ствола в значительной степени определяют технико-экономические показатели и качество строительства таких скважин.Раздел 1. Краткая геологическая характеристика разреза скважины.1. Интервал 0 – 200 м. Породы – чередование глины, песка с галькой. Категория твердости - 5 Категория абразивности 1 – 2 Осложнения - осыпи несвязных пород; 2.Интервал 200 –580 м. Породы – глина, песок. Категория твердости - 2 Категория абразивности 1 – 2 Осложнения – поглощение бурового раствора;3. Интервал 580 – 1080 м. Породы – чередование песка с галькой, глины песчанист.. Категория твердости - 2 Категория абразивности 2 - 3 4. Интервал 1080 – 1500 м. Породы – доломит, мергель. Категория твердости - 5 Категория абразивности 2 Осложнения – сальникообразование;5. Интервал 1500 – 1980 м. Породы – песчаник, аргилит. Категория твердости - 5 Категория абразивности 2 6. Интервал 1980 – 2200 м. Породы – песчаник, доломит. Категория твердости - 5 Категория абразивности 2 7. Интервал 2200– 2410 м. Породы – песчаник, аргилит, глина с галькой. Категория твердости - 2 Категория абразивности 2 8.Интервал 2410 – 2530 м. Породы – нефтеносный песок, глина, песчаник. Категория твердости - 5 Категория абразивности 2 На данном интервале наблюдаются нефтепроявления.Свойства горных пород назначены в соответствии с [1] (табл. 1.1; 1.2; 1.3 стр. 6 – 8) Проектная глубина скважины - 2530м.Раздел 2. Особенности технологии бурения скважины.Так как скважина является разведочно-эксплуатационной на нефть и ее глубина составляет 2530 м, выбираем буровую установку БУ-3000.Далее приводятся основные сведения по технической характеристике этой установки в соответствии с источником [1 стр. 64].Технические характеристики буровой установки БУ-3000№ПараметрыЗначения1Максимальная грузоподъемность, т1702Рекомендуемая глубина бурения (при массе бурильной колонны 30 кг/м), м30003Максимальная оснастка талевой системы5×64Длинна свечей, м275Максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната, кН2106Диаметр талевого каната, мм287Вид приводаДизельный8Тип приводаГрупповой9Мощность на барабане лебедки, кВт66110ЛебедкаУ2-2-1111Буровой насосУ8-6МА212Число насосов213Гидравлическая мощность, кВт50014Максимальная подача насоса, л/с5115РоторР - 46016Мощность, передаваемая на ротор, кВт36817ВертлюгУВ-25018ВышкаВА-41-17019Полезная высота вышки, м4120КронблокУКБА-6-20021Грузоподъемность кронблока, т20022Талевый блокУТБА-5-17023Грузоподъемность талевого блока, т17024Дизель-генераторные станцииТНЗ-ДЭ-104СЗ25Количество дизель – генераторных станций226Мощность станции, кВт100×227Производительность (суммарная) компрессорных станций, м3/мин1028Максимальное рабочее давление воздуха, мПа0,829Расстановка свечейАСП-3М130Удержание колонны, пневматические клиньяПКР-56031Свинчивание и развинчивание свечейАКБ-3М32Регулятор подачи долотаРПДЭ-332Раскрепление замковПневмораскрепитель (ПРС)33Метод монтажаКрупноблочный, поагрегатныйДля выбранной буровой установки приводится схема циркуляционной системы [3 и др.]:Циркуляционная система буровой установки: Блок шламовых насосов Приёмный блок Площадка для хранения химических растворов Эжекторный смеситель Диспергатор БПР Резервуар для хранения химических реагентов Блок подпорных насосов Блок гидроциклонов Гидравлический перемешиватель Песковый насос Блокви бросит Трубопровод долива Растворопровод Нагнетательная линия Буровой насос СкважинаСостав циркуляционной системы:ОборудованиеБУ-3000Блок приготовления буровых растворов:БПР-40БПР-7021Емкость с полезным объемом, м3:30405054-Перемешиватели:4УПГПЛ1, ПЛ21010Вибросито ВС-12Пескоотделители1Илоотделители1Дегазатор1Емкость с перемешивателем для приготовления химреагентов1Блок хранения химреагентов БХР с дозатором1Выбираем породоразрушающий инструмент. В соответствии со свойствами горных пород, для 2 - 3, 7 пластов выбираем шарошечное долото типа М, для пластов 1, 4 - 6 и 8-9 выбираем трехшарошечное долото типа Т [1, стр. 11, табл. 1.5].Конструкцию скважины необходимо разрабатывать в следующей последовательности (см. пример в [1] стр. 28):1.Выбор диаметра эксплуатационной колонны.Т. к. Q=25 м3/сут. Dэ. к.=114,3 мм.Принимаем колонну муфтового соединения.2.Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну.Dд.э.к.̍=Dэ.к.+2δ=114,3+30=144,3 ммПринимаем Dд.э.к.=151 мм.3.Внутренний диаметр промежуточной колонны. Dвн.п.к.I=Dд.э.к.+2∙∆=151+2∙(5÷10)=161мм.Принимаем Dп.к.=Dн.п. к.Dвн .п. к.=177,8/166 мм.4.Диаметр долота для бурения под промежуточную колонну.Dд.п.к.I=Dм. п.к.+2∙δ=198+50=248мм.Принимаем Dд.п.к.=245мм.5.Внутренниий диаметр кондуктора.Dвн.кон.I=Dд.п.к. +2∙∆=245+2∙7=259мм.Принимаем Dкон=Dн.кон./Dвн.кон.=273,1/240,1мм.6.Диаметр долота для бурения под кондуктор.Dд.кон.I=Dм.кон.+2∙δ=273,1+70=343,1мм.Принимаем Dд.кон.=349мм.7.Внутренний диаметр направляющей колонны.Dвн.н.к.I=Dд.кон.+2∙∆=349+2*7=363 мм.Dн.к.=Dн.н. к./Dвн.н.к.=406/387 мм.8.Диаметр долота для бурения на направляющую колонну.Dд.н.к.I=Dн.н .к.+2∙δ=406+2*35=476мм.Принимаем Dд.н.к.=490 мм.Схема конструкции скважины показана на рис. 2.020 м620 м2530 мНефтепроявления114,3 мм151 мм177,8/166мм244,5 мм273,1/240,1мм349,2 мм406,4/387,4мм490 мм1980 м  020 м620 м2530 мНефтепроявления114,3 мм151 мм177,8/166мм244,5 мм273,1/240,1мм349,2 мм406,4/387,4мм490 мм1980 м  020 м620 м2530 мНефтепроявления114,3 мм151 мм177,8/166мм244,5 мм273,1/240,1мм349,2 мм406,4/387,4мм490 мм1980 м  020 м620 м2530 мНефтепроявления114,3 мм151 мм177,8/166мм244,5 мм273,1/240,1мм349,2 мм406,4/387,4мм490 мм1980 м  Рис 2. Конструкция скважины.Раздел 3. Анализ инженерно-геологических условий бурения.На основе выданного задания для курсового проекта были проанализированы возможные осложнения при бурении отдельных интервалов горных пород и даны предварительные рекомендации по регулированию параметров бурового раствора с целью устранения этих осложнений. Анализ характерных осложнений при бурении в различных видах горных пород приведен в табл. 1 стр. 8 [3], а также в других источниках [1, стр. 13; 5, стр. 303].Интервалы без осложненийа) 1500 – 1980 м. – Песчаник, аргилит; 1980-2200 м. – Песчаник, доломит; При бурении таких пород возможно осыпание песчаных пород из-за глинистых пропластков, набухающих под воздействием фильтрата бурового раствора; наличие глины может привести к затяжкам и прихватам бурильной колонны.Промывочная жидкость должна обладать низкой фильтрацией и хорошими коркообразующиими свойствами для предотвращения возможных осложнений.б) 2200-2410 м. – Песчаник, аргилит, глина с галькойПри перебуривании этого интервала возможны осложнения, связанные с коагуляцией бурового раствора. Промывочная жидкость должна исключить агрессивное действие Ca+ и Mg+ катионов, кроме того содержание глинистых пород в 1 интервале ведет к загущению бурового раствора. На данных интервалах промывочная жидкость должна иметь минимальную водоотдачу и быть устойчивой к загущению и коагуляции (диспергированию выбуренной горной породы). в) 580-1080 м. - Чередование песка с галькой, глины песчанист.Промывочная жидкость должна обладать низкой фильтрацией и хорошими коркообразующиими свойствами для предотвращения возможных осложнений.г) 1980-200м.- Песчаник, доломитНа данных интервалах промывочная жидкость должна иметь минимальную водоотдачу и быть устойчивой к загущению и коагуляции (диспергированию выбуренной горной породы). Интервалы с осложнениями а) 0 - 200 м – Чередование глины, песка с галькой; В данном интервале наблюдаются осыпи несвязных пород.На данном интервале возможны обвалы и осыпи стенок скважины. Фильтрат бурового раствора, проникая по трещинам и каналам таких пород, уменьшает связность между их частицами, которые затем обрушаются в ствол скважины. Кроме того, обвалы горных пород могут происходить за счет действия бокового давления этих пород, превышающего гидростатическое давление на данной глубине.Чтобы этого избежать, необходимо улучшить качество раствора за счет повышения его реологических параметров. Необходимо уменьшить показатель фильтрации бурового раствора для исключения набухания глинистых пород. Кроме того, обвалы горных пород могут происходить засчет действия бокового давления этих пород, превышающегогидростатическое давление на данной глубине.Условия устойчивости горных пород.Pгст>Pбокгде Ргст – гидростатическое давление столба промывочной жидкости,Ргст = ρgH ,где ρ- плотность пром. жидкости г/см3;g - ускорение свободного падения; м/с2;Н – мощность слоев до рассматриваемого интервала обрушения, М.Рбок – боковое давление горных пород.Pбок=μп1-μпσzГде μп – коэф. Пуассона; μп1-μп=λ- коэф. бокового распора. Принимаем μп =0, 3. σz - напряжение от веса выше залегающих горных пород – геостатическое давление. σz=ρп. ср.*g*HГде ρп. ср.- средняя плотность горных пород, г/см3 Принимая во внимание чередование глины, известняка, берем среднюю плотность породы на данном интервале бурения 2000 кг/м3 Рассчитываем следующие параметры: Pгст =1060*9,81*380=3951468 Па=3,95 МПа σz= 2000*9,81*380=7455600 Па=7,46 МПаPбок=μп1-μпσz=0,31-0,3*7,46=3,2 МПаУсловие устойчивости горных пород выполняется (Pгст>Pбок3,95>3,2 МПа )б) 200 -580 м. Глина, песок; В данном интервале наблюдается поглощение бурового раствора.На данном интервале возможны обвалы и осыпи стенок скважины. Фильтрат бурового раствора, проникая по трещинам и каналам таких пород, уменьшает связность между их частицами, которые затем обрушаются в ствол скважины. Кроме того, обвалы горных пород могут происходить за счет действия бокового давления этих пород, превышающего гидростатическое давление на данной глубине.Чтобы этого избежать, необходимо улучшить качество раствора за счет повышения его реологических параметров. Необходимо уменьшить показатель фильтрации бурового раствора для исключения набухания глинистых пород. Кроме того, обвалы горных пород могут происходить засчет действия бокового давления этих пород, превышающегогидростатическое давление на данной глубине.Условия устойчивости горных пород.Pгст>Pбокгде Ргст – гидростатическое давление столба промывочной жидкости,Ргст = ρgH ,где ρ- плотность пром. жидкости г/см3;g - ускорение свободного падения; м/с2;Н – мощность слоев до рассматриваемого интервала обрушения, М.Рбок – боковое давление горных пород.Pбок=μп1-μпσzГде μп – коэф. Пуассона; μп1-μп=λ- коэф. бокового распора. Принимаем μп =0, 3. σz - напряжение от веса выше залегающих горных пород – геостатическое давление. σz=ρп. ср.*g*HГде ρп. ср.- средняя плотность горных пород, г/см3 Принимая во внимание чередование глины, известняка, песка берем среднюю плотность породы на данном интервале бурения 2000 кг/м3 Рассчитываем следующие параметры: Pгст =1080*9,81*390=4131972 Па=4,13 МПа σz= 2000*9,81*200=3531600 Па=3,53 МПаPбок=μп1-μпσz=0,31-0,3*3,53=1,51 МПаУсловие устойчивости горных пород выполняется (Pгст>Pбок4,13>1,51МПа )в) 1080-1500. Доломит, мергель. На данном интервале наблюдаются сальникообразования. При перебуривании пород этого интервала будет происходить сальникообразование за счет катионов Ca++ и Mg++, поступающих из перебуриваемых известняков. Исходя из этого, необходимо катионы Ca+2 и Mg+2 связывать введенной в состав раствора кальцинированной содой Na2CO3, коагуляции бурового раствора также препятствует введение защитных реагентов. 3. Интервалы продуктивного горизонта2410-2530 м. Нефтеносный песок, глина, песчаник. Пластовое давление: Рпл = 9, 81·1000·1810-0,4·106 = 17355800 Па = 17,36 МПа.Основное условие сохранения проницаемости продуктивного коллектора – это, во-первых, не превышение гидростатического давления по сравнению с пластовым, во-вторых, соответствие состава пластового флюида и промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта. С этой целью необходимо использовать раствор на углеводородной основе, например, ИБР.Определение плотности раствора для вскрытия продуктивной залежи:ρр=Kа∙Kб∙ρв, г/см3Где: Kа- коэффициент аномальности Kа=Pплρв∙g∙H=17,36 ∙1061000∙9,81∙1810=0,98Kб- коэффициент безопасности (Kб=1,05÷1,1)ρр=Kа∙Kб∙ρв=0,98∙1,1∙1=1,08 г/см3Для вскрытия продуктивной залежи буровой раствор должен обладать плотностью:ρр=1,08 г/см3Раздел 4. Формирование требований к промывочным жидкостям и выбор их видовРекомендуемые типы бурового раствора и требования к ним выбраны и обоснованы на основе классификационных требований к ним [3, табл. 2, стр. 13] применительно к условиям бурения в соответствии с заданием на курсовое проектирование. НомераслоевОсновные требования к промывочной жидкостиТипы промывочной жидкости отвечающие основным требованиямТипы промывочной жидкости не отвечающие основным требованиямФакторы непригодностипромывочной жидкостиРациональный тип промывочной жидкости1234561- минимальная фильтрация;- ингибирующее и крепящее действие;-защита от коагуляции- ингибированный глинистый раствор; - глинистый раствор обработанный защитными реагентами; - гуматный раствор; - вода;- отсутствие ингибирующего и стабилизирующего действия;- нет защиты от коагуляцииГлинистый раствор, обработанный защитными реагентами.2- минимальная фильтрация; - ингибирующее и крепящее действие;- полимерно-глинистый раствор;- ингибированный раствор-гипсовые глинистые растворы- лигносульфатный раствор- вода;- газообразные агенты- недостаточные структурные и реологические свойства;- отсутствие крепящего и ингибирующего действия;Полимерно-глинистый раствор3- ингибирующее и крепящее действие;- минимальная фильтрация;- полимерно-глинистый раствор;- ингибированный раствор-гипсовые глинистые растворы- лигносульфатный раствор- вода;- газообразные агенты- недостаточные реологические свойства;-отсутствие крепящего и ингибирующего действия;Полимерно-глинистый раствор4-защита от агрессии поликатионов; исключение коагуляционного загущения раствора.- ингибированный глинистый раствор; - глинистый раствор обработанный защитными реагентами; - гуматный раствор; - вода;- отсутствие ингибирующего и стабилизирующего действия;- нет защиты от коагуляции Гуматный раствор5- ингибирующее действие;- защита от коагуляции- минимальная фильтрация;- ингибированный глинистый раствор;- гуматный раствор;-лигносульфонатный раствор;- газообразныеагенты;- ГЖС- вода;- отсутствие ингибирующего действия- нет защиты от коагуляцииГуматный раствор6- защита от коагуляции;- минимальная фильтрация;- ингибирующее действие;- ингибированный глинистый раствор;- гуматный раствор;-лигносульфонатный раствор;- газообразныеагенты;- ГЖС- вода;- нет защиты от коагуляцииГуматный раствор7- минимальная фильтрация;- ингибирующее и крепящее действие;- глинистый раствор;- полимерно-глинистый раствор;- ингибированный раствор- вода;- отсутствие ингибирующего действияПолимерно-глинистый раствор8- сохранение проницаемости коллектора;- соответстие составов промывочной жидкости и флюида.- растворы на углеводородной основе.-вода- глинистый раствор;- газообразные агенты.- размокание глинистых поропластов; - отсутствие ингибирующего действия;- загрязнение горизонта;- малая плотность.ИБР Раздел 5. Разработка рецептуры бурового раствора и выбор их основных технологических параметров.Этот раздел был составлен на основе рекомендаций, изложенных в разделах 5 и 6 [3, стр. 15 и 21].Выбор и обоснование видов бурового раствора были сделаны в разделе 4 , а разработка рецептуры и обоснование свойств их была осуществлена с учетом используемой литературы, а также [3, стр. 19 – 20, табл. 5, и табл. 4 стр. 4]. Интервал 1. Условия устойчивости стенок скважины проверены в разделе 3 Курсового проекта.При перебуривании пород этого интервала будет происходить коагуляция раствора за счет катионов Ca++ и Mg++, поступающих из перебуриваемых известняков. Исходя из этого, необходимо катионы Ca+2 и Mg+2 связывать введенной в состав раствора кальцинированной содой Na2CO3. Для исключения коагуляционного загущения раствора, а так же загущения за счет обогащения твердой фазой, необходимо в состав раствора вводить УЩР, который подавляет структурообразование раствора и снижает показатель фильтрации, а так же ССБ, которая позволит избежать коагуляционного загущения раствора и снизит водоотдачу, затем CaCl2, который обладает ингибирующим действием по отношению к глинистым пропласткам.Количество материалов входящих в состав гуматного раствора.Бентонит – 30 – 50 кг/м3УЩР – 20 – 30 кг/м3ССБ – 15 – 25 кг/м3NaCO3 – 1,0 – 1,5 кг/м3CaCl2 – 0,5 – 0,9 кг/м3Вода – остальное Технологические параметры раствора:ρ = 1,06 г/см3Т = 20 – 60 с.θ1 и θ10 = 30 дПа и 80 дПаФ30 = 4 – 8 см3 за 30 минμп = = 2,0 Паμэ = 0,34 рН = 8,5 – 9Интервал 2. Условия устойчивости стенок скважины проверены в разделе 3 Курсового проекта.Главной задачей при бурении в этом интервале является снижение водоотдачи. Для обеспечения бурения в данном интервале без осложнений предусматриваем применение полимерглинистого раствора.В состав раствора входят: вода, бентонитовая глина, полимерный реагент – модификация гипана (к – 4), который позволяет при концентрации 0,4 – 0,5% снизить водоотдачу до Ф30 = 4 – 6 см3 и увеличить вязкость исходного раствора. Кроме того, полимерный реагент обладает стабилизирующим действием по отношению к глинистым породам и за счет образования полимерно-глинистой корки закрепить песчано-глинистые отложения. Для усиления стабилизирующего действия и снижения показателя фильтрации предусматривается ввод КМЦ-350 в количестве 4 ÷ 5 кг/м3.Полимерные растворы представляют собой водные растворы высокомолекулярных полимеров, структурированные малыми добавками бентонита или без него. Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышают содержание твердой и глинистых фаз в растворе. Так же в состав раствора вводятся ПАА, флоккулирующий кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы. Таким образом, в состав данного раствора входят следующие химические реагенты:Таким образом, в состав данного раствора входят следующие химические реагенты:1.Бентонит – 40 ÷ 50 кг/м32.КМЦ-350 –4 ÷ 5 кг/м3 (Ф30↓)3.ПАА – 25 ÷ 50 кг/м34.Вода – 810 ÷ 850 кг/м35.Гипан (К – 4) (0,4 – 0,5%)Технологические параметры глинистого полимерного раствора.ρ – плотность – 1,08 г/см3Т – условная вязкость – 30 – 40 с.Ф30 – показатель фильтрации – 5 – 8 см3 за 30 мин.θ1 и θ10 – статическое напряжение сдвига – 30 дПа и 60 дПаРеологические параметры [3].μп – пластическая вязкость – – динамическое напряжение сдвига – 2,0 Паμэ – эффективная вязкость μэ = μп + μэ = 0,006 + 2/6 = 0,34 рН – показатель щелочности – 8,0 – 8,5; Интервал 3.На данном интервале применяем полимерноглинистый раствор, такой же, как в интервале 2. В состав раствора входят: вода, бентонитовая глина, полимерный реагент – модификация гипана (к – 4), который позволяет при концентрации 0,4 – 0,5% снизить водоотдачу до Ф30 = 4 – 6 см3 и увеличить вязкость исходного раствора. Кроме того, полимерный реагент обладает стабилизирующим действием по отношению к глинистым породам и за счет образования полимерно-глинистой корки закрепить песчано-глинистые отложения. Для усиления стабилизирующего действия и снижения показателя фильтрации предусматривается ввод КМЦ-350 в количестве 4 ÷ 5 кг/м3.Полимерные растворы представляют собой водные растворы высокомолекулярных полимеров, структурированные малыми добавками бентонита или без него. Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышают содержание твердой и глинистых фаз в растворе. Так же в состав раствора вводятся ПАА, флоккулирующий кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы. Таким образом, в состав данного раствора входят следующие химические реагенты:Таким образом, в состав данного раствора входят следующие химические реагенты:1.Бентонит – 40 ÷ 50 кг/м32.КМЦ-350 –4 ÷ 5 кг/м3 (Ф30↓)3.ПАА – 25 ÷ 50 кг/м34.Вода – 810 ÷ 850 кг/м35.Гипан (К – 4) (0,4 – 0,5%)Технологические параметры глинистого полимерного раствора.ρ – плотность – 1,08 г/см3Т – условная вязкость – 30 – 40 с.Ф30 – показатель фильтрации – 5 – 8 см3 за 30 мин.θ1 и θ10 – статическое напряжение сдвига – 30 дПа и 60 дПаРеологические параметры [3].μп – пластическая вязкость – – динамическое напряжение сдвига – 2,0 Паμэ – эффективная вязкость μэ = μп + μэ = 0,006 + 2/6 = 0,34 рН – показатель щелочности – 8,0 – 8,5; Интервал 4.При перебуривании пород этого интервала будет происходить коагуляция раствора за счет катионов Ca++ и Mg++, поступающих из перебуриваемых известняков. Исходя из этого, необходимо катионы Ca+2 и Mg+2 связывать введенной в состав раствора кальцинированной содой Na2CO3 и NaOH. Для исключения коагуляционного загущения раствора, а так же загущения за счет обогащения твердой фазой, необходимо в состав раствора вводить УЩР, который подавляет структурообразование раствора и снижает показатель фильтрации, а так же ССБ, которая позволит избежать коагуляционного загущения раствора и снизит водоотдачу.Количество материалов входящих в состав гуматного раствора.Бентонит – 30 – 50 кг/м3УЩР – 20 – 30 кг/м3ССБ – 15 – 25 кг/м3NaCO3 – 1,0 – 1,5 кг/м3NaOH – 2-4 кг/м3.Вода – остальное Технологические параметры раствора:ρ = 1,06 г/см3Т = 20 – 60 с.θ1 и θ10 = 30 дПа и 80 дПаФ30 = 4 – 8 см3 за 30 минμп = = 2,0 Паμэ = 0,34 рН = 8,5 – 9 Интервал 5.На данном интервале применяем гуматный раствор состава, аналогичного используемому на интервале 4.При перебуривании пород этого интервала будет происходить коагуляция раствора за счет катионов Ca++ и Mg++, поступающих из перебуриваемых известняков. Исходя из этого, необходимо катионы Ca+2 и Mg+2 связывать введенной в состав раствора кальцинированной содой Na2CO3 и NaOH. Для исключения коагуляционного загущения раствора, а так же загущения за счет обогащения твердой фазой, необходимо в состав раствора вводить УЩР, который подавляет структурообразование раствора и снижает показатель фильтрации, а так же ССБ, которая позволит избежать коагуляционного загущения раствора и снизит водоотдачу.Количество материалов входящих в состав гуматного раствора.Бентонит – 30 – 50 кг/м3УЩР – 20 – 30 кг/м3ССБ – 15 – 25 кг/м3NaCO3 – 1,0 – 1,5 кг/м3NaOH – 2-4 кг/м3.Вода – остальное Технологические параметры раствора:ρ = 1,06 г/см3Т = 20 – 60 с.θ1 и θ10 = 30 дПа и 80 дПаФ30 = 4 – 8 см3 за 30 минμп = = 2,0 Паμэ = 0,34 рН = 8,5 – 9 Интервал 6 .Введенные в раствор ССБ и УЩР способствуют снижению водоотдачи, способствуя образованию тонких фильтрационных корок, не сужающих серьезно ствол скважины.На данном интервале применяем гуматный раствор состава, аналогичного используемому на интервалах 4 и 5, главной задачей которого является предотвращение набухания глин, ведущего к сужению ствола скважины.При перебуривании пород этого интервала будет происходить коагуляция раствора за счет катионов Ca++ и Mg++, поступающих из перебуриваемых известняков. Исходя из этого, необходимо катионы Ca+2 и Mg+2 связывать введенной в состав раствора кальцинированной содой Na2CO3 и NaOH. Для исключения коагуляционного загущения раствора, а так же загущения за счет обогащения твердой фазой, необходимо в состав раствора вводить УЩР, который подавляет структурообразование раствора и снижает показатель фильтрации, а так же ССБ, которая позволит избежать коагуляционного загущения раствора и снизит водоотдачу.Количество материалов входящих в состав гуматного раствора.Бентонит – 30 – 50 кг/м3УЩР – 20 – 30 кг/м3ССБ – 15 – 25 кг/м3NaCO3 – 1,0 – 1,5 кг/м3NaOH – 2-4 кг/м3.Вода – остальное Технологические параметры раствора:ρ = 1,06 г/см3Т = 20 – 60 с.θ1 и θ10 = 30 дПа и 80 дПаФ30 = 4 – 8 см3 за 30 минμп = = 2,0 Паμэ = 0,34 рН = 8,5 – 9 Интервал 7.На данном интервале применяем полимерноглинистый раствор, главной задачей которого является предупреждение сужения скважины путем введения ингибирующего реагента CaCl2. Также введенные в раствор КМЦ и Гипан снижают водоотдачу, препятствуя набуханию глинистых пород интервала, ведущего к сужению ствола скважины. Количество материалов, входящих в состав 1 м3 полимерно-глинистого раствора:1.Бентонит – 40 ÷ 50 кг/м32.КМЦ-350 –4 ÷ 5 кг/м3 (Ф30↓)3.ПАА – 25 ÷ 50 кг/м3 4.Вода – 810 ÷ 850 кг/м3 5.Гипан (К – 4) 0,4 – 0,5% 6. CaCl2 – 0,5-0,9 кг/м3.Технологические параметры полимерного раствора:ρ= 1,03 ÷ 2,0 г/см3 μп= 0,006 Па∙сТ = 20 ÷ 60 с τ0= 2,0 ПаФ30 = 5 ÷ 8 см3 μэ= 0,34 Па∙с θ1= 1,2 ÷ 6 Па, θ10 = 2,4 ÷ 9 Па рН = 8÷9Интервал 8.Нефтепроявление Рпл = 17,36 МПа. Главные требования к промывочной жидкости:– соответствие состава раствора и пластовых флюидов– равенство пластового и гидростатического давления столба жидкости в скважине.Выбираем ИБР – известковобитумный раствор (безводный РУО)Плотность раствора для вскрытия продуктивной залежи равна ρр = 1, 08 г/см3.ИБР состоит из следующих компонентов:дизельное топливо марок ДЛ и ДЗ(летнее и зимнее по ГОСТ 4749-73,содержащеее определенное количество ароматических углеводородов и выполняющее функции дисперсионной среды,в которой взвешены остальные компоненты: Известь используется негашеная,активностью ниже 50%,она регулирует структурно-механические свойства,и способствует термостабильности раствора: высокоокисленный битум обеспечивает низкую фильтрацию и повышает структурно-механические свойства раствора,а так же поверхностно-активные вещества,в качестве которого можно использовать сульфонол, предназначенный для гидрофобизации твердой фазы и регулирования структурно-механических свойсотв раствора: вода предназначена для гашения извести. Состав для приготовления 1 м3 ИБР: 1. Дизельное топливо - 563 кг/м3;2. Битум - 155 кг/м3;3. Известь негашеная- 310 кг/м3;4. Сульфонол НП-3/НП-1 - 12 кг/м3;5. Вода - 60 кг/м3Технологическиепараметры ИБР:ρ=1,2 г/см3 для вскрытия продуктивной залежи необходимо ИБР аэрировать до плотности ρр=1,08 г/см3.Т = 45 ÷ 50 сФ30 = 0 см3θ1= 0,5 Па, θ10 = 1,5 Паμп = 0,017 Па∙сτ0= 1,4 Паμэ= 0,017 Па∙с 6. Расчеты, связанные с приготовлением промывочныхжидкостей.Таблица 3. Проектная конструкция скважин (см. рис. 1).№ п/ п Вид обсадной колонны Глубина спуска обсадных колонн, м. Диаметр обсадной колонны мм Диаметр долота в интервале спуска обсадной колонны, ммотдовсегонаруж- ный внутрен- ний 1 2 34Направляющая Кондуктор Промежуточная Эксплуатационная 0 0 0 0 20 620 1820 2530 20 620 1820 2530 406,4 273,1 177,8 114,3 387,4 240,1166 103,9490 349,2244,5151 Расчет необходимого количества химических реагентов ведется наоснове разработанной рецептуры бурового раствора применительно ккаждому из выделенных интервалов бурения. Возможные варианты расчетовпри этом :1 вариант – если химический реагент вводится впервые, т.е. его до началабурения в данном интервале в промывочной жидкости его не было. В этомслучае химической обработке подлежат:исходный объем – Vисх.запасный объем – Vзап.объем бурового раствора, расходуемого на бурение – Vбур.Тогда масса химического реагента (компонента) для приготовлениябурового раствора определяется по формуле: (29) где:Qисх. – масса компонента для обработки исходного раствора:(30)Qзап. – масса компонента для обработки запасного объема раствора: (31)Qбур. – масса компонента для обработки расходуемого при бурении раствора (32)a - повышающий коэффициент для учета расхода его при повторнойобработке бурового раствора при бурении;a = 1 при первичном введении компонента;a = 1,1 при каждом повторном введении компонента и расчете величин Qисх.,Qзап. и Qбур.;q – рациональная концентрация химического реагента в промывочнойжидкости, кг/м3.Рациональная концентрация химического реагента в составевыбранного бурового раствора назначается в соответствии с имеющимисярекомендациями в источниках [1,2,4,3,5 и др.].Часто в литературных источниках концентрация химических реагентовв составе рекомендуемых рецептур буровых растворов задается в процентах(%). В этом случае для перевода рекомендуемой концентрации из % в кг/м3конкретного химического реагента необходимо пользоваться формулами: (33)где:- масса химического реагента для обработки заданного объема (Vp)бурового раствора, кгх – рекомендуемая концентрация химического реагента, % ρр - плотность бурового раствора, кг/м3, (34)2 вариант – если рассматриваемый химический реагент уже присутствовал вбуровом растворе при бурении предыдущего интервала, то расчет егоколичества ведется в зависимости от соотношения его концентрации врастворе предыдущего и рассматриваемого интервалов:а) концентрация компонента в буровом растворе при бурении врассматриваемом интервале требуется меньшая, нежели была в растворе дляпредыдущего интервала.В этом случае исходный объем раствора (Vисх.) не обрабатывается, аподлежат обработке: - дополнительный объем запасного раствора для рассматриваемогоинтервала скважины;- объем бурового раствора, расходуемого на бурение рассматриваемогоинтервалаВ этом случае масса химического реагента для обработки буровогораствора определяется по формуле: (35)Количество реагента для обработки запасного объема буровогораствора определяется по формуле: (36)где:qm - рекомендуемая концентрация химического реагента в рассматриваемоминтервале, кг/м3Масса реагента для обработки бурового раствора, расходуемого прибурении в рассматриваемом интервале скважины определяется по формуле: (37)б) концентрация химического реагента в буровом растворе при бурении врассматриваемом интервале скважины требуется более высокая, нежели врастворе предыдущего интервала т.е.: qm > qm-1В этом случае химической обработке подлежат:Vисх. – исходный объем;Vзап.m-1 – объем запасного бурового раствора использовавшегося при бурениипредыдущего интервала.Заново должны обрабатываться химическим реагентом: - дополнительный объем запасного бурового раствора;. - объем бурового раствора, расходуемый на бурение скважины врассматриваемом интервале.Определяем массу химического реагента по формулам:– для обработки исходного объема бурового раствора: (38)– для обработки запасного объема бурового раствора: (39)– для обработки бурового раствора, расходуемого на бурениерассматриваемого интервала скважины: (40)где: qm и qm-1 - рекомендуемая концентрация химического реагента в буровомрастворе для бурения в рассматриваемом и предыдущем интервалахсоответственно, кг/м3.В результате расчетов в разделе 6.2 необходимо определить количествокаждой разновидности химических реагентов в каждом из рассматриваемыхинтервалов бурения скважины, а также их общее количество, необходимоедля бурения всей скважины.Расчет объемов бурового глинистого раствора, обработанного защитными реагентами, и его компонентов в интервале 0-200 м. 1)Определяем объем бурового раствора для бурения под направляющуюобсадную колонну:Vр.н..=Vисх.+Vзап.н.+Vбур.н. (6)Vисх.=120 м3 Vзап.н=πDс.н.24lн=3,14*0,4924*20=3,77 м3 (7)где: Dс.н.- диаметр скважины под направляющую, м. lн- длина интервала скважины под направляющую, м. Vбур.н.= lн*nн=20*0,39=7,8 м3, (8) где nн- норма расхода бурового раствора, зависящая от вида обсадной колонны, под которую ведется бурение, принимается по табл. 18 стр. 52 [3], м3/м.Тогда: Vр.н..=120+3,77+7,8=131,57 м3 2)Определяем дополнительный объем бурового раствора для бурения подкондуктор, в случае если будет применяться раствор, использованный прибурении под направляющую обсадную колонну, т.е. в предыдущем интервале:Vр.к.=Vбур.к.+ΔVзап.к. (9)ΔVзап.к.=Vзап.к.- Vзап.н, (10)Vзап.н, - запасной объем раствора для бурения под направляющую обсаднуюколонну (найден в п.1);Vзап.к - запасной объем для бурения под кондуктор.Величина Vзап.к определяется, для случая, когда направляющая обсаднаяколонна опущена в скважину и зацементирована, а затем пробурен интервалскважины под кондуктор до глубины lк .Тогда величина Vзап.к состоит из двух величин,– объема раствора, необходимого для заполнения внутри направляющейобсадной колонны:V1к=πDн24lн=3,14*0,387424*20=2,36 м3 (11)где: Dн – внутренний диаметр направляющей колонны;– объема бурового раствора, необходимого для заполнения необсаженнойчасти скважины, расположенной ниже башмака направляющей колонны:следовательно:V2к=πDс.к.24lк-lн=3,14*0,349224200-20=15,32 м3 (12)Vзап.к.=2,36+15,32=17,68 м3 (13)Проверяем условие:Vзап.к> Vзап.н(17,68 >3,77 м3)следовательно, необходимо объем запаса при бурении под кондукторпополнить на величину:ΔVзап.к.=Vзап.к.- Vзап.н, =17,68 -3,77=13,91 м3 (14)Находим объем бурового раствора, необходимый для механического буренияпод кондукторVбур.к.=nк(lк-lн)=0,22*(200-20)=35,2 м3 (15)Следовательно, для бурения под кондуктор потребуется следующееколичество бурового раствора (по формуле (9)):Vр.к.=35,2+13,91=49,11 м3Общий объем бурового раствора для бурения в интервале 0-200 м:Vпг.р.=Vн.р+Vк.р.=131,57+49,11=200,68 м3.Определяем массу глины для бурения в интервале 0-200 м:mг=Vр.с.ρг(ρр-ρв)ρг-ρв=200,68 *2,55(1,08-1)2,55-1=23,78 тОпределяем необходимое количество воды для бурения на интервале 0-200м.Там же, по формуле (31)mв=Vр.с.ρв(ρг-ρр)ρг-ρв=200,68 *1(2,55-1,08)2,55-1=171,35 тОпределяем средний расход глины на бурение 1 м. скважины в интервале 0-200 м:Там же, по формуле (32):qг=mгLс=23780200=132,11 кг/мОпределяем средний расход воды на бурение 1 м скважины в интервале 0-200 м:Там же, по формуле (33):qв=mвLс=171350200=951,94 кг/мОпределяем массу и средний расход введенных реагентов:УЩР:QУЩР=a∙q∙Vр=1∙25∙200,68 =4517 кгqУЩР=mУЩРLс=4517200=25,09 кг/мССБ:QССБ=a∙q∙Vр=1∙20∙200,68 = 3613,6 кгqССБ=mССБLс=3613,6 200=20,08 кг/мNa2CO3: QNa2CO3= a∙q∙Vр =1∙1,5∙200,68 =271,02 кгqNa2CO3=mNa2CO3Lс=271,02200=1,51 кг/мCaCl2: Q CaCl2= a∙q∙Vр =1∙0,7∙200,68 =126,48 кгqCaCl2=mCaCl2Lс=126,48200=0,7 кг/мРасчет объемов бурового полимерно-глинистого раствора и его компонентов в интервале 200-580 м. 1)Определяем объем бурового раствора для бурения под кондуктор:Vр.к..=Vисх.+Vзап.к.+Vбур.к. (6)Vисх.=120 м3 Величина Vзап.к определяется, для случая, когда направляющая обсаднаяколонна опущена в скважину и зацементирована, а затем пробурен интервалскважины под кондуктор до глубины lк .Тогда величина Vзап.к состоит из двух величин,– объема раствора, необходимого для заполнения внутри направляющейобсадной колонны:V1к=πDн24lн=3,14*0,387424*20=2,36 м3 (11)где: Dн – внутренний диаметр направляющей колонны;– объема бурового раствора, необходимого для заполнения необсаженнойчасти скважины, расположенной ниже башмака направляющей колонны:следовательно:V2к=πDс.к.24lк-lн=3,14*0,349224580-20=56,51 м3 (12)Vзап.к.=2,36+56,51=58,87 м3 (13)Находим объем бурового раствора, необходимый для механического буренияпод кондукторVбур.к.=nк(lк-lн)=0,22*(580-200)=94,9 м3 (15)Следовательно, для бурения под кондуктор потребуется следующееколичество бурового раствора (по формуле (9)):Vр.к.=94,6+58,87 +120=273,47 м3Определяем массу глины для бурения в интервале 200-580 м:mг=Vр.с.ρг(ρр-ρв)ρг-ρв=273,47 *2,55(1,08-1)2,55-1=35,99 тОпределяем необходимое количество воды для бурения на интервале 200-580м.Там же, по формуле (31)mв=Vр.с.ρв(ρг-ρр)ρг-ρв=273,47 *1(2,55-1,08)2,55-1=259,36 тОпределяем средний расход глины на бурение 1 м. скважины в интервале 200-580 м:Там же, по формуле (32):qг=mгLс=35990430=83,7 кг/мОпределяем средний расход воды на бурение 1 м скважины в интервале 200-580 м:Там же, по формуле (33):qв=mвLс=259360430=603,16 кг/мОпределяем массу и средний расход введенных реагентов:КМЦ-350:QКМЦ-350=a∙q∙Vр=1∙5∙273,47 =1367,35 кгqКМЦ=mКМЦLс=1367,35430=3,18 кг/мПАА:QПАА=a∙q∙Vр=1∙30∙273,47 = 8204,1 кгqПАА=mПААLс= 8204,1430=19,08 кг/мГипан (к-4): , кг/м3 Qг= a∙q∙Vр =1∙5,4∙273,47 =1476,74 кгqГипан=mГипанLс=1476,74430=3,43 кг/мРасчет объемов бурового гуматного раствора и его компонентов в интервале 580-1080 м В этом случае, определяем потребный объем бурового раствора длябурения под промежуточную колонну по формуле:Vр.пр.=Vисх.пр+ Vзап.пр.+Vбур.пр.. (21)Vисх.пр=120 м3Количество бурового раствора для увеличения запасного объема прибурении под промежуточную колонну будем определять по формуле:Запасной объем для бурения интервала скважины подэксплуатационную колонну находим:Vзап.пр.=V1пр.+V2пр.=πDк24lк+πDс.пр.24lпр-lк=3,14*0,240124*580+3,14*0,2445241080-580=30,19+23,48=53,67 м3 (22)Dпр. – внутренний диаметр кондуктора;Определяем необходимый объем бурового раствора для механическогобурения скважины под промежуточную колонну в интервале 580– 1080 м:Vбур.пр.=nпр(lпр-lпр)=0,18*(1080-580)=90 м3 (24)следовательно, дополнительный объем бурового раствора для буренияинтервала скважины под эксплуатационную колонну по формуле (21)составит:Vр.гум.= 120+53,67+90=263,67 м3Определяем массу глины для бурения в интервале 580– 1080 м:mг=Vр.с.ρг(ρр-ρв)ρг-ρв=263,67 *2,55(1,06-1)2,55-1=26,03 тОпределяем необходимое количество воды для бурения на интервале 580– 1080 м.Там же, по формуле (31)mв=Vр.с.ρв(ρг-ρр)ρг-ρв=263,67 *1(2,55-1,06)2,55-1=253,46 тОпределяем средний расход глины на бурение 1 м. скважины в интервале 580– 1080 м:Там же, по формуле (32):qг=mгLс=26030500=52,06 кг/мОпределяем средний расход воды на бурение 1 м скважины в интервале 580– 1080 м:Там же, по формуле (33):qв=mвLс=253460500=506,92 кг/мОпределяем массу и средний расход введенных реагентов:УЩР:QУЩР-350=a∙q∙Vр=1∙25∙263,67 =6591,75 кгqУЩР=mУЩРLс=6591,75500=13,18 кг/мССБ:QССБ=a∙q∙Vр=1∙20∙263,67 = 5273,4 кгqССБ=mССБLс=5273,4500=10,55 кг/мNa2CO3: QNa2CO3= a∙q∙Vр =1∙1,5∙263,67 =395,51 кгqNa2CO3=mNa2CO3Lс=395,51500=0,79 кг/мNaOH: QNaOH=a∙q∙Vр=1∙3∙263,67 = 791,01 кгqNaOH=mNaOHLс= 791,01 500=1,58 кг/мРасчет объемов бурового полимерно-глинистого раствора и его компонентов в интервале 1080-1500 м В этом случае, определяем потребный объем бурового раствора длябурения под промежуточную колонну по формуле:Vр.пр.= Vзап.пр.+Vбур.пр.+Vпр.исх. (21)Vпр.исх.=90 м3Количество бурового раствора для увеличения запасного объема прибурении под эксплуатационную колонну будем определять по формуле:Запасной объем для бурения интервала скважины подэксплуатационную колонну находим:Vзап.пр.=V1пр.+V2пр.=πDк24lк+πDс.пр.24lпр-lк=3,14*0,240124*580+3,14*0,2445241500-580=27,62+56,34=83,96 м3 (22)Dпр. – внутренний диаметр промежуточной колонны;Определяем необходимый объем бурового раствора для механическогобурения скважины под промежуточную колонну в интервале 1080– 1500 м:Vбур.пр.=nпр(lпр-lпр)=0,18*(1500-1080)=126 м3 (24)следовательно, дополнительный объем бурового раствора для буренияинтервала скважины под эксплуатационную колонну по формуле (21)составит:Vр.гум.=90+126+83,96=299,96 м3Определяем массу глины для бурения в интервале 1080– 1500 м:mг=Vр.с.ρг(ρр-ρв)ρг-ρв=299,96 *2,55(1,08-1)2,55-1=39,48 тОпределяем необходимое количество воды для бурения на интервале 1080– 1500 м.Там же, по формуле (31)mв=Vр.с.ρв(ρг-ρр)ρг-ρв=299,96 *1(2,55-1,08)2,55-1=284,48 тОпределяем средний расход глины на бурение 1 м. скважины в интервале 1080– 1500 м:Там же, по формуле (32):qг=mгLс=39480700=56,4 кг/мОпределяем средний расход воды на бурение 1 м скважины в интервале 1080– 1500 м:Там же, по формуле (33):qв=mвLс=284480700=406,4 кг/мОпределяем массу и средний расход введенных реагентов:КМЦ-350:QКМЦ-350=a∙q∙Vр=1∙5∙299,96 =1499,8 кгqКМЦ=mКМЦLс=1499,8700=2,14 кг/мПАА:QПАА=a∙q∙Vр=1∙30∙299,96 = 8998,8 кгqПАА=mПААLс=8998,8700=12,86кг/мГипан (к-4): , кг/м3 Qг= a∙q∙Vр =1∙5,4∙299,96 =1619,78 кгqГипан=mГипанLс=1619,78700=2,31 кг/мCaCl2: Q CaCl2= a∙q∙Vр =1∙0,7∙299,96 =209,97 кгqCaCl2=mCaCl2Lс=209,97700=0,3 кг/мРасчет количества компонентов известково-битумного раствора.Определяем количество бурового раствора, потребного для первичноговскрытия продуктивной залежи и добуривания скважины до проектнойглубины 2530 м.Как уже отмечалось выше, для этой цели будет применяться раствор науглеводородной основе. Применяем совместный способ вскрытияпродуктивной толщи (1500 – 2200 м.) и вышезалегающих горных пород, вкоторых не будут возникать осложнения в процессе перебуриванияпродуктивного горизонта с применением бурового раствора науглеводородной основе, в том числе и для добуривания скважины допроектной глубины (2530 м.)В этом случае потребный объем бурового раствора на углеводороднойоснове определим по формуле:Vп= Vисх + Vзап.п+ Vбур.п (26)где:Vзап.п. – запасной объем бурового раствора необходимого для перебуриванияпродуктивной толщи и добуривания скважины до проектной глубины;Vзап.э.=V1э.+V2э.=πDпр24lэ+πDс.э.24lс-lэ=3,14*0,16624*1500+3,14*0,151242530-1500=39,17+15,76=54,93 м3 (27)Объем бурового раствора, необходимого для механического буренияскважины в интервале продуктивной залежи и ниже до проектной глубинынаходим по формуле:Vбур.пр.=nэ(lс-lэ)=0,12*(2530-1500)=105,6 м3, (28)Определяем по формуле (26) потребный объем бурового раствора науглеводородной основе:Vп= Vисх + Vзап.п+ Vбур.п=90+105,6+54,93=250,83 м3 После достижения скважинной проектной глубины 2530 м в нееопускается эксплуатационная колонна той же длины и осуществляется еецементирование с последующим вторичным вскрытием продуктивной толщи в интервале 1500 – 2230 м. с применением одного из методов перфорацииэксплуатационной колонны.Используя ИБР, мы вскрываем продуктивный пласт и добуриваем скважину до проектной глубины. После этого мы опускаем обсадную колонну с последующим цементажом и производим вторичное вскрытие продуктивного пласта.Дизельное топливо:QДТ = VИБР · qДТ =250,83 ·563= 141217,29 кг – масса дизельного топлива ДЛ;Средний расход ДТ по массе на бурение 1 м скважины в интервале (1500 – 2530):qДТ ср = QДТ / L ,где L – длина интервала, пробуренного с использованием ИБР.qДТ ср = 141217,29 / 880 = 160,47 кг/м;Битум:QБ = VИБР · qБ = 250,83 ·155=38878,65 кг– масса битума;Средний расход битума по массе на бурение 1 м скважины в интервале (1500 – 2530):qБ ср = 38878,65 / 880 = 44,18 кг/м;Известь негашеная (СаО):QИзв = VИБР · qИзв = 250,83 ·310=77757,3 кг– масса извести;Средний расход СаО по массе на бурение 1 м скважины в интервале (1500 – 2530):qИзв ср = 77757,3 / 880 = 88,36 кг/м;Сульфонал НП-3 или НП-1:QНП = VИБР · qНП = 250,83 ·12=3009,96 кг – масса сульфонала;Средний расход сульфонала по массе на бурение 1 м скважины в интервале (1500 – 2530):qНП ср = 3009,96/ 880= 3,42 кг/м;Вода:Qв = VИБР · qв = 250,83 ·60=15049,8 кг – масса воды;Средний расход воды по массе на бурение 1 м скважины в интервале (1500 – 2530):qв ср = 15049,8 / 880 = 17,1 кг/м.Список литературыКалинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. «Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые». Недра, М., 2001 г.Дудля Н.А., Третьяк А.Я. «Промывочные жидкости в бурении». Ростов Н/Дону, 2009 г.Соловьёв Н.В. Методические рекомендации по составлению курсового проекта «Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважины» по дисциплине «Очистные агенты и тампонажные смеси» М., РГГРУ, 2006 г.Рязанов Я.А. «Справочник по буровым растворам» Недра, М., 1986 г.Калинин А.Г. «Бурение нефтяных и газовых скважин» ЦентрЛитНефтегаз, М., 2008 г.Соловьёв Н.В. и др. «Бурение разведочных скважин» Высшая школа, М., 2007 г.Ивачёв Л.М. «Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин» Справочное пособие. Недра, М., 1989 г.Городнов В.Д. «Буровые растворы» Недра, М., 1985 г.Булатов А.И. и др. «Справочник инженера по бурению скважин» Т 1., Недра, М., 1985 г.Соловьёв Н.В. Методические рекомендации по составлению курсового проекта по курсу: «Промывочные жидкости и тампонажные смеси» для студентов специальности 08.07 («Технология и техника разведки МПИ») РГГРУ, М., 2006 г.