Рассчитываем параметры бурового раствора для каждого интервала.

I интервал (0-50)м.

Pпл = 0,490 МПа, , МПа, м.

кг/м³,

кг/м³.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала кг/м³.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Па×с.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см³/30мин.

Интервал (50-650)м.

Pпл = 6,48 МПа, , МПа, м.

кг/м³.

кг/м³.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала кг/м³.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Па×с.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см³/30мин.

Интервал (650-950)м. Pпл = 9,32 МПа, , кг/м³, м.

кг/м³.

Скелетное напряжение горных пород:

МПа.

МПа.

кг/м³.

Принимаем плотность бурового раствора для интервалов (300-675) и (675-950) кг/м³.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па,

Пластическая вязкость:

Па×с.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см³/30мин.

Интервал (950-1700)м.

Pпл = 16,677 МПа, , МПа, м.

кг/м³.

кг/м³.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала кг/м³.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Па×с.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см³/30мин.

 

Интервал (1700-2700)м.

Pпл = 20,14 МПа, , МПа, м.

кг/м³.

кг/м³.

Принимаем для данного интервала буровой раствор с наиболее подходящей плотностью кг/м³.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Па×с.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см³/30мин.

 

Вариант №1.

Для бурения под направление и кондуктор используется готовый глинистый раствор, оставшийся после бурения предыдущей скважины куста на основе КМЦ, НТФ и смазочной добавки ФК-2000+. Он обладает хорошими противоприхватными свойствами, так как содержит достаточное количество смазочной добавки. При необходимости буровой раствор при бурении под кондуктор может быть дообработан экологически малоопасной смазочной добавкой.

При бурении под эксплуатационную колонну принята рецептура на основе КМЦ, НТФ и смазочной добавки ФК-2000 Плюс.

Буровой раствор, обработанный КМЦ и НТФ, достаточно эффективен с точки зрения вскрытия продуктивного пласта. Использование в составе раствора смазки ФК-2000 Плюс, которая содержит ПАВ, также способствует снижению отрицательного воздействия раствора на продуктивный пласт (по данным разработчика смазки ФК-2000 Плюс).

Вариант №2.

 

 

 

Таблица 15-Планируемые значения технологических параметров буровых растворов

 

Интервал бурения по вертикали,м	Плотность,кг/м3	Условная вязкость, с	Пластическая вязкость, мПа с	Динамическое напряжение сдвига, Па	СНС, Па через мин	Водоотдача, см3/30 мин	Толщина корки, мм	Содержа-ние песка, %	pH	Минера-лизация, г/л
от	До
			23,1		2,35			8,5	1-1,5	1,5		0,2
			23,1		2,4			8,45	1-1,5	1,5		0,2
			23,1		2,4			8,45	0,5-1			0,2
			22,4		2,1			8,6	0,5		8,5-9	1-3
				8,3	1,84			8,8	0,5		8,5-9	0,5-1

 

Таблица 16. Результат выбора типов буровых растворов.

 

№	интервал	Группа горных пород	Название раствора	Назначение
	0-50	Третья	Известковистый	Для бурения глинистых отложений. Для снижение пептизации выбуренной глины, набухание и вспучивание сланцев. Ингибирующий раствор.
	50-675	Четвёртая	Гипсо-известковистый	Для разбуривания высококол-лоидных глинистых отложений. Для снижения гидротации и набухания глин. Ингибирующий раствор.
	675-950	Четвёртая	Хлор-кальциевый	Для снижения гидротации и набухания глин при разбуривании глинистых отложений. Ингибирующий раствор.
	950-1700	Вторая	Хлор-калиевый	Повышение устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах. Ингибирующий раствор.
	1700-2700	Вторая	Полимер-недиспергирующий, малосиликатный	В данном случае для повышения качества вскрытия продуктивного пласта. Для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород. Ингибирующий раствор