2018-03-09
1521
Расчет плотности бурового раствора произведен в соответствии с разделом 2.7.3 «Буровые растворы» [45].
r= 
При бурении скважины до глубины 1200 м превышение гидростатического давления над пластовым (суммарная репрессия) должно составлять не менее 10 %:
rнаправ= 
= 1,1г/см3
rкондуктор= 
= 1, 1г/см3
При бурении скважины ниже глубины 1200 м превышение гидростатического давления над пластовым
(суммарная репрессия) должно составлять не менее 5 %:
rэкспл.= 
= 1,14г/см3
Исходя из опытов бурения принимаем плотность бурового раствора под кондуктор 1,12 г/см3 а под эксплуатационную колонну равную 1,14г/см3.
Таблица 2.7
Расчет плотности б
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Индекс пласта | Глубина кровли пласта по вертикали, м | Пластовое давление, МПа | Тип флюида | Коэффициент аномальости | Коэффициент превышения над пластовым давлением | Репрессия на пласт, МПа | Расчетная плотность бурового раствора, г/см3 | ||
| допустимая | ожидаемая | минимальная | максимальная | ||||||
| C3k | 840 | 11,50 | нефть | 0,99 | 0,1 | 1,5 | 1,28 | 1,09 | 1,12 |
| C2mc | 1020 | 12,10 | нефть | 1,01 | 0,05 | 3 | 1,06 | 1,06 | 1,26 |
| C2pd | 1080 | 12,10 | нефть | 0,95 | 0,05 | 3 | 1,97 | 0,99 | 1,18 |
| C2ks | 1120 | 12,90 | нефть | 0,96 | 0,05 | 3 | 1,93 | 1,00 | 1,18 |
| C2vr | 1180 | 13,70 | нефть | 0,98 | 0,05 | 3 | 1,72 | 1,03 | 1,19 |
2.3.4Типы и параметры буровых растворов
Типы и параметры буровых растворов для строительства проектируемой скважины выбраны с учетом минералогического состава и свойств горных пород, слагающих разрез, а также
| Инв № подл |
| Взам. инв. № |
| Инв. № дубл. |
| Подп. и дата |
| Подп. и дата |
анализа практического опыта бурения.
Таблица 2.8
