Издательство «Нефтегазовый университет»

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

 

Методические указания

Для практических занятий

По дисциплине «Буровые промывочные жидкости

И тампонажные растворы» для всех форм обучения

Направления подготовки дипломированных специалистов

Нефтегазовое дело»

 

 

Тюмень 2009

Утверждено редакционно-издательским советом

государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

 

Составители: Аксенова Н.А., к.т.н., доцент

Ованесянц Т.А., ассистент

 

 

ã Тюменский государственный нефтегазовый университет

2009 г.

ВВЕДЕНИЕ

Успех бурения скважин напрямую зависит от свойств бурового раствора. По мере того, как усложняются условия бурения скважин: рост глубин, открытие новых месторождений в северных регионах, включение в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, бурение на шельфе, стоимость, эффективность параметров и режимы течения постоянно циркулирующих буровых растворов становятся все более значимыми показателями. Вычисление различных гидравлических параметров при бурении очень важно для контроля многих переменных, относящихся к буровым растворам, что позволяет обеспечить безопасное заканчивание скважины с минимумом повреждения пласта при минимальных затратах.

Инженер – буровик специалист по буровым растворам должен не только хорошо разбираться в многообразии буровых промывочных жидкостей, реагентов и оборудовании для их приготовления и очистки, но и уверенно проводить расчеты, связанные с технологией промывки скважины. У студентов, не имеющих опыта в проведении расчетов, могут возникнуть трудности при выполнении курсовой работы, дипломного проекта и в дальнейшем в производственной деятельности.

Цель методических указаний – способствовать формированию специалиста в области применения буровых растворов, способного решать инженерные задачи, оптимизировать качество бурового раствора, путем его химической обработки и придания заданных физико-химических и технологических свойств, а также проектировать технологию промывки скважины.

Задача методических указаний - научить студента принципам выбора состава и свойств циркулирующих агентов, проводить расчеты, связанные с приготовлением, регулированием свойств и утяжелением циркулирующих агентов, а также гидравлическим расчетам при промывке скважины.

 

Практическая работа №1: «Принципы выбора состава и свойств циркулирующих агентов»

При проектировании технологического процесса бурения скважин различного назначения особое внимание уделяется определению свойств и состава буровых промывочных жидкостей и газообразных промывочных агентов, находящихся в непрерывной принудительной циркуляции.

В связи с многообразием геолого-технических условий строительства скважин многочисленные требования и ограничения к промывочным жидкостям не могут быть удовлетворены какой-либо одной универсальной промывочной жидкостью.

Тип и параметры циркулирующих агентов выбираются с учетом ожидаемых геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их литологического и химического составов; устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора; наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; давлений гидравлического разрыва; с учетом накопленного опыта в аналогичных условиях, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора.

Оптимизация буровых растворов — выбор в каждом конкретном случае эко­номически наиболее выгодного сочетания технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

В зависимости от перечисленных условий и глубины скважины циркулирующий агент иногда приходится выбирать не только для каждого района, участка или отдельно взятой скважины, но и для бурения различных интервалов в одной скважине.

При выборе параметров бурового раствора следует руководствоваться следующими правилами.

Плотность бурового раствора ρ_б.р. выбирается исходя из условий предотвращения потери устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины и их гидроразрыва. Очень важно также создание нормального противодавления на пласты, насыщенные пластовыми флюидами, препятствующего притоку их в скважину. Таким образом, изменение ρ_б.р. – основное средство регулирования давления в скважине.

При вскрытии газонефтенасыщенных пластов значение ρ_б.р. должно определяться для горизонта с минимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в таблице 1.1 с учетом глубины скважины и коэффициента аномальности пластового давления К_а (проектного или фактического).

 

Таблица 1.1 – Значения минимального превышения гидростатического давления раствора над пластовым

Глубина скважины (интервал), м	Минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым (репрессия) ΔРmin, МПа
для нефтенасыщенных пластов	для газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин
≤ 1000		1,5
1001-2500	1,5	2,0
2501-4500	2,0	2,25
≥	2,5	2,7

 

К указанному в таблице 2 значению репрессии добавляется величина

ΔР^’=К_спо·К_а (1.1)

где К_спо – коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при СПО, К_спо =0,5 при диаметре скважины D_с ≤ 215,9 мм и К_спо = 0,3 при D_с > 215,9.

Суммарная репрессия на пласт

ΔР_Σ= Δ Р_min+ Δ Р (1.2)

Величину ρ_б.р., необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения

ρ_б.р.=(Р_пл+ ΔР_Σ)/gH (1.3)

Давление циркулирующего бурового раствора не должно приводить к раскрытию трещин наиболее слабых пород и возникновению поглощений.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

Условие предупреждения гидроразрыва

(1.4)

где Р_ГР – давление гидроразрыва (критическое давление бурового раствора в скважине, при котором возможен разрыв горной породы, или раскрытие трещин); ΔР_ОЖ – ожидаемое повышение давления в скважине.

Рациональная плотность аэрированного бурового раствора определяется из уравнения

(1.5)

 

где ρ_б.р. – плотность исходного бурового раствора; h_СТ – статический уровень в скважине.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлением.

Вязкость бурового раствора Т₅₀₀ – должна быть достаточной для обеспечения выноса частиц выбуренной породы из скважины, предотвращения, снижения или прекращения поглощений раствора в скважине. Однако чрезмерная вязкость повышает гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины и ухудшает условия очистки бурового раствора.

Величина условной вязкости должна составлять 25-30 с. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что верхний предел Т₅₀₀, определенный прибором ВБР-1 должен составлять Т₅₀₀ ≤ 30 с для раствора с ρ_б.р. ≤ 1400 кг/м³, и Т₅₀₀ ≤ 45 с для раствора с ρ_б.р. ≥ 1400 кг/м³, а пластическая вязкость η соответственно η ≤ 0,006 Па·с η ≤ 0,01 Па·с.

Для удовлетворительного гидротранспорта шлама на дневную поверхность ламинарным потоком и предотвращения выпадения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе достаточно иметь величину динамического напряжения сдвига τ₀=1,5-2,0 Па.

Статическое напряжение сдвига (СНС) должно быть достаточным для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя и частиц выбуренной породы при прекращении циркуляции промывочной жидкости. Вместе с тем СНС должно быть минимальным допустимым, так как повышенное значение прочности структуры промывочной жидкости вызывает затруднение при запуске насосов, создает значительное давление на стенки скважины, что в слабосвязанных породах может вызвать гидравлический разрыв пласта при восстановлении циркуляции и ухудшает условия очистки от частиц выбуренной породы и дегазации очистного агента.

Хорошая удерживающая способность промывочной жидкости устанавливается при СНС₁ ≥ 1,25 Па и СНС₁₀ ≤ 60 Па и при коэффициенте тиксотропри К_τ=θ₁₀/θ₁ ≤ 3.

Минимально допустимое зачение СНС (в Па) можно вычислить из выражения:

θ= (1.6)

где d_ч – диаметр частиц, м; γ_п и γ_бр – удельный вес соответственно породы и бурового раствора, Н/м³.

Обычно достаточно, чтобы θ ≤ 5 Па. Лишь при операциях по ликвидации поглощений в некоторых случаях целесообразно использовать раствор с высоким СНС.

Величина фильтрации бурового раствора Ф₃₀, определяется устойчивостью, а также их насыщенностью пластовыми водами и флюидами. Снижение показателей рекомендуется для бурения в неустойчивых, хорошо проницаемых породах и при вскрытии продуктовой залежи. Однако чрезмерное снижение Ф₃₀ может вызвать ухудшение технико-экономических показателей бурения из-за нарушения баланса гидростатического и пластового давления в скважине. Проникающий в забой фильтрат способствует компенсации давления вокруг сколотой частицы, что приводит к улучшению условий очистки забоя от выбуренных частиц шлама и повышает буримость горной породы.

Показатель фильтрации бурового раствора строго регламентируется при проходке проницаемых песчаников, глин с низким поровым давлениием и продуктивных горизонтов. Для этих условий поддерживают Ф₃₀ = 3-6 см³ за 30 мин. При давлении в нормальных условиях Ф₃₀ ≤ 20-25 см³.

Содержание песка в буровом растворе не должно превышать 1-2 %

Значение водородного показателя рН определяется типом промывочной жидкости, видом химического реагента, используемого для регулирования параметров бурового раствора, характером и интенсивностью взаимодействия фильтрата бурового раствора с породой и пластовыми флюидами. При выборе значения рН необходимо учитывать коррозионное воздействие на буровое оборудование.

Лучшие тиксотропные свойства раствора наблюдаются при рН=8-10, минимальная стабильность – при рН = 2,7-4,0, наиболее высокая стабильность – рН = 10,5-11,5, минимальная вязкость при рН=8,5, минимальная коррозия стальных бурильных труб – при > 7,0, а минимальная коррозия бурильных труб из алюминиевых сплавов – при рН < 10. Исходя из этого, оптимальным значением следует считать рН=8-8,5.

При турбинном бурении к качеству бурового раствора предъявляются дополнительные требования: максимальное снижение вязкости, что улучшает работу забойных двигателей, уменьшает гидродинамическое давление на пласты при СПО; очистка от выбуренной породы и дегазация выходящего из скважины бурового раствора должны быть совершенными; максимально возможное равенство давления на забой столба раствора и пластового давления.

Таким образом, при выборе основных параметров раствора (ρ_б.р, Т₅₀₀, СНС, Ф₃₀) стремятся приблизить их к минимально допустимому пределу, при котором еще можно вести процесс бурения без заметных осложнений.

Задача 1.1 Скважиной диаметром D_c (мм) на глубине Н (м) вскрывается газонасыщенный горизонт с коэффициентом аномальности К_а. Определить требуемую плотность бурового раствора.

Таблица 1.2 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
Dc, мм
Н, м
Ка.	1,1	1,08	1,3	1,2	1,4	1,3	1,8	1,7	1,5	1,6

 

Задача 1.2 При бурении скважины на глубине Н возникло поглощение бурового раствора плотностью ρ_б.р. Статический уровень в скважине установился на глубине h_СТ. Для ликвидации поглощения решено было уменьшить гидростатическое давление в скважине на поглощающий горизонт снижением его плотности путем аэрации. Определить рациональную плотность аэрированного бурового раствора.

 

Таблица 1.3 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
ρб.р, кг/м3
hСТ, м
Н

Задача 1.3 Вскрытие глинистой толщи плотностью ρ_гл, с коэффициентом аномальности К_а, залегающей в интервале (Ни), предусматривается с депрессией. Подобрать плотность бурового раствора.

 

Таблица 1.4 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
ρгл, кг/м3
Ни, м	2500-3000	1580-2500	1820-2240	2035-2500		2505-2900	3089-3400	3560-4800	4700-4890	4480-4600
Ка.	1,1	1,08	1,3	1,2	1,4	1,3	1,3	1,6	1,5	1,4

 

Задача 1.4 Частицы выбуренной породы весом γ_п и диаметром d_ч , находятся в покоящемся буровом растворе с γ_бр. Определить минимальное допустимое значение СНС, препятствующего падению частицы на забой.

 

Таблица 1.5 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
γп, Н/м3	20·103	21·103	22·103	23·103	24·103	25·103	26·103	27·103	28·103	29·103
γбр., Н/м3	10·103	11·103	12·103	13·103	11·103	12·103	10·103	13·103	14·103	11·103
dч , 10-3м	1,0	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8	1,9

 

 

Практическая работа №2: «Расчет необходимого количества бурового раствора для бурения скважины»

Количество бурового раствора (в м³), требуемое для бурения геологоразведочной скважины в нормальных условиях, можно определить из выражения

V_P=2V_C+V_O.C+n_C²V_C, (2.1)

где V_С – объем скважины заданной проектной глубины, м³; 2 – числовой коэффициент, учитывающий запас промывочной жидкости на буровой; V_О.С – объем очистной системы (желоба, очистные и приемные емкости), принимаемый в зависимости от геологических условий и глубины скважины равным 3-8 м³; n_C =2-3 – частота смены промывочной жидкости (при бурении в глинистых и малопрочных породах промывочную жидкость можно заменять чаще).

При бурении в условиях поглощения промывочной жидкости

V_P’= V_P+V_П, (2.2)

(V_П – потери промывочной жидкости, принимаемые 3-6% от объема скважины).

На основании обобщения и анализа большого числа фактических данных А.М. Яковлевым предлагается необходимый объем промывочной жидкости при колонковом бурении рассчитывать по формуле

V_Р=k_СV_P’L_C, (2.3)

где V_P’=(4,71-6,28)D² расход промывочной жидкости на 1 м бурения скважины диаметром D, м³; L_C – общий объем бурения с применением промывочной жидкости, м; k_С – коэффициент сложности, учитывающий различные геологические условия; для групп сложности I, II, III и IV устанавливаемых опытным путем значение k_С соответственно равны 1, 2, 4 более 5,5.

При бурении с промывкой глинистым раствором потребное количество глины в тоннах может быть рассчитано (если известна плотность глины и плотность раствора) по формуле

G_Г=q_ГV_Р, (2.4)

где q_Г – расход глины на 1 м³ раствора, т.

Масса глины m_г для приготовления 1 м³ бурового раствора (в кг) с учетом влажности W

, (2.5)

где ρ_Г плотность глины, ρ_Г = 2300-2600 кг/м³, ρ_В – плотность воды (1000 кг/м³); ρ_б.р – плотность бурового раствора, кг/м³; W – влажность глины, доли единицы (для инженерных расчетов принимается 0,05-0,1).

Объем бурового раствора для глубокого бурения скважины на нефть и газ

V_Б.Р= V₁+V₂+V₃+K₃V₄, (2.6)

где V₁ – объем приемных емкостей буровых насосов, V₁=10-40 м³; V₂ – объем циркуляционной желобной системы, V₂=4-7 м³; V₃ – требуемый объем бурового раствора, необходимый для механического бурения,

V₃=n₁L₁+n₂L₂+…n_nL_n, (2.7)

V₄ – объем скважины, м³; К₃ =2 – коэффициент запаса; L₁, L₂,…L_n – длины интервалов одного диаметра, м; n₁, n₂,…n_n – нормы расхода бурового раствора на 1 м проходки, м³ в зависимости от вида обсадной колонны, под которую ведется бурение, приводятся ниже

 

Направление..................	2,76
Кондуктор....................	2,53
Промежуточная................	1,0
Хвостовик....................	0,53
Эксплуатационная.............	0,32

 

Задача 2.1 Скважину глубиной Z предполагается бурить в сложных геологических условиях при наличии в разрезе зон поглощений промывочной жидкости. Конструкция скважины: обсадная колонна диаметром d_ОК спускается на глубину Н; открытый ствол диаметром d₁ в интервале Ни₁ и диаметром d₂ в интервале Ни₂. Определить требуемое для бурения данной скважины количество промывочной жидкости (Vр и Vр').

Таблица 2.1 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
Z, м
Н, м
d1, мм
d2, мм
dОК, мм
Ни1, м	300-400	500-600	700-850	1000-1200	1300-1350	1600-1700	1800-1870	2200-2350	2400-2600	2500-2590
Ни2, м	400-500	600-800	850-1000	1200-1300	1350-1500	1700-1800	1870-2000	2350-2500	2600-2800	2590-3000
VП=1,04*Vс
Толщина стенки обсадной колонны 5 мм
Vос=3÷8

 

Практическая работа №3: «Расчеты при приготовлении и утяжелении буровых растворов»

Количество глины для приготовления бурового раствора зависит от ее качества, которое определяется показателем – выход раствора (м³):

В_Р= , (3.1)

Где m_Г- масса глины, m_Г=1000 кг; ρ_Г – плотность глины, ρ_Г=2300-2600 кг/м³; ρ_В – плотность воды, кг/м³; ρ_Б.Р – плотность бурового раствора, кг/м³.

Глинопорошки должны отвечать показателям, приведенным в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Требования к глинопорошкам

Показатели	Сорт
высший	I	II	III	IV
Выход бурового раствора из 1000 кг глинопорошка, м3					<6
Плотность бурового раствора, кг/м3					>1100
Влажность, % не более	6-8	6-8	6-8	6-8	6-8

 

Применительно к комовым глинам основной показатель, по которому оценивают качество глиноматериала, -это коллоидальность, характеризующая количество глины, необходимое для приготовления единицы объема глинистого раствора с условной вязкостью 25-30 с. В таблице 3.2 приводятся показатели, характеризующие качество глины плотностью 2500 кг/м³.

Масса глины без учета влажности, необходимая для приготовления требуемого количества глинистого раствора (в кг), определяется по формуле

, (3.2)

где V_Б.Р - объем бурового раствора.

 

Таблица 3.2 – Показатели глин плотностью 2500 кг/м³

Степень коллоидности глины	Плотность глинистого раствора, кг/м3	Объем глины для получения 1 м3 раствора, м3	Масса глины, требуемой для приготовления 1 м3 раствора, кг	Выход глинистого раствора из 1000 кг глины, м3
Высококоллоидальная	1040-1060	0,03-0,04	70-100	15-10
Коллоидная	11060-1150	0,04-1,10	100-250	10-4
Среднеколлоидальная	1150-1300	0,10-0,20	250-500	4-2
Малоколлоидальная	1300-1400	0,20-0,27	500-675	2-1,5
Тяжелая	1400-1500	0,27-0,33	675-825	1,5-1,2

 

Масса глины без учета влажности, необходимая для приготовления 1 м³ бурового раствора (в кг), определяется по формуле 3.2 при V_Б.Р = 1 м³.

Масса воды (в кг), необходимая для приготовления 1 м³ бурового раствора,

, (3.3)

Концентрация глины (содержание глины) в буровом растворе (в %) с учетом плотности исходных материалов

, (3.4)

Масса глины (в кг) необходимая для внесения в буровой раствор с целью увеличения его концентрации,

, (3.5)

где К_Т – требуемая концентрация раствора.

Плотность приготовленного глинистого раствора заданной концентрации (в кг/м³)

, (3.6)

Необходимый объем глины (в м³)

, (3.7)

Объем воды (в м³)

(3.8)

Наиболее низкая плотность бурового раствора обеспечивается при использовании бентонитовых глин (ρ_Б.Р = 1050-1080 кг/м³). Плотность растворов, приготовляемых из обычных глин, составляет 1150-1250 кг/м³. Для снижения плотности готовят растворы на углеводородной основе или добавляют воду. Объем жидкости, требуемой для снижения плотности раствора ρ_Б.Р до ρ_Б.Р’ рассчитываются из выражения

(3.9)

где V₀ – начальный объем бурового раствора, м³; ρ_Б.Р’ - требуемая плотность раствора.

Еще большее снижение плотности обеспечивается аэрированием раствора – вводом в качестве дисперсной фазы воздуха или газа.

Основное средство повышения плотности раствора свыше 1400 кг/м³ – применение утяжелителей – инертных порошкообразных материалов.

Утяжелители в зависимости от плотности подразделяются на три группы (таблица 3.3)

 

Таблица 3.3 – Характеристики утяжеляющих материалов для буровых растворов

Группа	Наименование	Плотность, кг/м3
I	Малоколлоидные глины, мергели, мел, известняки	2600-2900
II	Барит, Гематит, Магнетит
III	Ферромарганец, Феррофосфор, Концентраты свинцовых руд и др.	6000-7000

 

Количество утяжелителя для повышения плотности 1 м³ глинистого раствора до заданной величины определяется из выражения

(3.10)

где ρ_У и ρ_УР – плотность соответственно утяжелителя и утяжеленного бурового раствора, кг/м³.

В случае применеия влажного утяжелителя, требуемое количество рассчитывается по формуле

(3.11)

Глинистый раствор перед утяжелением должен обладать условной вязкостью не менее 24 с; величина СНС должна быть не менее 4-5 Па, а водоотдача – 10 см³ за 30 мин.

Количество утяжелителя (в кг), неоходимое для утяжеления глинистого раствора заданного объема

(3.12)

Плотность утяжеленного глинистого раствора (в кг/м³) после добавки в исходный объем глинистого раствора заданного количества утяжелителя

(3.13)

Задача 3.1 Определить массу глины (без учета и с учетом влажности W=0,1) и воды, которые потребуются для приготовления V_Б.Р – 1 м³ глинистого раствора плотностью ρ_Б.Р, если плотность глины ρ_гл.

Таблица 3.4 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
ρгл, кг/м3
ρБ.Р, кг/м3

 

Задача 3.2 Найти содержание глины (в %) в глинистом растворе если известна его плотность.

Таблица 3.5 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
ΡБ.Р, кг/м3
ρгл, кг/м3

Задача 3.3 Плотность глинистого раствораρ_Б.Р с концентрацией глины К₁ (%) требуется увеличить до концентрации К₂ (%;). Какое количество глины необходимо добавить если известен объем бурового раствора V_БР, м³.

Таблица 3.6 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
К1, %
К2, %
ρБ.Р, кг/м3
VБР, 10-3 м3	1,0	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8	1,9

Задача 3.4 Необходимо приготовить V_БР=1·10^{-3 м3}. глинистого раствора для лабораторных целей из бентонитовой глины и пресной воды. Определить плотность раствора и необходимое количество каждого компонента, если содержание глины плотностью ρ_гл (кг/м³) в растворе Кг (%).

 

Таблица 3.7 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
К, %
ρгл, кг/м3

Задача 3.5 Требуется снизить плотность раствора от ρ_БР, кг/м³ до ρ_БР’, кг/м³, чтобы предотвратить поглощение. Рассчитать объемы воды и нефти, необходимые для снижения плотности бурового раствора, если начальный объем раствора V₀ (м³), а плотность нефти ρ_Н (кг/м³).

Таблица 3.8 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
ρБР, кг/м3
ρоБР’, кг/м3
ρН, кг/м3
V0, м3

 

Пример 3.6 Определить массу утяжелителя плотностью ρ_У, кг/м³, необходимое для утяжеления 1 м³ глинистого раствора от ρ_БР, кг/м³ до ρ_БР’, кг/м³.

Таблица 3.9 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
ρБР, кг/м3
ρБР’, кг/м3
ρУ, кг/м3

 

Пример 3.7 В процессе бурения скважины объем бурового раствора плотностью ρ_БР, кг/м³ составлял V_БР, м³. Сколько потребуется барита плотностью ρ_У, кг/м³, чтобы повысить плотность раствора до ρ_БР’, кг/м³.

Таблица 3.10 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
ρБР, кг/м3
ρБР’, кг/м3
VБР, м3
ρУ, кг/м3

Пример 3.8 К объему глинистого раствора V_БР, м³ плотностью ρ_БР, кг/м³ было добавлен барит массой (кг). Какой будет плотность бурового раствора после добавки утяжелителя и на сколько увеличится его объем?

Таблица 3.11 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
ρБР, кг/м3
VБР, м3
m, кг
ρУ, кг/м3

Практическая работа №4: «Расчеты при регулировании свойств буровых растворов»

Расчеты количества химических реагентов, используемых для регулирования свойств глинистых растворов, базируются на том условии, что оптимальным является такое их количество, добавление которого при меньшем расходе и невысокой стоимости дает наиболее эффективное изменение основных технологических параметров. Оптимальная рецептура реагента для обработки обычно подбирается опытным путем в лаборатории.

Расчет требуемой массы бурого угля и каустической соды для приготовления УЩР следует начинать с определения влажности угля (в %):

(4.1)

где b и a - - масса влажного и просушенного угля, кг.

Масса влажного бурого угля (в кг), необходимая для приготовления реагента,

(4.2)

где К_у – концентрация сухого бурого угля в 1 м³ реагента по рецепту, %; V_УЩР – объем приготовляемого реагента, м³.

Объем раствора каустической соды (в м³) для приготовления единицы объема реагента по установленной рецептуре

(4.3)

где К_К.С- концентрация каустической соды в реагенте, %; m_К.С – количество каустической соды в растворе, кг.

Объем воды, необходимый для приготовления УЩР,

(4.4)

где ρ_У – плотность бурого угля, кг/м³, ρ_У =1200 кг/м³.

Приготовленный УЩР сливают в глинистый раствор, циркулирующий через желоба, с таким расчетом, чтобы весь объем, который нужно добавить в скважину, вытек за время, необходимое для совершения полного цикла.

Скорость в (л/мин), с которой реагент должен вытекать из спускного приспособлени