Графические приложения к проекту 1 страница

ЗАДАНИЕ

Для дипломного проекта студенту геологоразведочного колледжа г. Семей по специальности 0801000 «Бурение нефтяных и газовых скважин и технология буровых работ»

Группа: Нб-21

Понамарёв Антон Александрович (Ф.И.О.)

Тема дипломного проекта: Бурение эксплуатационной скважины глубиной 1800 м на месторождении Узень, купол Хумурун.

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Общая часть

Географо-экономическая характеристика работ

1.1 Физико-географические сведения

1.1.1 Местоположение

1.1.2 Рельеф

1.1.3 Гидросеть

1.1.4 Климат

1.1.5 Растительность

1.2 Географо-экономические данные

1.1.6 Население

1.1.7 Экономическое развитие

1.1.8 Транспортные условия района

1.1.9 Обеспеченность участка работ энергией, топливом, стройматериалами

2 Геологический раздел

2.1 Краткие сведения о районе работ

2.2 Стратиграфический разрез скважины

2.3 Нефтеносность

2.4 Водоносность

2.5 Газоносность

2.6 Давление и температура в продуктивных пластах.

2.7 Геофизические исследования

2.8 Возможные осложнения по разрезу скважины

2.8.1 Поглощение бурового раствора.

2.8.2 Прихватообсадные зоны.

2.8.3 Осыпи и обвалы стенок скважины.

2.8.4 Нефтегазоводопроявления.

2.8.5 Прочие возможные осложнения.

2.9 Испытание, освоение продуктивного пласта

2.10 Ранее проведенные буровые работы.

Технологический раздел

3.1 Выбор способа бурения

3.2 Выбор и расчет конструкции скважины.

3.4 Выбор типов буровых растворов по интервалам скважины

3.5 Расчет обсадных колонн

3.5.1 Расчет эксплуатационной колонны

3.5.2 Расчет кондуктора

3.5.3 Расчет направления

3.6 Расчет цементирования обсадных колонн

3.6.1 Расчет цементирования эксплуатационной колонны

3.6.2 Расчет цементирования кондуктора

3.6.3 Расчет цементирования направления

3.7 Организационно – технические мероприятия по повышению

крепления скважины

3.7.1 Подготовка буровой установки к креплению скважины

3.7.2 Подготовка обсадных труб

3.7.3 Выбор тампонажного материала

3.7.4 Подготовка скважины к спуску обсадных труб

3.7.5 Цементирование обсадной колонны

3.8 Выбор и расчет бурильной колонны

3.9 Выбор долот для бурения

3.10 Выбор буровой установки

3.11 Показатели работы долот и режимы бурения

 

Охрана труда, природы и недр

4.1 Техника безопасности при бурении скважин

4.2 Производственная санитария

4.3 Меры по обеспечению пожарной безопасности

4.4 Охрана окружающей среды

Экономический раздел

5.1 Расчет нормативных затрат времени на цикл строительства скважины

5.2 Расчет скоростей бурения и других технико-экономических показателей (ТЭП) при нормативном режиме строительства скважины

5.3 Расчет сметной стоимости строительства скважины

5.4 Расчет затрат времени на цикл строительства скважины в усовершенствованных условиях процесса бурения

5.5 Расчет скоростей бурения и других технико-экономических показателей (ТЭП) при проектируемом (усовершенствованном) режиме строительства скважины

5.6 Сравнительная таблица ТЭП строительства скважин по нормативному и проектируемому режимам бурения с учетом внедряемых мероприятий

Список литературы

 

 

Графические приложения к проекту

Обзорная карта района в масштабе_______________________________

Геологическая карта месторождения в масштабе___________________

Технический лист_____________________________________________

Геолого-технический наряд_____________________________________

 

Руководитель проекта: Абикешев М.Р.

Дата выдачи задания «» февраля 2016г.

Дата окончания проекта «___»_______________2016г.

ВВЕДЕНИЕ

 

Узень — нефтегазовое месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Мангышлак. Относится к Южно-Мангыстауской нефтегазоносной области. Открыто в 1961 году.

Оператором месторождение является казахская нефтяная компания Разведка Добыча «КазМунайГаз». Добыча нефти 2008 году составила 7 млн. тонн. Рекордный уровень добычи нефти - 16,3 млн. тонн был зафиксирован в 1975 год, минимальный – 2,7 млн. тонн в 1994 год.

Объектом является групповой технический проект на строительство эксплуатационных добывающих скважин проектной глубиной 1800 м на куполе Хумурун месторождения «Узень» буровой установкой МБУ-125 или аналог

Цель работы – добыча углеводородного сырья.

В проекте приведены сведения о геологической характеристике на куполе Хумурун месторождения Узень, физико–химические свойства горных пород, давление и температура по разрезу скважин.

В данном проекте выполнены следующие работы: организация и производство буровых работ, в том числе, конструкция скважины, выбор буровых растворов, выбор долот, способов бурения и осевой нагрузки на долото, крепление скважин обсадными колоннами, расчеты продолжительности вышкомонтажных работ, затрат труда, расхода питьевой воды, расхода электроэнергии, схема транспортировки грузов и вахт.

Данный рабочий проект является основным документом на строительство эксплуатационных добывающих скважин проектной глубиной 1800 м на куполе Хумурун месторождения «Узень» выполнен в соответствии с протоколом от 14.05.2013 г. буровой установкой МБУ-125 или аналог.

 

1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ

3. Географо-экономическая характеристика работ

3.1 Физико-географические сведения

3.1.1 Местоположение

Месторождение Узень расположено в степной равнинной части полуострова Мангышлак и административно относится к Каракиянскому району Мангистауской области Республики Казахстан (рис. 4.1).

 

Рисунок 4.1– Обзорная карта района работ

 

3.1.2 Рельеф

Орографически Южно-Мангистауский район представляет собой обширное, слабо всхолмленное плато, слегка наклоненное к юго-западу, в сторону моря, на котором располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая минимальную абсолютную отметку - 132м.

Рельеф в районе Узеньского месторождения характеризуется сложным строением. Центральную часть занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракщин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождения плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.

Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа, вдаются во впадину Узень, образуя так называемый мыс Хумурун.

3.1.3 Гидросеть

Техническая вода добывается с Магистрального водовода или с нагнетательной скважины, питьевая вода доставляется на авто-транспорте с г.Жанаозен, который расположен в 35 км от месторождения.

3.1.4 Климат

Климат района резко-континентальный. Лето сухое, знойное, температура +40-50Сº. Зима малоснежная с сильными ветрами восточного и северо-восточного направлений. Температура воздуха понижается до -25Сº. Годовое количество осадков 100мм, большинство из них выпадает в осенне-зимний период.

3.1.5 Растительность

Территория Мангистауской области - это территория зоны пустынь, покрытая в основном полынно-злаковой растительностью, что способствует развитию животноводства, прежде всего довольно перспективной его отрасли - каракулеводства, а также разведению лошадей и верблюдов.

3.2 Географо-экономические данные

3.2.1 Население

Население каракиянского района составляет 36 тыс человек, национальный состав – казахи 98,94 %, русские 0,42%, другие национальности 0,64 %.

3.2.2 Экономическое развитие

Сельское хозяйство– в районе зарегистрировано 313 сельское хозяйство, из них 28 занимается подсобнымихозяйствами, остальные скотоводства.

Малый и средний бизнес–в малом и среднем бизнесе за 2015 год зарегистрировано 1985 субьекта. Из них 309 крестяньское хозяйство, работают 4435 человека.На данный момент для развития малого и среднего бизнеса, существуют программы «Дорожная Карта Бизнеса2020»,Дорожная Карта Занятости 2020» и «Агро бизнес 2020».

3.2.3 Транспортные условия района

Обеспеченность участка работ энергией, топливом, стройматериалами.

Местными строй материалами снабжает карьер находящийся в 35 км от района работа, срой материалы доставляются на самосвалах.

Энергоснабжение находятся в 10 км от района работ установленные на железо бетонных опорах линии электропередач ЛЭП 500.

 

2.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Краткие сведения о районе работ

Региональные геолого-геофизические работы проведены в 1953 -1956 гг. Глубокое бурение начато в 1960 г. Месторождение открыто в 1961 г. Первооткрывательница - скважина К-18. Приурочено к крупной брахиантиклинальной складке запад-северо-западного простирания, осложненной рядом локальных поднятий и куполов (Основной и Центральный, Хумурунский, Аксайский, Северо-Западный, Восточно-Парсумурунский и Парсумурунский, Восточно- и -Западно-Карамандыбасский).

2.2 Стратиграфический разрез скважины.

Стратиграфическая характеристика контрактной площади составлена на основе данных бурения разведочных скважин 6486,6499,6484,6458,6487.

Неоген N

Известняки, ракушечники с многочисленными включениями сажистых остатков. Глины зеленовато – серые, известковистые с включениями мягких обуглившихся растительных остатков.,. Мергели белые, светло – серые и зеленоватые чередуются с известняками пелитоморфными и ракушечными.

Палеоген+датР+d

Мергели белые, светло – серые, буровато-коричневые известняками органогенные-обломочные, оолитовые и пелитоморфные, преимущественно белого цвета с различными оттенками, изредка прослеживаются кальцитовые прожилки и стяжения. Глины зеленовато – серые, плотные, известковистые с включениями мягких обуглившихся растительных остатков. Участками отмечается загипсованность глин и мергелей, включения пирита.

Сеннон+туронK2 Sn+t.

Мел писчий, с подчиненными прослоями белых мергелей, сероватых и зеленоватых известняков,пелитоморфных. Песчаники фосфоритоносные. Глины серые, зеленовато – серые.

СеноманK2 сm.

Слабо алевритистые, некарбонатные глины, переслаивающиеся с серым и зеленовато-серым полимиктовыми и поливогипатовыми кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и алевролитами, сцементированными глинистым, глинисто-карбонатным и карбонатным цементом. В глинах и песчаниках встречаются многочисленные обломки, отпечатки раковин и ядер пелицинодгастропод. Встречаются конкреций, скопления пирита, желваки фосфоритов и кремнистая галька. Отдельные разности песчаника сильно кальцированы.

Альб K1al.

Глины серые и темно – серые, алевролитистые, некарбонатные. Песчаники и алевролиты серые, темно – серые и зеленовато – серые, преимущественно мелкозернистые, слабо сцементированные глинистым цементом. Встречаются конкреции карбонатных, очень крепких сливных песчаников, многочисленные остатки раковин пелиципод, гастропод, рассеян многочисленный детрит, зерна пирита, а также конкреции фосфоритов.

АптK1a.

Глины темно – серые, слабоалевритистые, содержащие рассеяннуюфаунупелиципод, аммонитов. Песчаники серые, и мелкозернистые, средней крепости, сцементированные глинистым цементом.

НеокомKI nс.

Песчаники зеленовато-серые, преимущественно мелкозернистые, крепко сцементированные карбонатным цементом. Глины зеленовато – серые, алевритистые. Встречаются прослои пелитоморфных известняков, которые имеют также зеленовато – серую окраску.

Оксфорд J3ox.

Глинисто-мергелистая толща: нижняя часть глинистая, верхняя часть содержит мощные пачки мергелей. Глины зеленовато – серые, алевритистые, карбонатные. Мергели пелитоморфные микрозернистые, содержат значительную примесь алевритистого материала. Алевролиты Известковистые, зеленовато – серые.

КелловейJ3 k.

Глины карбонатные с прослоями песчаников сильно известковистые. Глины серые, слабо алевритистые. Песчаники и алевролиты в основном серые и светло – серые, средней крепости, сцементированные преимущественно глинисто-карбонатным цементом.

Бат J2bt.

Песчаники и алевролиты темно – серые, желтовато и коричневато – серые, преимущественно

мелкозернистые средней крепости, сцементированные глинистым, иногда кремнисто-глинистым или глинисто – карбонатным цементом. Глины серые, плотные, аргилито подобные, слоистые с включениями пирита.

БайосJ2b.

Песчано-алевролитовые породы разделенные глинистыми прослоями. Песчаники серые, реже коричневато серые, мелкозернистые, слабосцементированные глинисто – карбонатным цементом. Глины темно – серые, слабоалевритситые, некарбонатыные.

АаленJ2а.

Песчаники серые, желто-серые, мелко – средне и крупнозернистые, слабые и средней крепости. Алевритстые, слабокарбонатные, плотные гидрослюдитстые. Конгломераты состоят из угловатых обломков кремния, кварца.

Нижняя юра J1.

Алевролиты темно серые, крепко сцементированные, с обугливавшимся растительными остатками. Аргиллиты темно-серые, алевритистые песчаники светло-серые, серые от мелко до среднезернистых, средней сцементированной. Глины серые, темно-серые, местами песчанистые.

 

2.3 Нефтеносность

По прогнозам руководство поровый коллектор находится на глубине от 1710 до 1750 метров, мощность колектора 40 метров в отложениях Байоса сложенным глинами, плотность нефти в пластовых условиях 0,78-0,79 г/см³.

 

2.4 Водоносность

Вода присутствует в отложениях Сеноман, Альб, Неоком, а так же в поровом колекторе в нижних отложениях Байоса.

 

2.5 Газоносность

Газ присутствует в поровом коллекторе в верхних отложениях Байоса.

2.6 Давление и температура в продуктивных пластах

Температура на интервале от 0 до 11 метров 19⁰С, на глубине 1800 метров 80⁰С.

Градиент пластовых давлений представлен в табилце 3,2.

 

2.7 Геофизические исследования.

Геофизические исследования проводились на интервалах от 30 до 510 метров(КС, ПС, ИК,ГК, НГК,профилеметрия кавернометрия (ПР, КВ), инклинометрия, термометрия.) и от 510 до 1800 (КС, ПС, ИК (ВИКИЗ), БК, БМК, МКВ, МКЗ, ГК, СГК, ННК, ГГК-П, АК, резистивиметрия).

 

2.8 Возможные осложнения по разрезу скважины.

2.8.1 Поглощение бурового раствора.

Поглощение бурового раствора в итервале от 0 до 30 метров (В процессе бурения при любых параметрах бурового раствора в связи наличием высокопроницаемых пород, воды которых сдренированы).

 

2.8.2 Прихватообсадные зоны.

Первая обсадная зона будет в интервале от 0 до 30 метров, здесь будет установлена направляющая колонна диаметром 273,1мм. Второй зоной обсаживания будет интервал от 0 до 510м,кондуктор – диаметр 168мм. И третьей зоной обсаживания будет интервал от 0 до 1800 метров,эксплуатационная колонна диаметром 114 мм.

2.8.3 Осыпи и обвалы стенок скважины.

Осыпи и обвалы стенок скважины возможно в интервале от 0 до 510 м. это связано с тем что на данном участке пласты сложены мягкими породами, а именно глинами, аргиллитами, песками и песчаниками.

2.8.4 Нефтегазоводопроявления.

При бурении скважин возможны незначительные проявления нефти в виде пленки нефти в буровом растворе.Возможны проявление газом в виде раз газирования бурового раствора с падением плотности раствора.

2.8.5 Прочие возможные осложнения.

Прочих осложнений не ожидается.

2.9 Испытание, освоение продуктивного пласта

2.10 Ранее проведенные буровые работы.

Групповой технический проект с ОВОС на строительство эксплуатационных добывающих скважин глубиной 1800 м на куполе Хумурун месторождения Узень Каракиянском районе Мангистауской области разработан в соответствии с «Инструкцией о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ» (ВСН 39-86). Выполнен по форме и содержанию согласно «Макета рабочего (технического) проекта на строительство скважин на нефть и газ» (РД 39-0148052-537-87).

Объектом является групповой технический проект на строительство эксплуатационных добывающих скважин проектной глубиной 1800 м на куполе Хумурун месторождения «Узень» буровой установкой МБУ-125; ZJ-20 или аналог

Цель работы – добыча углеводородного сырья.

В проекте приведены сведения о геологической характеристике на куполе Хумурун месторождения Узень, физико–химические свойства горных пород, давление и температура по разрезу скважин.

В данном проекте выполнены следующие работы: организация и производство буровых работ, в том числе, конструкция скважины, выбор буровых растворов, выбор долот, способов бурения и осевой нагрузки на долото, крепление скважин обсадными колоннами, расчеты продолжительности вышкомонтажных работ, затрат труда, расхода питьевой воды, расхода электроэнергии, схема транспортировки грузов и вахт.

Данный рабочий проект является основным документом на строительство эксплуатационных добывающих скважин проектной глубиной 1800 м на куполе Хумурун месторождения «Узень» выполнен в соответствии с протоколом от 14.05.2013 г. буровой установкой МБУ-125; ZJ-20 или аналог.

 

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Выбор способа бурения

По результатам анализа ранее проведенных работ и геологического разреза, сложности и возраста слагаемых пород вдоль ствола скважины нам известно, что разрез, преимущественно, сложен песчано-глинистыми породами. Это может способствовать быстрому износу породо-разрушающего инструмента при значительных частотах вращения. Кроме того имеются интервалы мощных пластичных глин по всему разрезу, вплоть до продуктивного. Это может привести к интенсивному зашламованию забойных двигателей. Помимо этого, если не будет соблюдена необходимая плотность бурового раствора, в интервалах 510-1800 метров вдоль ствола проектируемой скважины возможны осложнения в виде сальникообразования, заклинок при превышении фильтрации и недостаточной очистке забоя. А так как использование гидравлических погружных двигателей необратимо связано с потерей гидродинамической подвижности раствора в соединениях труб и в самих двигателях - использование последних является не рентабельным.

Помимо этого разрез является недостаточно изученным, и имеется необходимость в оптимизации режимов непосредственно во время бурения. Этому может способствовать только роторный способ бурения.

Таким образом, анализируя все предпосылки, особенности геологического строения месторождения, преимущества и недостатки конкретного метода можно сделать вывод, что наиболее рациональным способом бурения является – роторный

3.2 Выбор и расчет конструкции скважины

3.2.1Построение совмещенного графика изменения давлений

 

Построения совмещенного графика изменения пластовых давлений необходимо для выявления несовместимых условий бурения.

Под несовместимыми условиями бурения понимают такие условия, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащих интервалов вызовут осложнения в вышележащих интервалах, если их не закрепить обсадными трубами.

Для проектирования конструкции нам необходимо найти коэффициент аномальности пластового давления(Ка), индекс давления поглощения(Кп) и относительную плотность бурового раствора по интервально(ро).

Под коэффициентом аномальности понимают отношение пластового давления к гидростатическому давлению столба жидкости.

Ка=Рпл/Рг.ст=Рпл/pgh(3.1)

Где Pпл– пластовое давление на глубине h;

Рг.ст– условное гидростатическое давление (давление пресной воды);

p– плотность воды (p в= 1000 кг/м³);

g – ускорение свободного падения (в расчетах примем равным g= 9,8м/с²);

h – расстояние от устья до рассматриваемой точки.

Под индексом давления понимают отношение давления, при котором возникает поглощение бурового раствора в пласте гидростатическому давлению столба пресной воды высотой от устья до рассматриваемой точки.

Кп=Рп/Рг.ст=Рп/pgh(3.2)

где Р_п – давление поглощения бурового раствора в пласт.

 

Под относительной плотностью понимают отношение плотности бурового раствора к плотности пресной воды.

pо=pп.ж/pв (3.3)

Минимально необходимую величину pо для предотвращения притока бурового раствора и газов в скважину пользуются формулой:

pо=Кр*Ка (3.4)

где Кр– коэффициент резерва.(таблица 3.1)

 

Таблица 3.1

Значения коэффициента резерва:

Глубина, м	0-1200	1200-2500
Коэффициент резерва Кр	1,1÷1,15	1,05÷1,1

 

 

 

Таблица 3.2 Градиентов пластового давления и гидроразрыва пород

Индекс стратиграфичес- когоподразделения	Интервал, м	Градиент пластового давления	Градиент гидроразрыва пород
от	до
Неоген			0,040	0,185
Палеоген			0,053	0,185
Сенон+турон K2sn+t			0,053	0,185
Сеноман K2cm			0,071	0,185
Альб KIae			0,070	0,155
Апт KI ap			0,073	0,155
Неоком KInс			0,075	0,170
Оксфорд J3ox			0,097	0,170
КелловейJ3 kXIII			0,096	0,170
Бат J2 btXIV			0,095	0,170
XV			0,098	0,170
XVI			0,096	0,170
XVII А			0,098	0,170
XVIIБ			0,098	0,170
Байос J2b XVIII А			0,097	0,170
XVIII Б			0,096	0,170
XVIII В			0,095	0,170
XIX А			0,099	0,170
XXI А			0,095	0,170
XXI Б			0,093	0,170
XXII А			0,093	0,170
XXII Б			0,096	0,170
XXIII			0,095	0,170

Для нахождения пластового давления и давления гидроразрыва пород поинтервальноиспользуем таблицу 3.2 градиентов пластового давления и давления гидроразрыва пород. Пластовое давление и давление гидроразрыва это произведения глубины интервала и градиентов по интервально.

 

1.Рпл=11*0,04=0,44 1.Pгр=11*0,185=2,035

2.Рпл=75*0,053=3,97 2.Ргр=75*0,185=13,87

3.Рпл=135*0,053=7,155 3.Ргр=135*0,185=24,97

4.Рпл=247*0,071=17,53 4.Ргр=247*0,185=45,69

5.Рпл=831*0,070=58,17 5.Ргр=831*0,155=128,80

6.Рпл=895*0,073=65,33 6.Ргр=895*0,155=138,72

7.Рпл=962*0,075=72,15 7.Ргр=962*0,170=163,54

8.Рпл=1082*0,097=104,95 8.Ргр=1082*0,170=183,94

9.Рпл=1176*0,096=112,89 9.Ргр=1176*0,170=199,92

10.Рпл=1248*0,095=118,56 10.Ргр=1248*0,170=212,16

11.Рпл=1286*0,098=126,028 11.Ргр=1286*0,170=218,62

12.Рпл=1341*0,096=128,73 12.Ргр=1341*0,170=227,97

13.Рпл=1359*0,098=133,18 13.Ргр=1359*0,170=231,03

14.Рпл=1395*0,097=135,315 14.Ргр=1395*0,170=237,15

15.Рпл=1414*0,097=137,15 15.Ргр=1414*0,170=240,38

16.Рпл=1427*0,096=136,99 16.Ргр=1427*0,170=242,59

17.Рпл=1439*0,095=136,705 17.Ргр=1439*0,170=244,63

18.Рпл=1450*0,099=143,55 18.Ргр=1450*0,170=246,5

19.Рпл=1626*0,095=154,47 19.Ргр=1626*0,170=276,42

20,Рпл=1672*0,093=155,49 20.Ргр=1672*0,170=284,24

21.Рпл=1701*0,093=158,19 21.Ргр=1701*0,170=289,17

22.Рпл=1759*0,096=175,9 22.Ргр=1759*0,170=299,03

23.Рпл=1800*0,095=171 23.Ргр=1800*0,170=306

3.2.2 Расчет графика совмещенных давлений

Коэффициент аномальности пластового давления(Ка) рассчитываем для выявления выброса бурового раствора в расчетном интервале, индекс давления поглощения(Кп) рассчитывается для выявления поглощения бурового раствора в расчетном интервале и рассчитываем относительную плотность бурового раствора по интервально(ро).

 

1.Ка=0,044*10⁶/1000*10*11=0,40

2.Ка=0,39*10⁶/1000*10*75=0,52

3.Ка=0,71*10⁶/1000*10*135=0,52

4.Ка=1,75*10⁶/1000*10*247=0,70

5.Ка=5,8*10⁶/1000*10*831=0,70

6.Ка =6,5*10⁶ /1000*10*895=0,72

7.Ка =7,2*10⁶ /1000*10*962=0,74

8.Ка =10,49*10⁶ /1000*10*1082=0,97

9.Ка =11,28*10⁶ /1000*10*1176=0,95

10.Ка =11,85*10⁶/1000*10*1248=0,95

11.Ка =12,60*10⁶ /1000*10*1286=0,97

12.Ка =12,87*10⁶ /1000*10*1341=0,96

13.Ка =13,31*10⁶ /1000*10*1359=0,98

14.Ка =13,67*10⁶ /1000*10*1395=0,98

15.Ка =13,71*10⁶ /1000*10*1414=0,97

16.Ка =13,69*10⁶ /1000*10*1427=0,96

17.Ка =13,81*10⁶ /1000*10*1439=0,96

18.Ка =14,06*10⁶ /1000*10*1450=0,97

19.Ка =15,60*10⁶ /1000*10*1626=0,96

20.Ка =16,38*10⁶ /1000*10*1672=0,98

21.Ка =16,66*10⁶ /1000*10*1701=0,97

22.Ка =17,05*10⁶ /1000*10*1758=0,97

23.Ка =17,39*10⁶ /1000*10*1800=0,97

 

Зная коэффициент аномальности и коэффициент резерва, переходим к вычислению относительной плотности бурового раствора для каждого интервала по формуле (3.4):

 

1.а) со = 0,40·1,15 = 0,46;

б) со = 0,40·1,1 = 0,44;

 

2.а) со = 0,52·1,15 = 0,59;

б) со = 0,52·1,1 = 0,57;

 

3.а) со = 0,52·1,05 = 0,59;

б) со = 0,52·1,1 = 0,57;

 

4.а) со = 0,70·1,15 = 0,80;

б) со = 0,70·1,1 = 0,77;

 

5.а) со = 0,70·1,15 = 0,80;

б) со = 0,70·1,1 = 0,77;

 

6.а) со = 0,72·1,15 = 0,79;

б) со = 0,72·1,1 = 0,82;

 

7.а) со = 0,74·1,15 = 0,81;

б) со = 0,74·1,1 = 0,85;

 

8.а) со = 0,97·1,15 =1,06;

б) со = 0,97·1,1 = 1,11;