Расчет бурового промывочного раствора

Введение Промывочные растворы выполняют ряд функций, которые определяют успешность, скорость бурения, а также ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Поэтому роль промывочной жидкости очень велика, особенно для глубокого и сверхглубокого бурения, которое распространено в нашей стране. Функции промывочной жидкости:
· Разрушать забой; · Очищать забой от шлама и транспортировать шлам на дневную поверхность; · Компенсировать избыточное пластовое давление флюидов; · Предупреждать обвалы стенок скважины; · Сбрасывать шлам; · Смазывать и охлаждать долото, бурильный инструмент и оборудование. Задача курсовой работы состоит в том, чтобы подобрать параметры, тип бурового раствора и химические реагенты для его обработки, с учётом следующих требований: 1) снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивность объектов; 2) снижение до минимума техногенной нагрузки на окружающую природную среду; 3) предупреждение осложнений в процессе бурения и крепления; 4) доступность и технологическая эффективность химреагентов; 5) экономически приемлемая стоимость бурового раствора. Выбор буровых растворов определяется, прежде всего, геологическими условиями проходки скважины. 1. Геологический раздел 1.1 Литологическая характеристика разреза скважины Интервал, м Краткое описание горной породы От (верх) До (низ) 0 40 Суглинки серые, пески кварцевые желтовато-серые, глины, супеси, присутствуют остатки растительности. 40 221 Алевриты, пески кварцевые с включениями зерен глауконита, глины. 221 429 Глины серые с различными оттенками (зеленоватым, желтым, голубым, шоколадным) и алевролиты. 429 731 Глины серые. 771 809 В верхней части преобладание глин. Нижняя часть из песчано-алевритового материала, пески и алевриты светло-серые, светло-мелкозернистые, кварц-полевошпатовые с прослоями глин 809 932 Глины светло-серые листованные, плотные, слюдистые, переходящие вниз по разрезу в опоковидные вплоть до опок. Отмечается присутствие зерен глауконита. 932 1094 Глины зеленовато-серые, до черных, слабоалевритистые, плотные с тонкими пропластками и линзами алевритов, присутствуют углефицированные растительные остатки. 1094 1122 Глины серые, известковистые, алевритистые с прослоями алевритов и мергелей. 1122 1967 В верхней части преобладают песчаники. В нижней - глины серые, слюдистые, в разной степени алевритистые, местами опоковидные. Встречаются зерна глауконита, сидерит. 1967 2031 Глины темно-серые до черных, плотные, массивные, однородные, тонкоотмученные. 2031 2114 Неравномерное переслаивание темно-серых слюдистых глин, серых мелко среднезернистых кварцевых песчаников и тонкослоистых слюдистых алевролитов, присутствует растительный детрит. Нижняя часть состоит из глин. Возможные осложнения Стратиграфическое подразделение Интервал по стволу, м Вид (название осложнения) Условия Возникновения от до Четверт. отложения 0 40 Поглощения бурового раствора Увеличение репрессии на нефтеводоносные пласты, отклонения параметров бурового раствора от проектных Верхний палеоген 40 221 Тавдинская свита 221 429 Талицкая свита 731 809 Ганькинская свита 809 932 Березовская свита 932 1094 Осыпи, обвалы Создание депрессии, отклонения параметров бурового раствора от проектных Покурская свита 1122 1967 Водопроявления Алымская свита 1967 1981 Нефтепроявления Возникновение депрессии на продуктивные пласты Ванденская свита 1981 2114 Конструкция скважины Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований предусматривается следующая конструкция скважины: Направление. Бурение производится долотом диаметром 393,7м. Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м для крепления устья скважины и предотвращения размыва и осыпания современных образований. Цементируется до устья. Марка цемента ПЦТ1-50, удельный вес цементного раствора 1,85 г/см3. Кондуктор. Бурение производится долотом диаметром 295,3м. Кондуктор диаметром 245 мм спускается до глубины 790м с целью обеспечения надежного перекрытия неустойчивых, склонных к обвалообразованию пород. Ввиду возможных нефтеводопроявлений при дальнейшем углублении скважины на кондукторе устанавливается противовыбросовое оборудование. Глубина спуска кондуктора, рассчитана из условия предотвращения разрыва горных пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины. Цементируется раствором портландцемента удельным весом 1,85±3 г/см3 . Эксплуатационная колонна. Бурение производится долотом диаметром 215,9м. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается до глубины 2109 м. (по стволу). Назначение эксплуатационной колонны – крепление стенок скважины, разобщение проницаемых горизонтов и проведение опробования пластов в запроектированных интервалах, высота подъема цементного раствора с перекрытием не менее на 150м выше башмака кондуктора. Цементируется лёгким цементом ПЦТ1-50 удельным весом 1,225±25. 324 245 146
1.2 Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения Глинистый раствор обеспечивает: 1) закрепление стенок скважины в результате образования тонкой глинистой корки 2) предупреждение оседания шлама на забой при прекращении циркуляции 3) устранение потерь циркуляции в пористых и трещиноватых породах.
К недостаткам глинистых растворов можно отнести их неустойчивость к воздействию электролитов содержащихся в пластовой воде и воде, на которой приготовлен раствор, а также частиц разбуриваемых пород. Бурение под направление(50м) начинается на свежеприготовленном глинистом растворе. Предусматривается бурение под направление на растворе, оставшемся от бурения предыдущей скважины. При бурении под направление для снижения фильтратоотдачи и увеличения вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами КМЦ, Унифлок и Каустической содой. При бурении под кондуктор(50-790м) проходят сквозь, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, уменьшение расцепляющего действия бурового раствора, увеличение выносной способности бурового раствора при относительно невысокой скорости восходящего потока. Данные задачи решаются с использованием глинистых буровых растворов с высоким содержанием активной глинистой фазы, высокоэффективных полимеров – структурообразователей, и применением химических реагентов флоккулирующей направленности, поддержанием низкой температуры. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. При бурении под кондуктор в Западной Сибири для обработки бурового раствора применяют КМЦ и высокомолекулярные синтетические акриловые полимеры (гипан, унифлок, и др.). Поскольку акриловые полимеры, ингибируют буровой раствор и глинистые отложения разреза, благодаря чему обеспечивают ровный ствол скважины и бурение без осложнений. КМЦ является основным реагентом для поддержания низкой водоотдачи раствора и обеспечения тонкой корки. С помощью каустической соды здесь поддерживается нужный уровень рН. При бурении под эксплуатационную колонну(790-2109м) основные осложнения, которые встречаются, следующие: это поглощения бурового раствора и водопроявления при прохождении отложений сеномана, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты скважины, осыпи обвалы в интервалах Березовской – Алымской свит. И основная задача-это сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решать, следующие: 1) предупреждение осыпей и обвалов отложений березовской свиты; 2) предупреждение поглощения раствора и водопроявлений 3)предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты; 4) главная проблема - это обеспечить максимально возможную степень сохранения коллекторских свойств, продуктивных пластов. Бурение из-под кондуктора начинается с промывкой забоя буровым раствором, обработанным химическими реагентами (структурообразователи, разжижители и т.п.) с последующей наработкой естественного глинистого раствора за счет выбуренной породы. Глинистый раствор для первичного вскрытия нефтяного пласта представляет собой суспензию высокоактивной бентонитовой глины, с добавлением мела, обработанную кальцинированной содой, смазочными добавками и ПАВ, обладающим способностью понижать поверхностное натяжение фильтрата и гидрофобизировать поверхность поровых каналов пласта-коллектора. В качестве понизителя фильтрации используется КМЦ и унифлок. Перед вскрытием продуктивного пласта производят замещение глинистого бурового раствора на малоглинистый полимерный «Порофлок». Основные требования к буровому раствору на водной основе для первичного вскрытия продуктивных пластов, следующие: - репрессия на пласт от гидростатического давления столба бурового раствора должна быть минимальной - импульсы гидродинамического давления при спускоподъемных операциях и возобновлении циркуляции раствора должны быть также минимальные. Это достигается, при прочих равных условиях, при низкой пластической вязкости раствора, низких значениях СНС и невысоких значениях динамического напряжения сдвига (ДНС). Запрещается допускать высокие значения СНС10 и предельного динамического напряжения сдвига с целью предупреждения возникновения высоких импульсов давления и больших гидравлических потерь. Низкая пластическая вязкость обеспечивается малым содержанием наработанной твердой фазы в растворе, т.е. выбуренная порода не должна переходить в раствор, иными словами, должно быть обеспечено ингибирование системы и должна быть организована хорошая очистка раствора от выбуренной породы. Параметры СНС и ДНС регулируются типом и концентрацией реагента структурообразователя и реагента понизителя вязкости наряду с регулированием содержания твёрдой фазы; - раствор должен иметь низкую фильтратоотдачу и формировать тонкую корку на стенках скважины; - фильтрат раствора должен иметь низкое поверхностное натяжение на границе с пластовой нефтью и обладать обратимой гидрофобизирующей способностью по отношению к поверхности поровых каналов нефтяного пласта; - время, в течение которого буровой раствор находится в контакте с поверхностью нефтяного пласта, должно быть как можно меньше. При бурении интервала 1981-2114 используется малоглинистый буровой раствор «Порофлок» с кислорастворимым утяжелителем, обработанный полисахаридами и ПАВ-гидрофобизатором и понизителем поверхностного натяжения фильтрата, отвечает практически всем требованиям, которые предъявляются к буровым растворам для первичного вскрытия продуктивных пластов с сохранением их фильтрационно-емкостных свойств. Процесс замещения раствора в скважине должен производиться непрерывно до выхода раствора «Порофлок» на устье. Далее, после освобождения и чистки от глинистого раствора емкостей, входящих в циркуляционную систему, продолжить бурение на растворе «Порофлок». В процессе бурения контролируются свойства раствора. При необходимости производят обработку раствора понизителями водоотдачи. Для этого в буровой раствор добавляют унифлок или КМЦ в виде водных растворов. В процессе бурения скважины в продуктивном интервале используют трехступенчатую систему очистки бурового раствора, отключая центрифуги, чтобы избежать удаления из раствора частиц мела. Отработанный полимерный раствор откачивают в дополнительные емкости для повторного использования при вскрытии продуктивных пластов в следующих скважинах куста и для бурения скважины под кондуктор. В состав раствора входят: - в качестве загустителей и понизителей фильтрации водорастворимые полимеры Унифлок и карбоксиметилцеллюлоза; - в качестве структурообразователя – бентонит; в качестве утяжелителя и кислоторастворимого кольматанта - мел. Для стабилизации и снижения водоотдачи в раствор дополнительно вводится КССБ. Регулирование рН и связывание ионов кальция осуществляется добавками кальцинированной соды. При необходимости для пеногашения используется пеногаситель. Приготовление раствора «Порофлок» начинают за двое суток до вскрытия продуктивного пласта, с тем, чтобы к началу вскрытия пластов необходимый его объем с требуемыми свойствами был готов к использованию. Удельное электрическое сопротивление раствора равно 0,6-1,4 Ом . м, что меньше удельного электрического сопротивления глинистого раствора (1,0-2,8 Ом . м).
1.3 Выбор и расчёт параметров промывочной жидкости по интервалам скважины в зависимости от геологических условий Выбор плотности промывочной жидкости · Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий в соответствии с п. 2.7.3.3 «Правил безопасности в НГП».
· Не допускается превышение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом. · В процессе бурения и промывки скважины свойства бурового раствора должны контролироваться с периодичностью, установленной буровым предприятием для данной площади. · При вскрытии газоносного горизонта и дальнейшим углублением скважины должен производиться контроль бурового раствора на газонасыщенность. · Если объемное содержание газа в растворе превышает 5 %, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом и их устранению. · Для контроля загазованности должны производиться замеры воздушной среды у ротора, блока приготовления раствора, вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности приниматься меры по ее устранению. · Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается. · Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины. · Рецептура и методика приготовления, обработки, утяжеления и очистки бурового раствора контролируется лабораторией бурового предприятия на основании регламентов. · На буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером. Геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать возможность сопоставления объема вытесняемого при спуске и доливаемого при подъеме бурильных труб из скважины. · Объем циркуляционной системы зависит от класса БУ и согласно ГОСТ 16293-89 (СТСЭВ 2446-88) составляет не менее двух объемов скважины. Выбор плотности при бурении осуществляется из условия создания противодавления на пласт. , кг/м3 где k – коэффициент превышения давления бурового раствора в скважине в зависимости от глубины; Pпл – пластовое давление, МПа; g – ускорение силы тяжести, равное 9,81; Ln – глубина залегания кровли пласта. Интервал 0-790м Плотность-1,16 г/см3 Вязкость- 55-60 с Фильтрация-8-9 см³/30мин СНС 1мин-15, 10мин-35 мг/см² Интервал 790-932м Плотность-1,08 г/см3 Вязкость- 18-20 с Фильтрация-7-8 см³/30мин СНС 1мин-8-10, 10мин-12-20 мг/см² Интервал 932-1981м Плотность-1,10 г/см3 Вязкость- 22-25 с. Фильтрация-6-7 см³/30мин СНС 1мин-8-10, 10мин-12-20 мг/см² Интервал 1981-2114м Плотность – 1,08 г/см3 Вязкость – 24-50 с. Фильтрация – 3-5 см³/30мин СНС 1мин - 5-10, 10мин – 10-20 мг/см² 2. Регулирование параметров промывочной жидкости, химическая обработка, утяжеление Химические реагенты применяются для приготовления и обработки буровых растворов с целью придания им необходимых свойств, для изменения вязкости, прочности структуры и водоотдачи. Химическая обработка-основное средство регулирования свойств раствора в процессе бурения. Химические реагенты и материалы классифицируются по различным признакам, например по химической природе, физико-химическим свойствам (термостойкости, устойчивости к электролитам), по их назначению, особенностям действия и т.д. При бурении скважин непременным условием предупреждения газа-, нефти - и водопроявлений, обвалов стенок скважины и связанных с ними осложнений является регулирование гидростатического давления столба бурового раствора в зависимости от давления вскрываемых нефтегазовых и водоносных пластов и порового давления глинистых пород. Один из методов регулирования гидростатического давления столба раствора - изменение плотности последнего. Когда необходим раствор с большей плотностью, используются добавки тонко размолотых порошков инертных тяжелых металлов. При бурении данной скважины утяжеление бурового раствора не требуется. Химическая обработка в данном случае производится во всех интервалах бурения. Рассмотрим виды химических реагентов, которыми производиться обработка. Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) – натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марок КМЦ-700, КМЦ-ТС, Торос-2, Tylose. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремового цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде. Поставляется в бумажных мешках массой по 20 кг. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов. Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалках или с помощью гидромешалки. Глиномешалка МГ-4 заполняется на 2/3 водой, загружается расчетное количество реагента, перемешивается до получения равномерной консистенции и доливается водой до полного объема. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета не более 200 кг на глиномешалку. В раствор через смесительную камеру рекомендуется добавлять медленно со скоростью от 10 до 20 минут на мешок. Унифлок - порошок оранжевого, иногда кремового цвета, хорошо растворимый в воде. Поставляется в полиэтиленовых мешках весом 30кг. Водный раствор его имеет щелочную реакцию (для 0,1%-го раствора рН=11), реагент совместим с КМЦ, КССБ. Применяется в качестве загустителя буровых растворов. Каустическая сода – гидрооксид натрия (NaOH). Гранулированное или хлопьевидное вещество белого цвета, хорошо растворяется в воде, плотность 2130 кг/м3. Применяется для поддержания нужного значения рН бурового раствора. Поставляется в стальных бочках по 25 или 50 кг или в полиэтиленовых с полипропиленовым слоем мешках по 50 кг. Добавляется в буровой раствор медленно и осторожно в течение полного цикла циркуляции через специальную емкость для химических реагентов. В нашей стране каустическая сода выпускается в соответствии с ТУ 6-10-1306-85 и поставляется в виде бесцветной непрозрачной кристаллической массы в металлических барабанах массой 100-200 кг. ПДК для водоемов рыбохозяйственного назначения 50 мг/л. ФК-2000 – экологически безопасная смазочная добавка на основе растительного подсолнечного масла по эффективности многофункционального воздействия на буровой раствор (значительное улучшение антиприхватных, смазочных и ингибирующих свойств, снижение коэффициента поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора – углеводород) соответствует лучшим зарубежным смазочным материалам. Смазочная добавка разработана специально для условий Западной Сибири при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин. По внешнему виду – жидкость, склонная к пастообразованию при низких температурах, от светло-желтого до темно-коричневого цвета с запахом подсолнечного масла. Смазочная добавка упаковывается в металлические 200 л бочки.
ТБФ(Пента) – трибутилфосфат. Предназначен для предупреждения образования и гашения пены в буровых растворах. ГКЖ - применяется в качестве гидрофобизирующей добавки, предотвращающей диспергирование, гидратацию и переход глин в буровой раствор и обеспечивающий вследствие этого сохранение хороших реологических свойств раствора. Придает термостойкость буровому раствору.
НТФ– нитрилтриметилфосфоновая кислота предназначена для снижения вязкости бурового раствора. Растворимость в воде хорошая, не горюч, не взрывоопасен, малотоксичен. Применяется в летнее время в виде разбавленного 1%-ного раствора, в зимнее время – в виде раствора в антифризе. Поставляется в виде порошка или в виде 30-40%-ного водного раствора в пресной воде (плотность 1190-1270 кг/м3) существующими транспортными средствами. В добыче нефти применяется в качестве ингибитора солеотложений. КССБ – конденсированная сульфат-спиртовая барда. Тонкодисперсный пылящий порошок темно-коричневого цвета. Предназначена для снижения фильтрации буровых растворов. В связи с ужесточением в последние годы экологических требований к производству буровых работ, возникла необходимость применения малоопасного для окружающей среды бурового раствора. Применение такого раствора стало возможным благодаря использованию малотоксичных химреагентов и материалов, включая экологически безопасные смазочные добавки и противоприхватные средства. В настоящем проекте предусматривается использовать в качестве смазочной добавки ФК-2000 и графит. Возможно применение смазочной добавки Спринт. ФК-2000 получен из растительных масел и рыбожировых отходов. Он не токсичен. Буровой раствор, обработанный КМЦ, НТФ и ФК-2000 разрешен к применению как экологически малоопасный раствор. Состав малоглинистого полимерного раствора «Порофлок», % мас. 1. Бентонит 3-4 2. Мел 6-8 3. Унифлок 0,1-0,2 4. КМЦ-ТС 0,8-1,0 5. КССБ 0,1-0,3 6. Сода кальцинированная 0,1 7. ТБФ 0,014 8.ФК-2000 0,3-0,5 9. Вода остальное 2.1 Расчёт расхода промывочной жидкости, воды, глины, химических реагентов, утяжелителя и других материалов на 1м проходки и на 1 скважину Определим общий объём бурового раствора Q,м³ Q=n1L1+ n2L2+ n3L3+ n4L4 Где n- норма расхода бурового раствора на 1м проходки с учётом скорости бурения м³/м, L- интервал скважины, соответствующий данной норме, м Q1= n1L1=0,17·50=8,5 м³ Q2= n2L2=0,096·740=71,04 м³ Q3= n3L3=0,049·1080=52,92 м³ Q4= n4L4=0,045·133=5,9 м³ Таким образом общий объём бурового раствора равен Q=8,5+71,04+52,92+5,9= 138,36 м³ Определим общий объём химреагентов и материалов Q,кг Q=n1L1+ n2L2+ n3L3+ n4L4 Где n- норма расхода химических реагентов на 1м проходки кг/м, L- интервал скважины, соответствующий данной норме, м Интервал 0-50 Глинопорошок Q1= n1L1=11,96·50=598 кг КМЦ Q1= n1L1=0,17·50=8,5 кг Унифлок Q1= n1L1=0,07·50=3,5 кг Сода каустическая Q1= n1L1=0,09·50=4,5 кг Q=598+8,5+3,5+4,5= 614,5 кг Интервал 50-790 Глинопорошок Q2= n2L2=6,73·740=4980,2 кг КМЦ Q2= n2L2=0,10·740=74 кг Унифлок Q2= n2L2=0,04·740=29,6 кг Сода каустическая Q2= n2L2=0,05·740=37 кг Q=4980,2+74+29,6+37=5120,8 кг Интервал 790-1981 Глинопорошок Q3= n3L3=1,48·1080=1598,4 кг КМЦ Q3= n3L3=0,24·1080=259,2 кг ФК-2000 Q3= n3L3=0,98·1080=1058,4 кг ТБФ(Пента) Q3= n3L3=0,10·1080=108 кг ГКЖ Q3= n3L3=0,43·1080=464,4 кг Унифлок Q3= n3L3=0,07·1080=75,6 кг Q=1598,4+259,2+1058,4+108+75,6=3099,6 кг Интервал 1981-2114 «Порофлок» Глинопорошок Q4= n4L4=1,359·133=180,7 кг Мел Q4= n4L4=2,71·133=360,43кг КМЦ Q4= n4L4=0,36·133=47,88 кг Унифлок Q4= n4L4=0,045·133=5,9 кг КССБ Q4= n4L4=0,13·133=17,29кг Кальцинированная сода Q4= n4L4=0,045·133=5,9кг ТБФ Q4= n4L4=0,008·133=1,064 кг Q=180,7+360,43+47,88+5,9+17,29+5,9+1,064=613,184 кг Общий объём хим.реагентов Q, кг Q=614,5+5120,8+3099,6+613,184=9448,084 кг 2.2 Первичная очистка бурового раствора С целью обеспечения полноты удаления выбуренной породы из бурового раствора и регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе, а также с целью уменьшения объема наработки бурового раствора, а, следовательно, уменьшения объема отработанного бурового раствора (ОБР) при бурении эксплуатационных скважин рекомендуется осуществлять многоступенчатую систему очистки бурового раствора с использованием средств очистки, изготовленных зарубежными и отечественными фирмами. Оборудование бурового раствора расположено между вышечным и емкостным блоками на дополнительном емкостном основании. В состав четырёхступенчатой системы очистки бурового раствора входят: вибросита, пескоотделители, илоотделитель и центрифуга. Очистка бурового раствора от шлама с помощью вибрационных сит — механический процесс, в котором частицы отделяются с помощью просеивающего устройства. Главные факторы, определяющие глубину очистки и пропускную способность вибросита, — размер ячеек сетки и просеивающая поверхность. Основные элементы вибросита: основание 1, поддон для сбора очищенного раствора 7, приемник с распределителем потока 2, вибрирующая рама 5 с сеткой 4, вибратор 3, амортизаторы 6. Вибрирующие рамы располагают как в горизонтальной, так и в наклонной плоскости, а их движение может быть возвратно-поступательным по прямой, эллипсообразным, круговым и комбинированным. В практике отечественного бурения используют одноярусные сдвоенные вибросита СВ-2 и СВ-2Б, одноярусные двухсеточные вибросита ВС-1. Вибросито СВ-2 в состоянии пропустить до 60 л/с бурового раствора при сетке с размером ячейки 1Х5 мм. Рабочая часть сетки имеет длину 1,2 м и ширину 0,9 м. Сетка имеет частоту колебаний 1600 или 2000 в 1 мин. Наклон сетки к горизонту 12—18°. Вибрационное сито СВ-25—модернизированный вариант сита СВ-2. Вибросито ВС-1 оснащено двумя заделанными в кассеты сетками. Используются сетки с размером ячейки 0,16х0,16; 0,2х0,2; 0,25х0,25; 0,4х0,4 и 0,9х0,9. Первая сетка устанавливается горизонтально, а вторая — с наклоном около 5° к горизонту. Траектория колебаний сеток эллиптическая. Наибольшая двойная амплитуда 8 мм, частота колебаний ИЗО и 1040 в 1 мин. Рабочая поверхность сетки 2,7 м2. Вибросито ВС-1 способно пропустить через сетку с ячейкой 0,16х0,16 до 10 л/с бурового раствора. При использовании сетки 0,9х0,9 пропускная способность вибросита превышает 100 л/с. Масса вибросита 1800кг, длина 3м, ширина 1,85м, высота 1,64м. Вибрационное сито ВС-1 состоит из: 1) станина 2) вибрирующая рама 3) трубы рамы 4) приемная емкость 5) распределители потока 6) клиновый шибер 7) плоские шиберы 8) тумбы 9) цилиндрические пружины 10) вибратор 11) электродвигатель Библиографический список 1. Ермолаева Л.В., Знаменский А.А. «Буровые промывочные жидкости»/ Метод. указ. к выполнению курсовой работы. Самара,1991. 11с.
2. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. «Справочник по промывке скважин.» М. Недра, 1984. 320с 3. Середа Н.Г., Соловьёв Е.М. «Бурение нефтяных и газовых скважин.» М. Недра, 1988. 360 с.