Page 8 - 4815

Поглинання бурового розчину найчастіше виникає в
тріщинуватих пластах з АНПТ.
Інтенсивність поглинання оцінюють, як відношення втрати
розчину в поглинаючому пласті (Q п) до витрати бурових насосів
(Q н).
Тиск поглинання в умовах вертикальної свердловини
визначають за формулою


P    g  4    (Z  h ), (1.5)
1

П
 бр D  d  П c
3
де  бр – густина бурового розчину, кг/м ;
Z – відстань від покрівлі поглинаючого пласта до устя
П
свердловини, м;
 1 – статичне напруження зсуву бурового розчину під час
поглинання, Па;
h c – статичний рівень рідини у свердловині, м;
D, d – діаметр відповідно свердловини і бурильної колони
відповідно, м.
Для вирішення практичних задач, окрім густини бурового
розчину необхідно знати інші його властивості. Нижче наводимо
кореляційні залежності для бурових розчинів із бентонітової глини
за рекомендаціями фірми Магкобар (США). Густина бентонітової
3
глини 2600 кг/м .
Для в’язкопластичних рідин приблизно
3
   , (1.6)
1
4 0
Таблиця 1.1 – Орієнтовний взаємозв’язок між густиною та
реологічними властивостями бурового розчину
3
, кг/м 1100 1200 1300 1500 1800

 пл, мПа∙с 18-18,5 19-20 20 24-25 35

 0, Па 1,5 3,0 4,0 6,0 8,0
Задачі для самостійного розв’язування
1 При розкритті поглинаючого горизонту на глибині 1580 м
коефіцієнт аномальності пластового тиску становить 0,98. Густина
3
бурового розчину 1100 кг/м , діаметр свердловини 0,3 м, діаметр

6