Page 47 - 6453

8 РОЗРАХУНОК ТА ОБҐРУНТУВАННЯ ПАРАМЕТРІВ
БУРОВИХ РОЗЧИНІВ

Густина бурового розчину - це маса (т) одиниці його
об’єму (V).
m
3
  , [кг / м ]
V
Густина бурового розчину характеризує його здатність
виконувати у свердловині певні гідростатичні та гідродинамічні
функції:
- утримувати у змуленому стані і виносити із свердловини
частинки вибуреної породи;
- створювати гідростатичний тиск на стінки свердловини з
метою попередження нафтогазопроявів і збереження цілісності
стінок свердловини;
- зменшувати вагу колони бурильних та обсадних труб;
- сприяти оптимальній роботі породоруйнуючих
інструментів.
Параметри промивальної рідини встановлюють поінтервально
відповідно до геолого-технічних умов буріння.
Густину промивальної рідини обчислюють:
P  P
  , (8.1)
пр
g  H
де Р – пластовий тиск, МПа;
ΔР – максимально допустиме перевищення гідростатичного
тиску над пластовим, МПа;
2
g – прискорення вільного падіння, м/с ;
Н – глибина, на якій розраховують густину, м.
ΔР=(0,1-0,15)Р пл при Н<1200 м, але не більше 1,5 МПа;
ΔР=(0,05-0,10)Р пл при 1200 м<Н<2500 м, але не більше 2,5 МПа;
ΔР=(0,04-0,07)Р пл при Н≥2500 м, але не більше 3,5 МПа.
В інтервалах, де породи схильні до пластичної течії чи
інтенсивного обвалювання ΔР збільшують вище рекомендованих
норм на 10-25%.
Решта параметрів тісно пов’язані з густиною та вмістом
колоїдної фази. Тому їх доцільно обчислювати за наступними
емпіричними залежностями:

46