Выбор плотности бурового раствора

Выбор плотности бурового раствора регламентирован действующими «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Согласно этим правилам, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы статическое давление раствора превышало бы пластовое давление на 4-15%. В то же время, правила ограничивают превышение давления раствора на пластовым давлением величиной 1,5-3,5 МПа.

Требования «Единых технических правил»

Таблица№3

Интервал бурения, м	Рекомендуемое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением	Максимально допустимое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением
до 1200 1200-2500 более 2500	10-15% 5-10% 4-7%	1,5МПа 2,5МПа 3,5МПа

Плотность промывочной жидкости для бурения какого-либо интервала можно рассчитать по формулам:

r = аР_пл / gZ_к и r = Р_пл + ÙР /gZ_к

Р_пл – пластовое давление в кровле пласта с наиболее высоким давлением в рассматриваемом интервале, Па;

Z_к – глубина залегания кровли этого пласта, м;

g – 9,81 м/с² – ускорение свободного падения;

а = 1,04 – 1,15 – коэффициент запаса, характеризующий регламентированное «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» превышение давления бурового раствора над пластовым давлением.

ÙР = (1,5-3,5)МПа – максимально допустимое превышение давления бурового раствора над пластовым давлением

Величину плотности следует вычислить по обеим приведенным формулам и из двух полученных значений принять меньшее.

1 инт. 0 – 480м r = 1,10*4,71 / 9,81*480 = 1,10 г/см³

r = 4,71 + 1,5 / 9,81 * 480 = 1,32 г/см³

Принимаем r = 1,10 г/см³

Определяем относительную плотность: r_о = аК_а = 1,10 * 1,0 = 1,10

2 инт. 480 – 1070м r = 1,10*14,52 / 9,81*1070 = 1,52 г/см³

r = 14,52 + 1,5 / 9,81 * 1070 = 1,53 г/см³

Принимаем r = 1,52 г/см³

Определяем относительную плотность: r_о = аК_а = 1,10 * 1 = 1,10

3 инт. 1070 – 1480м r = 1,05 * 23,44 / 9,81 * 1480 = 1,69 г/см³ r = 23,44 + 2,5 / 9,81 * 1480 = 1,78 г/см³

Принимаем r = 1,69 г/см³

Определяем относительную плотность: r_о = аК_а = 1,05 * 1,0 = 1,05

4 инт. 1480 – 1620м r = 1,05 * 26,97 / 9,81 * 1620 = 1,78 г/см³

r = 26,97 + 2,5 / 9,81 * 1620 = 1,85 г/см³

Принимаем r = 1,78 г/см³

Определяем относительную плотность: r_о = аК_а = 1,05 * 1,05 = 1,10

5 инт.1620-1690м r = 1,05 * 16,75 / 9,81 * 1690 = 1,06 г/см³

r = 16,75 + 2,5 / 9,81 * 1690 = 1,16 г/см³

Принимаем r = 1,06 г/см³

Определяем относительную плотность: r_о = аК_а = 1,05 * 1,05 = 1,10

6 инт. 1690-1820м r = 1,05 * 18.75 / 9,81 * 1820 = 1,10 г/см³

r = 18,75 + 2,5 / 9,81 * 1820 = 1,19 г/см³

Принимаем r = 1,10 г/см³

Определяем относительную плотность: r_о = аК_а = 1,05 * 1,05 = 1,10

7 инт.1820-2390м r = 1,05 * 23,44 / 9,81 * 2390 = 1,05 г/см³

r = 23,44 + 2,5 / 9,81 * 2390 = 1,11 г/см³

Принимаем r = 1,05 г/см³

Определяем относительную плотность: r_о = аК_а = 1,05 * 1,1 = 1,15

8 инт.2390-2750м r = 1,04 * 35,16 / 9,81 * 2750 = 1,35 г/см³

r = 35,16 + 3,5 / 9,81 * 2750 = 1,43 г/см³

Принимаем r = 1,35 г/см³

Определяем относительную плотность: r_о = аК_а = 1,04 * 1,27 = 1,33

7.2. Выбор реологических свойств бурового раствора.

Реологические свойства промывочных жидкостей характеризуют значениями пластической вязкости η и динамического напряжения сдвига τ₀.

Показатели пластической вязкости η и динамического напряжения сдвига τ₀ определяются (рис. 1,2 метод. указания) по графикам зависимости от плотности бурового раствора.

Интервалы I,II, IV,V,VI с плотностью ρ_о = 1,10 η=4 мПа, τ₀=49 дПа.

Интервал III с плотностью ρ_о=1,05 η=3 мПа, τ₀=45 дПа.

Интервал VII с плотностью ρ_о=1,15 η=5 мПа, τ₀=52 дПа.

Интервал VIII с плотностью ρ_о=1,33 η=8 мПа, τ₀=63 дПа