animateMainmenucolor
 
Малогабаритные буровые установки
 
 
Вездеходы Арго
 
 
Каталог предприятий
 
 
Сделай заказ
 
 
Наличие на складе
 
 
Буровые установки
 
 
Буровое оборудование
 
 
Буровой инструмент
 
 
Запчасти к буровым установкам
 
 
Технология бурения скважин
 
 
Расчеты в бурении
 
 
Горные породы
 
 
Природные ресурсы
 
 
Техника для содержания скважин
 
 
Бурильно-крановые машины
 
 
Буровые вышки
 
 
Насосное оборудование
 
 
Оборудование водопонижения
 
 
Нефтегазопромысловое оборудование
 
 
Нефтегазопромысловая спецтехника
 
 
Горнодобывающее оборудование
 
 
Геофизическое оборудование
 
 
Геологоразведка
 
 
Добыча золота
 
 
Словарь
 
 
Реклама
 
 
Инженерно-геологические изыскания
 
 
Инженерно-геодезические изыскания
 
 
Учебные заведения
 
 
Дополнительное оборудование
 
 
Фотографии
 
 
Заказать буровое оборудование, станок СКБ 4
 
 
Карта сайта
 
 
{продукция}
{компания}
Главная / Расчеты в бурении / Выбор бурового раствора / Плотность бурового раствора

Плотность бурового раствора

Плотность бурового раствора ρб.р выбирается исходя из условий предотвращения потери устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины и их гидроразрыва. Очень важно также создание нормального противодавления на пласты, насыщенные пластовыми флюидами, препятствующего притоку их в скважину.

Таким образом, изменение ρб.р - основное средство регулирования давления в скважине.

При вскрытии газонефтенасыщенных пластов значение ρб.р должно определяться для горизонта с минимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 3.2 с учетом глубины скважины и коэффициента аномальности пластового давления К, (проектного или фактического).

Таблица 3.2

Глубина скважины
(интервал), м

Минимальное превышение гилростатнческого давления
раствора нал пластовым (репрессия) ∆Рmin, МПа

для нефтена-
сыщенных
пластов

для газоносных, газоконденсатных пластов,
а также пластов в неизученных
интервалах разведочных скважин

≤1000

1

1,5

1001-2500

1,5

2,0

2501-4500

2,0

2,25

≥4501

2,5

2,7

К указанному в табл. 3.2 значению репрессии добавляется величина

∆ρ'=Kспо·Ка

где Kспо - коэффициент учитывающий колебания гидростатического давления при СПО, Kспо=0,5 при диаметре скважины Dc≤215,9 мм и Kспо=0,3 при Dc>215,9 мм.

Cуммарная репрессия на пласт

∆ρΣ= ∆ρmin+∆ρ'        (3.2)

Величину ρб.р необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения

ρб.р=(ρпл+∆ρΣ)/gH     (3.3)

Давление циркулирующего бурового раствора не должно приводить к раскрытию трещин наиболее слабых пород и возникновению поглощения.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

Условие предупреждения гидроразрыва

(3.4)

где ρг.р - давление гидроразрыва (критическое давление бурового раствора в скважине, при котором возможен разрыв горной породы, или раскрытие трещин); ∆ρож - ожидаемое повышение давления в скважине.

Рациональная плотность аэрированною бурового раствора вычисляется из уравнения

         (3.5)

где ρб.р - плотность исходного бурового раствора; hст - статический уровень в скважине.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлением.

Торговый дом АУМАС