7. Выбор свойств промывочной жидкости.

7.1 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 над пластовым величиной 1,5 - 3,5 МПа.

Для продуктивных и непродуктивных пластов плотность промывочной жидкости находится по следующей формуле: ₀= a*K_a

где К_а - коэффициент аномальности пластового давления;

а - коэффициент запаса. Принимает значения:

Интервал, м	а
0 - 1200 м	1,10
1200 - 2500 м	1,05
> 2500 м	1,04

При выборе плотности должно быть выполнено условие: К_а<₀<К_п

Разобьем всю глубину скважины на интервалы и запишем для них соответствующие коэффициенты аномальности и индексы давления поглощения.

Интервал, м	Ка	Кп
0-100	1,00	1,70
100-1000	1,00	1,70
1000-3450	1,12	1,25
3450-5500	1,25	2,00

Согласно Единым техническим правилам, плотность жидкости принимаем расчетная — расчетная + 0,02 г/см³

Найдем плотности буровой промывочной жидкости:

Интервал 0-1300 м.

_о=1,1*1,00 =1,10

Окончательно задаю значение плотности =1100-1120 кг/м³.

Интервал 1300-1500 м.

_о=1,05*1,05 = 1,10.

Окончательно задаю значение плотности =1100-1120 кг/м³.

Интервал 1500-2000 м.

_о=1,05*1,10 = 1,15.

Окончательно задаю значение плотности =1150-1170 кг/м³.

Интервал 2000-3450 м.

_о=1,04*1,12 = 1,16.

Окончательно задаю значение плотности =1160-1180 кг/м³.

Интервал 3450-3800 м.

_о=1,04*1,18 = 1,22.

Окончательно задаю значение плотности =1220-1240 кг/м³.

Интервал 3800-5500 м.

_о=1,04*1,25 = 1,3.

Окончательно задаю значение плотности =1300-1320 кг/м³.

7.2 Выбор реологических свойств бурового раствора.

Реологические свойства бурового раствора характеризуются значениями пластической вязкости  динамического напряжения сдвига _о. Реологические свойства выбираем по (1. Рис 1).

Если реологические свойства измеряются с помощью вискозиметра ВСН-3 оснащенного пружиной №2 при частотах вращения n₁=300 и n₂=600 об/мин, эффективную вязкость можно рассчитать по формуле:

_эф=+₀/6

[_эф]=мПа*с

[₀]=дПа

По величине _эф рассчитывают условную вязкость УВ

УВ=14,7+087*_эф+001*_эф²

При 1100 кг/м³ вводится поправка

УВ^*=УВ*1,1/_

Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.

Одноминутное значение статического напряжения сдвига бурового раствора должно находиться в пределах 25-35 дПа. Минимальное допустимое значение этого показателя составляет 15 дПа.

Согласно рекомендациям ВНИИКРнефти, значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию:

к_т=₁₀/₁

Это соотношение можно использовать для выбора предельно допустимого значения десятиминутного напряжения сдвига.