Густина бурового розчину

Густина бурового розчину - це маса (m) одиниці його об’єму (V)

, (кг / м³ ) (6.1)

Густина бурового розчину залежить від виду дисперсійного середовища і кількості твердої фази в буровому розчині.

Густину бурового розчину можна визначити також за формулою :

Мр + Мт

r_б.р. = ---------------- (6.2)

Vр + Vт

де Мр, Мт - маса води (або нафти) і твердої фази відповідно;

Vр, Vт - об’єм води (або нафти) і твердої фази.

Густина бурового розчину впливає на зміну гідростатичного тиску в свердловині.

P_ГСТ = r_б.р. .g . H (6.3)

де Н - глибина свердловини по вертикалі, м;

g - 9,81 м/с² - прискорення вільного падіння.

Із збільшенням густини бурового розчину збільшуються гідравлічні опори в циркуляційній системі свердловини, зменшується подача насосів, погіршуються умови руйнування гірських порід на вибої і сама очистка вибою. Це приводить до зниження темпу руйнування породи на вибої, а в цілому до зменшення механічної швидкості буріння.

Залежно від характеру технологічних операцій при бурінні свердловин вимоги до густини є різними.

Так, для забезпечення оптимальної роботи долота, зменшення імовірності поглинання бурового розчину густина його повинна бути мінімальна.

Сучасна технологія буріння свердловин передбачає вибір густини бурового розчину з умови запобігання флюїдопроявів, осипань та обвалювань гірських порід, що розбурюються.

Для вибору величини густини, визначальними є:

► пластовий тиск флюїдів;