ипливу пластових флюїдів в стовбур буря свердловини при звичайному способі буріння досягається вибором належного значення щільності бурового розчину, режиму підйому інструменту і доливання свердловини. p align="justify"> У роботі виведена формула визначення мінімальної щільності бурового розчину виходячи з умови, що тиск в свердловині під час підйому інструменту не повинно бути нижче пластового. Мінімально необхідний і достатній запас протитиску виражається формулою:
r ' g ' L - P пл = k ' P max ,
де: k-деякий коефіцієнт безпеки; P пл - пластовий тиск; r - щільність бурового розчину; L-довжина колони труб; P max - максимальна величина гідродинамічного тиску.
Після деяких перетворень, вирішивши рівняння щодо r , отримують формулу для визначення щільності бурового розчину з мінімальним протитиском:
В
де: y - коефіцієнт опору; U т. Ср - середня швидкість руху колони труб; D-діаметр свердловини; d-зовнішній діаметр колони труб; < span align = "justify"> y = y (Re ; Re ), де: Re - критерій Рейнольдса для в'язкої рідини; Re - критерій Рейнольдса для пластичної рідини.
Таким чином, щільність бурового розчину, необхідну для буріння з мінімальним протитиском, потрібно визначати з урахуванням тиску в пласті, глибини його залягання, реологічних властивостей розчину, величини кільцевого зазору (в т.ч. КНБК) і режиму підйому інструменту. У цьому випадку при виборі щільності беруть до уваги як інженерно-геологічні умови буріння, так і техніко-технологічні чинники, наприклад, режим доліва свердловини. p align="justify"> Крім гідростатичного на зону поглинання впливають гідродинамічні тиску, пов'язані з динамічними факторами при проведенні різних технологічних операцій (промивка, спуск і підйом бурильного інструменту, відновлення циркуляції та ін.) Зміни гідродинамічного тиску призводять до виникнення серйозних ускладнень в свердловині: погл...
