Технология буровых растворов

Цель работы: 
изучение технологических приёмов регулирования 
свойств буровых растворов при различных загрязнениях
Исходные данные: 
конструкция скважины, механическая скорость буре-
ния, проходка на долото, система механической очистки бурового раствора от 
выбуренной породы, объём циркуляционной системы, компонентный состав 
бурового раствора, время 1 цикла циркуляции, вещественный состав выбурен-
ной породы. 
Приборы и материалы 
1.
Приборы для оценки технологических свойств буровых растворов 
(ротационный вискозиметр, фильтр-пресс и другие). 

---

44 
2.
Электронные весы. 
3.
Раствор метиленового синего. 
4.
Глинопорошок, утяжелитель, химические реагенты. 
5.
Выбуренная порода. 
А. Технология регулирования свойств буровых растворов
методом ВНИИКРнефть–НПО «Бурение» 
Порядок работы 
1.
Приготовить буровой раствор в соответствии с заданием преподавате-
ля, определить плотность (ρ
р
), содержание коллоидной фазы (
С
к
) и реологиче-
ские характеристики, занести полученные результаты в таблицу 2.4.
2.
Определить объем нарабатываемого раствора 
Q
1
по формуле: 




п
мех
к
1
100
1
K l
bt
Q V
F
E
T
C









, 
(2.15) 
где
V
мех
– механическая скорость бурения, м/час; 
F
– площадь забоя скважины, м
2
; 
E
– степень очистки бурового раствора от выбуренной породы, доли %; 
K
п
– коэффициент коллоидальности породы. Если отсутствуют данные, то 
принимать 
К
п
= 
K
глинопорошка; 
C
к
– содержание коллоидного компонента в буровом растворе, %; 
l
– эффективность влияния химических реагентов на коллоидальность 
глин [12, 15];
b
– коэффициент влияния температуры на коллоидальность глин. При 
t
< 130 °С 
b
= 0,000715. При 
t
≥ 130 °C
b
= 0,00267; 
Т
– время одного цикла, час. 
3. Определить массу выбуренной породы (
М
), зная плотность породы (ρ
п
) 
по формуле: