39 При выборе бурового раствора следует руководствоваться следующими правилами.

• Плотность бурового раствора - ρ_б.р

• Вязкость бурового раствора - T₅₀₀

• Статическое напряжение сдвига - СНС

• Фильтрация бурового раствора - Ф₃₀

Плотность бурового раствора ρ_б.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 ρ_б.р - основное средство регулирования давления в скважине.

Вязкость бурового раствора Т₅₀₀ должна быть достаточной для обеспечения выноса частиц выбуренной породы из скважины, предотвращения, снижения или прекращения поглощений раствора в скважине. Однако чрезмерная вязкость повышает гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины и ухудшает условия очистки бурового раствора.

Величина условной вязкости должна составлять 25-30 с

Статическое напряжение сдвига (СНС) должно быть достаточным для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя и частиц выбуренной породы при прекращении циркуляции промывочной жидкости.

Вместе с тем статическое напряжение сдвига должно быть минимально допустимым, так как повышенное значение прочности структуры промывочной жидкости вызывает затруднение при запуске насосов, создает значительное давление на стенки скважины, что в слабосвязанных породах может вызвать гидравлический разрыв пласта при восстановлении циркуляции и ухудшает условия очистки от частиц выбуренной породы и дегазации очистного агента.

Величина фильтрации бурового раствора Ф₃₀ определяется устойчивостью, а также их насыщенностью пластовыми водами и флюидами. Снижение показателей рекомендуется для бурения в неустойчивых, хорошо проницаемых породах и при вскрытии продуктивных залежей.

Однако чрезмерное снижение Ф₃₀ может вызвать ухудшение технико-экономических показателей бурения скважин из-за нарушения баланса гидростатического и пластового (призабойного) давления в скважине.

Содержание песка в буровом растворе не должно превышать 1 -2%.

42. ОСновные требования, предъявляемые к буровым промывочным жидкостям для кт

Основываясь на мировой практике работ с КТ, результатах математического моделирования и лабораторных исследований можно утверждать, что в общем случае для бурения с КТ желательно использовать растворы, обладающие следующими характеристиками:

·        минимальной пластической вязкостью и показателем консистенции для снижения потерь давления в КТ;

·       "инверсным" реологическим профилем, т.е. динамическое напряжение сдвига должно быть кратно выше пластической вязкости;

·        минимальным содержанием твердой фазы для снижения пластической вязкости, гидродинамических потерь давления (в т.ч. потерь на трение);

·        высокими показателями LSRV (вязкости при низкой скорости сдвига) для качественной очистки ствола;

·        низкой вязкостью при высокой скорости сдвига;=-09123456·        плоским, хрупким профилем СНС;

·        максимальным сохранением коллекторских свойств пласта;

·        очень тонкой непроницаемой фильтрационной коркой или полным отсутствием фильтрационной корки;

·        высокими смазывающими способностями.

         Желательно также, чтобы применяемый буровой раствор обладал вязкоупругими характеристиками.