2.4 Обоснование параметров буровых растворов

При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно стремиться к тому, чтобы достигались высокие скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались всевозможные осложнения. Для повышения скоростей бурения плотность, вязкость, содержание твердой фазы, песка должны быть минимальными, а показатель фильтрации ограничивается лишь при разбуривании интервалов залегания неустойчивых пород и продуктивных пластов. В этих случаях показатель фильтрации не превышает 10 см³/30 мин по ВМ-6.

В связи с опасностью проявлений строго нормируется плотность раствора; остальные параметры проектируются исходя из имеющихся научных знаний и опыта промыслового бурения.

Плотность бурового раствора рассчитывается для каждого интервала совместимых условий бурения по горизонту с максимальным градиентом пластового давления по формуле

, кг/м³

где Р_пл - пластовое давление, Па;

К_п - коэффициент превышения гидростатического давления бурового раствора над пластовым (поровым) давлением. Согласно [1] следует принимать К_п ≥1,1 при Н < 1200 м ( Р≤ 1,5 МПа); К_п ≥ 1,05 для интервалов от 1200 м до проектной глубины при Н= 1200-2500 м ( Р ≤ 2,5-3,0 МПа);

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н – глубина залегания кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления, м.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения [1].

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, показатель фильтрации и химический состав фильтрата бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины [1].

Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением указанных пород).

При проектировании других параметров бурового раствора можно ориентироваться на наиболее распространенные в буровой технологии рабочие значения показателей растворов на водной основе, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Значения параметров буровых растворов

Условия бурения	Значения параметров *
	Р1,Па	УВ, сек.	, мПа•с	, Па	Сп, %	к	рН	, кг/м3
Нормальные	1,25-2,0	20,0-28,0	1,5 - 10,0	2,0-8,0	3,0	0,2	6,5-9,0	20
Осложненные	2,5-6,0	40,0-60,0	25,0 – 50,0	10,0-20,0	-	0,3	8,0- 12,0	60
* Р1 — статическое напряжение сдвига через 1 мин; УВ- условная вязкость по СПВ-5; - пластическая вязкость; - динамическое напряжение сдвига; Сп - содержание песка; к - коэффициент трения корки на приборе КТК-2; - допускаемые отклонения фактической плотности от проектной.

Для растворов на углеводородной основе дополнительно проектируются[2] электростабильность (150-200 В), термостойкость (80-200° С), водосодержание (10-70%), глиноемкость (20-50%), температура вспышки в открытом тигле (> 80° С).