8. Рекомендации по реализации технологического регламента.

1. Обоснование вида промыочной жидкости начинается с анализа геологических условий бурения. Критериями выбора являются: неоднородность минерального состава горных пород, содержание в них близких по составу и степени минерализации пластовых флюидов, температуры пластов, проницаемость и пористость, пластовое давление, давление гидроразрыва и наличие зон возможных осложнений.

2. Анализ пород разреза базируется по степени их изученности, то есть опыта бурения скважин в данном районе (применение достигнутого уровня технологии бурения и технологических параметров, применение промывочной жидкости при безааврийной проходке скважины на данной площади или месторождении). При выделении технологических интервалов учитываются возможности самопроизвольного искривления скважины или решение специальных задач при наклонно-направленном бурении).

3. Свойства буровых промывочных жидкостей в комплексе с технологическими и технологическими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими ТЭП при условии качественного вскрытия продуктивных горизонтов. Выбор реологических параметров должен преследовать не толко оптимизацию промывки забоя при составлении гидравлической программы промывки, но исоздание качественного вскрытия продуктивного пласта.

4. Вязкопластичные жидкости (глинистый раствор) по реологическим свойствам оценивается величинами пластической вязкости, эффективной вязкости, напряжения сдвига.

5. Для неутяжеленных буровых растворов:

УВ=20-30 сек.

Для утяжеленных буровых растворов:

УВ=30-50 сек.

На величину условной вязкости влияют: трения в температуре, интенсивность структурообразования и плотность раствора.

Т≤ 21•10^-3 ρ_б.р. – время истечения условной вязкости.

6. Структурно-механические свойства буровых промывочных растворов характеризуют состояние коагуляционного структурообразования в дисперсных ситемах. Значение θ₁, θ₁₀, повышают, если интенсивность разрушения горных пород достаточно велика и шлам имеет значительные размерыи плотность, и если есть необходимость в утяжелении растворов, а также в условиях возможных поглощений, трещинных и пористых коллекторах. Сверхвысокие значения θ₁, θ₁₀ ухудшают очистку и дегазацию ратсворов, создают чрезмерно высокие давления при спуске насосов и восстановления циркуляции.при цементировании свехвысокие статические напряжения сдвига создают некачественное разобщение пластов.

7. Выбор показателей фильтрации толщины фильтрационной корки производится сучетом скважинных условий. Фильтрация с наряду с гидродинамическими условиями в значительной мере зависит от физико-химического состояния бурового раствора. К гидродинамическим факторам относится:

- пористость корки

- размеры составляющих его частиц

К физико-химическим свойствам относится характер контактов частиц взаимодействия частиц суспензии и наличие на частицах сольватной оболочки адсорбируемых ПАВ.

8. Несмотря на различия процесса фильтрации в реологических скважинах условно на практике величина показателя фильтротдачи обосновывают с учетом времени взаимоотношения фильтрата с горной породой.

Ф= (6* 10³/ ρ_б.р) +3 см³/30 мм

9. Выбор типа бурового раствора должен обеспечиватьповышение эффективности использование многокомпонентных и дорогостоящих систем буровых растворов; унификацию буровых растворов, применяемых в однотипных условиях.

10. Коэффициент трения фильтрационной корки буровых промывочных растворов не должен превышать 0,2 (особенно в наклонно-направленных скважинах в участках набора зенитного угла). Содержание песка в неутяжеленных буровых растворах должно не > 3%, в утяжеленных этот показатель не нормируется.

11. Для обеспечения кинетической и агрегативной устойчивости буровых промывочных растворов его отстой должен быть не не > 3%, а стабильность не > 0,02г/см³ для нормальных буровых промывочных растворов и не > 0,05 для утяжеленных г/см³ буровых промывочных растворов.