При проводке скважины необходимо правильно выбрать параметры бурового раствора. Основными показателями является: плотность, условная вязкость и фильтрация. В первую очередь необходимо выбрать правильное значение плотности при проводке скважины. Существенное влияние на эффективность работы долота оказывает плотность, реологические свойства, показатели фильтратоотдачи промывочной жидкости, твердой фазы, прежде всего наиболее тонкодисперсных частиц, а также вязкость фильтрата.
С увеличением плотности промывочной жидкости возрастает давление столба раствора на забой. На механическую скорость проходки существенно влияет разность между давлением промывочной жидкости на забой и поровым давлением в породе, примыкающей к нему, или дифференциальное давление. С увеличением дифференциального давления до некоторого предела скорость проходки уменьшается.
При неизменной подаче буровых насосов и увеличением пластической вязкости, динамического напряжения сдвига возрастает гидравлическое сопротивление в циркуляционной системе и дифференциальное давление на забое.
Механическая скорость проходки обычно возрастает с увеличением показателей фильтратоотдачи промывочной жидкости. Жидкости с большим показателем Фо создают на поверхности забоя высокопроницаемую фильтрационную корку. Благодаря высокой проницаемости корки,
фильтрат жидкости успевает проникнуть через корку в поры породы забоя, а также в микротрещины и заполнить их прежде, чем зубцы выйдут из контакта с забоем. В результате микротрещины не могут закрыться после прекращения контакта, прочность породы уменьшается. Проникновение фильтрата в породу забоя способствует выравниванию забойного давления с поровым давлением примыкающих к поверхности забоя и уменьшению дифференциального давления. Если показатель Фо мал, тогда на забое образуется малопроницаемая корка значительной прочности, затрудняющая выравнивание давлений и отделение сколотых частиц от поверхности забоя.
Механическая скорость проходки возрастает с уменьшением концентрации твердой фазы. Причин этого несколько. С увеличением концентрации твердой фазы, особенно тонкодисперсной, возрастает вязкость, динамическое и статическое напряжения сдвига, что вызывает рост гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе и дифференциального давления на забой. С увеличением содержания тонкодисперсных частиц уменьшается проницаемость фильтрационной корки, образующейся на поверхности забоя, в результате затрудняется проникновение фильтрата через корку в микротрещины.
Для расчета значения плотности необходимо знать значение пластового давления, которое приведено в таблице 15.
Таблица 11 – Значения пластового давления.
| Пластовое давление по интервалам бурения | Pпл1=7,5 МПа | Pпл2=9,65 МПа | Pпл3=15,24 МПа | Pпл4=21,4 МПа | Pпл4=23,8 МПа | Pпл4=29,26 МПа |
| Глубина интервала | 750 м | 965 м | 1524 м | 2140 м | 2380 м | 3001 м |
1. Рассчитываем плотность бурового раствора для 1-го интервала бурения.
(23)
где Рпл – пластовое давление, МПа
Н – величина интервала, м
2. Рассчитываем плотность бурового раствора для 2-го интервала бурения.
(24)
3. Рассчитываем плотность бурового раствора для 3-го интервала бурения.
(25)
4. Рассчитываем плотность бурового раствора для 4-го интервала бурения.
(26)
5. Рассчитываем плотность бурового раствора для 5-го интервала бурения.
(27)
6. Рассчитываем плотность бурового раствора для 6-го интервала бурения.
(28)
Таблица 12 – Параметры бурового раствора
| Глубина по вертикали | Глубина по стволу | Осложнения | Параметры бурового раствора | |||||||
| Плотность, кг/м3 | Условная вязкость, сек | Фильтрация, см3/30 мин | СНС, мг/см3 | Корка, мм | рН | Липкость, градус | П, % | |||
| Кавернообразования, Осыпи и обвалы | 1160-1200 | 120-60 | 8-12 | 35/40 | 1,5-2 | 7-9 | Не более 3˚ | 1,5-2 | ||
| Водопроявления, | 1040-1100 | 18-30 | 14-10 | 0-5/0-10 | 7-8 | Не более 3˚ | Не более 1 | |||
| Возможны водопроявления, разжижение глинистого раствора, слабое обвалообразование | 1140-1160 | 25-30 | 7-8 | 5-15/10-40 | 7-8 | Не более 3˚ | Не более 1 | |||
| 28-40 | 5-8 | 10-35/15-70 | 7-8 | Не более 3˚ | Не более 1 | |||||
| газонефтепроявления | 0,5-1 |
Параметры раствора при бурении под хвостовик выбираются согласно индивидуальной программе.