Зміни речового складу і стан агента, що відбуваються в свердловині, не повинні значно погіршувати його технічні властивості. Під технологічними властивостями бурового розчину прийнято розуміти такі його особливості, які впливають на Бурим гірських порід, очистку забою і стовбура свердловини, стійкість стінок стовбура, на величину опору, що виникає при обертанні або осьовому переміщенні знаходиться в свердловині бурового інструменту. На підставі сказаного промивні агенти повинні:
сприяти підвищенню буримости гірських порід або принаймні не викликати її значного зниження;
в процесі циркуляції по стовбуру володіти достатньою кінетичної і агрегативной стійкістю, тобто їх структура і несуча здатність (по відношенню до частинок шламу) не повинні суттєво змінюватися під впливом надійшли речовин;
сприяти збереженню і навіть підвищенню стійкості порід, що складають стінки стовбура свердловини на відкритих ділянках стовбура (необсаженной інтервал);
в процесі циркуляції і в статичному стані створювати певний гідродинамічний рівновагу між середовищем в стовбурі свердловини і пластовим флюїдом, яке виключало б проникнення одного середовища в іншу і їх перемішування, а також погіршення колекторських властивостей вміщуючих порід.
До циркуляционному агенту пред'являють ряд додаткових вимог, і зокрема:
вартість його приготування повинна залишатися в економічно виправданих межах;
він не повинен надавати агресивного впливу на буровий інструмент і обладнання;
не повинен містити речовин, шкідливих для здоров'я обслуговуючого персоналу або представляють небезпеку у пожежному відношенні;
не повинен створювати труднощів при проведенні геофізичних досліджень в свердловині.
Такого промивного агента, який в рівній мірі задовольняв би всім вимогам, не існує, та й самі вимоги не однозначні і залежать від геологічних умов, тому намітився шлях найкращого пристосування агента до специфічних умов. Це призвело до впровадження великої кількості різних агентів і освоєнню складної технології їх обробки і регулювання властивостей.
В даний час успішне проведення бурових робіт в значній мірі залежать від правильного підбору складу і властивостей промивного агента і відповідності його функцій конкретних умов будівництва свердловини.
Верхня вертикальна частина 0 - 90 м стовбура представлена ??чергуванням пісків, пісковиків з рідкісними прошарками сірих глин. В інтервалі є пласти з прісною водою. В інтервалі можливі затяжки і прихвати бурильної колони внаслідок желобообразованія, осипи і обвали стінок свердловини.
Вимоги до промивної рідини:
Промивна рідина повинна не разупрочняющей глинисті породи;
Промивна рідина повинна мати хороші коркообразующіе
властивості для створення на стінці свердловини міцної фільтраційної
кірки, зміцнювальної стовбур;
Промивна рідина повинна не забруднювати пласти з прісною водою;
Так як в інтервалі є пласти з прісною водою, виключається застосування Слабомінералізовану, минерализованного і соленасиченого розчину, розчину з полісолевой мінералізацією, розчину з конденсованої твердою фазою, розчинів на вуглеводневій основі. Для буріння даного інтервалу приймаємо прісний глинистий розчин на основі бентоніту, як найбільш дешевий і простий в експлуатації.
Що залишився інтервал 90 - 1636 м представлений чергуванням пісків, пісковиків, глин, алевролітів. В інтервалі можливі такі ускладнення як желобообразованія, заклинки бурильного інструменту в ЖЕЛОБНАЯ виробках, сальнікообразованія, посадки бурильної колони при її узвозі.
У горизонтальних свердловинах продуктивний пласт довше піддається впливу бурового розчину. Отже, необхідно приділяти більше уваги збереженню колекторських властивостей пласта, регулюванню змісту і складу твердої фази в буровому розчині, регулюванню ПФ розчину.
При виборі промивної рідини для горизонтальних свердловин деякі фактори вимагають до себе більш пильної уваги і більш детального опрацювання. Такими факторами є:
гідравлічна програма;
мастильні властивості розчину;
реологічнівластивості;
товщина фільтраційної кірки і небезпека виникнення прихватів, викликаних диференціальним тиском;
регулювання змісту твердої фази в буровому розчині;
забруднення продуктивного пласта;
стійкість стінок свердловини;
ви...
