Эти показатели должны быть, возможно, меньшими, но достаточными для удержания во взвешенном состоянии частиц выбуренной породы при заданной плотности бурового раствора. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что верхний предел должен составлять Т≤30 с для раствора с 
≤1400 кг/м³ и Т≤45 с для раствора с ˃1400 кг/м³, а пластическая вязкость η соответственно η≤0,006Па и η≤0,01Па. Для неутяжеленных буровых растворов на базе бентонитовых порошков η≤0,002Па.
Для удовлетворительного гидротранспорта шлама на дневную поверхность ламинарным потоком, в поверхностной циркуляционной системе достаточно иметь величину динамического напряжения сдвига 
=1,5-2,0Па.
Обычно достаточно, чтобы СНС составлял Θ≤5Па. При прохождении поглощающих интервалов значение СНС до 20Па.
Показатель фильтрации при бурении принимается 8-10 см³ за 30 минут, а в продуктивных горизонтах до 6 см³ за 30 минут, во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большее значение показателя фильтрации.
Содержание абразивной фазы (‹‹песка››) в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инстурмента и бурового оборудования допускается не более 1-3%.
Все вышеуказанные показатели должны быть приближены к минимальным значениям, при которых можно вести процесс бурения без заметных осложнений.
Исходя из условий вскрытия проектного геологического разреза и согласно п. 2.10. "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (ПБ 08-624-3) поинтервально выбираются следующие типы промывочных жидкостей.
Тип и технологические параметры бурового раствора применяемого по интервалам бурения приведена в таблице 2.9, рецептура обработки и потребность в компонентах бурового раствора в таблице 2.10, общая (суммарная) потребность буровых материалов и химреагентов в таблице 2.11.
Тип и технологические параметры бурового раствора
Таблица 2.9
| Тип бурового раствора
| Интервал
бурения, м
| Плотность,
кг/м3
| Условная
вязкость,
c
| Показатель фильтрации,
см3/30 мин
| Корка, мм
| Коэффициент трения глинистой корки
| СНС,
дПа
| рН
| Пластическая вязкость,
мПа*с
| Динамическое напряжение сдвига, дПа
| Содержание смазки, %
| Содержание твердой фазы,
%
| Содержание песка, %
| Содержание ингибитора, %
| |
| от (верх)
| до (низ)
|
мин
|
мин
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
| При бурении под направление
| |
| Полимер-глинистый
|
|
|
| 60 - 80
| 8 - 10
| < 1
| -
| 30 - 50
| 50 - 90
| 8,5-9,5
| 8 - 10
| 80 - 100
| 2.0
| 6 - 8
| ≤ 2.0
| 5.0
|
| При бурении под кондуктор
| |
| Полимер-глинистый
|
|
|
| 60 - 80
| 6 - 8
| < 1
| ≤ 0.35
| 30 - 50
| 50 - 90
| 8,5-9,5
| 8 - 10
| 80 - 100
| 2.0
| 6 - 8
| ≤ 1.0
| 5.0
| |
| При бурении под промежуточную колонну
| |
| Минерализованный
|
|
|
| 35 - 50
| 4 - 6
| 0,5
| ≤ 0.25
| 20 – 50
| 40 - 80
| 8.5 – 10.0
| 8 - 12
| 70 - 90
| 2.0
| 8 - 12
| ≤ 0.5
| 30.0
| |
| При бурении под эксплуатационную колонну
| |
| Минерализованный
|
|
|
| 35 - 50
| 2 - 3
| 0,5
| ≤ 0.25
| 20 - 50
| 40 - 80
| 8.5 – 10.0
| 8 - 12
| 70 - 100
| 2.0
| 8 - 12
| ≤ 0.5
| 22.0
| |
| Примечания: 1. Плотность бурового раствора перед вскрытием продуктивных пластов уточняется по данным станции ГТК, с учетом фактических пластовых давлений и в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03. Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика с комплексом мероприятий по предотвращению газоводонефтепроявлений, оформленному протоколом совместного ГТС.
2. Для предотвращения осложнений, при разбуривании продуктивных пластов, связанных с качеством бурового раствора, в обязательном порядке проводить входной контроль химреагентов и буровых материалов. СТО Газпром 2–3.2-165–2007 «Компоненты буровых растворов. Входной контроль».
3. Не допускается в процессе бурения отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции более, чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений), согласно требованиям п. 2.7.3.7 ПБ 08-624-03.
4. Плотность фильтрата бурового раствора в интервале: 0 - 690 м - 1020 кг/м3;
690 – 1540 м - 1180 кг/м3;
1540 – 1900 м - 1140 кг/м3.
| |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
