РОЛЬ ПРОМЫВОЧНОЙ СРЕДЫ В ПРЕДУПРЕЖДЕНИИ ОСЛОЖНЕНИИ
Процесс бурения скважины, особенно глубокой при сложном геологическом разрезе, сопряжен с различного рода осложнениями, выражающимися в сужении ствола, обрушении породы, потерях циркуляции, выбросах и пр. Предупреждение и ликвидация осложнений в процессе бурения возможны лишь на основе правильного выбора соответствующего вида промывочной среды, направленного регулирования ее свойств и поддержания необходимого режима циркуляции с учетом геологических и гидрогеологических особенностей разреза.
Промывочная среда в стволе скважины, породы, слагающие ее стенки, пластовые воды, нефть, газ находятся в непрерывном взаимодействии, результаты которого зависят от их свойств и состояния.
Устойчивость ствола скважины, как и устойчивость циркуляции, определяется прежде всего сложным равновесием между гидростатическим и гидродинамическим давлением в скважине, с одной стороны, пластовым и горным давлением — с другой.
Гидростатическое давление столба промывочной среды в скважине в состоянии покоя определяется ее удельным весом 7 и высотой столба Я, что выражается формулой
рст = 10-у/, мПа. (2.11)
Ф
Регулирование гидростатического давления достигается изменением’ удельного веса промывочной среды. Для создания противодавления на высоконапорные горизонты применяют утяжеленные растворы, для снижения потерь циркуляции в поглощающих горизонтах — аэрированные жидкости и пену, при отсутствии водопроявлеиий переходят на бурение с продувкой воздухом иди газом. Гидростатическое давление в скважине может самопроизвольно уменьшиться за счет неожиданного снижения высоты столба жидкости при катастрофическом поглощении или в результате ее насыщения природным газом.
Гидродинамическое давление на стенки скважины и, особенно, на призабойную зону создается в процессе движения промывочной среды при циркуляции и в тем большей мере, чем выше расход, плотность и вязкость раствора.
Резкое возрастание гидродинамического, давления наблюдается при возобновлении циркуляции после простоя, в особенности при высоком гидростатическом напряжении сдвига (прочности структуры) раствора.
Суммарное воздействие гидростатического и гидродинамического давлений на призабойную зону скважины колеблется в широких пределах при спуско-подъемных операциях. Резкое снижение давления наблюдается при подъеме снаряда, возрастание— при спуске. Амплитуда колебаний давления тем значительнее, чем выше скорость движения снаряда, вязкость и статическое напряжение сдвига раствора.
Пластовое давление флюидов (вода, нефть, газ) зависит от многих факторов, среди которых определяющими являются: степень минерализации подземных вод, пористость пород, наличие водоупорных горизонтов и геологических структур, положение статического уровня (глубина зеркала подземных вод от поверхности). На первых сотнях метров плотность подземных вод близка к 1 г/см3, с глубиной минерализация возрастает, но р обычно не превышает 1,1 г/см3. Давление нефти и газа в природных емкостях, образованных геологическими структурами и сочетанием проницаемых, пористых или трещиноватых пород с перекрывающими их непроницаемыми (водоупорами), создается за счет действующего снизу пластового давления подземных вод, обычно минерализованных. Аномально высокие давления имеют место, когда находящийся под водоупором проницаемый пласт поднимается, например, высоко в горы. На величину пластового давления влияет высокая температура на больших глубинах. Аномально низкие пластовые давления встречаются при глубоком положении статического уровня под поверхностью по причинам геологического характера. Горное давление на различных глубинах определяется весом вышележащих пород и заполняющих поры подземных вод и приближенно может быть выражено формулой
Prop = 10-ЗД -/) РпЯ + fp (Я-h)], МПа, ‘ (2.12)
где f — пористость пород (отношение объема пор к суммарному объему породы), доли единицы; рп — плотность горных пород, кг/м3; р — плотность подземных вод, кг/м3; Я — глубина, м; h — глубина расположения статического уровня, м.
Считая для большинства горных пород р„=2,650 кг/м3 и вод средней минерализации р=1070 кг/м3, приняв среднюю пористость /=0,1 и Я=1 м, для насыщенных минерализованной водой горных пород (/i=0) расчетом по формуле (2.12) получим значение градиента горного давления Дргор=0,0244 МПа/м. Фактическое значение градиента горного давления всегда ниже этого теоретического значения и принимается близким к ЛрГОр= = 0,0225 МПа/м.
Пластовое давление, в частности аномально высокое, никогда не может превышать горного давления на данной глубине, иначе имело бы место разрушение пород и выравнивание давлений. В обычных условиях пластовое давление пропорционально весу столба минерализованных подземных вод в пористых, проницаемых породах и существенно ниже горного давления. Градиент давления подземных вод колеблется в пределах 0,01—0,011 МПа на 1 м. Сохранение пористости пород (предупреждение смыкания пор под влиянием горного давления) обеспечивается прочностью минеральных зерен и механическим взаимодействием между ними.
При некотором критическом давлении в стволе скважины, обычно меньшем, чем горное давление, происходит разрушение связей между минеральными частицами с образованием развитых дренажных каналов, т. е. гидравлический разрыв пласта, влекущий поглощение промывочной среды. Если гидростатическое давление в стволе ниже пластового, вода, нефть, газ могут проникать в скважину, резко изменяя свойства промывочной среды и нарушая устойчивость стенок скважины, что ведет к осыпанию и обрушению породы. При аномально высоких пластовых давлениях проникновение флюидов в скважину ведет к выбросам и фонтанированию.
Гидростатическое давление раствора в скважине должно быть несколько выше пластового, но ниже критического, чтобы устранить возможность указанных осложнений. Колебания давления в скважине при спуско-подъемных операциях или возобновлении циркуляции весьма опасны. В неблагоприятных условиях быстрый спуск снаряда часто приводит к разрыву пласта и катастрофической потере циркуляции, быстрый подъем — к газированию раствора с последующим выбросом. Для устранения этих осложнений необходимо всемерно снижать статическое напряжение сдвига, вязкость растворов, особенно утяжеленных, и ограничивать скорости спуска и подъема снаряда.
Помимо нарушений гидравлического равновесия, возникновение осложнений в процессе бурения определяется специфическими особенностями проходимых пород, и меры борьбы с осложнениями путем подбора и регулирования свойств промывочной среды должны рассматриваться с учетом этих особенностей.
1. Нарушения устойчивости ствола скважины, выражающиеся в осыпании и обрушении проходимой породы, приводят к прихватам и затяжкам снаряда при извлечении, к его обрыву, вызывают необходимость вторичных проработок ствола при спуске снаряда. Выбор* эффективной промывочной среды для обеспечения устойчивости стенок скважины зависит от вида проходимой породы.
В неустойчивых слабосвязных безглинистых проницаемых породах (пески, супеси, зоны дробления) целесообразно применение глинистого раствора, способствующего глинизации стенок скважины, повышению их устойчивости. При слабой обводненности пород главное требование к раствору — минимальная водоотдача, чтобы фильтрат не нарушал трения между частицами. Статическое напряжение сдвига должно быть повышено для удержания осыпающейся породы на весу и быстрого застудневания глинистого раствора в дренажных каналах. При низком пластовом давлении удельный вес раствора должен быть минимальным, но достаточным для незначительного превышения гидростатического давления над пластовым, что позволяет поддерживать глинистую корку на стенках скважины, но снижает фильтрацию под влиянием перепада давления. Химический состав фильтрата в несвязных сыпучих породах роли не играет. При слабой сцементированности породы фильтрат не должен быть щелочным для предупреждения разрушения цемента.
В неустойчивых глинистых проницаемых породах также возможно рациональное применение глинистых растворов, по свойствам во многом аналогичных рассмотренным выше, по главнейшим требованиям к растворам в этих условиях является отсутствие ионов Ыа в фильтрате, вызывающих набухание, диспергирование глинистых пород и перевод их в раствор. При химической обработке нельзя применять щелочи и щелочные реагенты. Необходимо тщательно контролировать вязкость раствора и предупреждать ее возрастание за счет глинистого шлама своевременной обработкой иещелочными органическими реагентами типа КССБ, сунила, а также поверхностно-актив — ными веществами. Глинистые — породы весьма разнообразны по степени устойчивости и проницаемости. В этих сложных условиях находят полезное применение специальные растворы — ингибированные, в частности, солями поливалентных металлов, на нефтяной основе, не содержащие отфильтровывающейся воды; гидрофобные эмульсии (вода в нефти) при условии ингибирования дисперсной ВОДЫ.
В условиях перемежающихся неустойчивых пород возможно успешное применение естественных безглинистых растворов, образующихся в скважине до вскрытия горизонта глинистых пород. Переход в раствор гипса, ангидрита обеспечивает ингибирующее действие кальция. Стабилизация этих растворов должна осуществляться нещелочными реагентами.
Неустойчивость стенок скважины при проходке солевых отложений вызывается растворением проходимых солей. Для его устранения при проходке мощных солевых толщ применяется промывка концентрированными растворами тех же солей. Поскольку растворимость солей зависит от температуры, при больших глубинах или аномально высоком геотермическом градиенте по мере охлаждения концентрированного рассола при движении к поверхности из него может выпадать кристаллическая соль. В этих условиях, как и при переслаивании соленосных отложений с песчано-глинистыми, необходимо применение глинистых растворов, обладающих тиксотропными свойствами (в частности, из палыгорскитовых глин). Регулирование свойств таких растворов, особенно утяжеленных и при высокой минерализации представляет наибольшие трудности. Их стабильность достигается лишь комбинированной обработкой реагентами-понизителями вязкости и водоотдачи: крахмальным и водорослевым реагентами, КМЦ, ССБ, КССБ, К-4, сунилом в различных сочетаниях. Экономия расхода реагентов достигается при использовании нефтеэмульсионных растворов. В зависимости от конкретных условий может оказаться целесообразным применение растворов на нефтяной основе и стабилизированных естественных безглинистых растворов.
Причина неустойчивости проходимых мерзлых пород — протаивание цементирующего рыхлую породу льда за счет теплообмена с циркулирующей промывочной жидкостью. В этих условиях можно применять охлаждающийся в процессе первых циклов циркуляции водный раствор №С1. Концентрацию ЫаС1 применяют в зависимости от температуры мерзлых пород (табл. 2.3).
|
Таблица 2.3 Температура замерзания водного раствора ЫаС1 в зависимости от концентрации и плотности
|
Наилучшие результаты при бурении в мерзлых породах дает применение охлажденного сжатого воздуха и стабильной пены, что рассмотрено в разделе, посвященном бурению с продувкой.
2. Сужение ствола скважины происходит при набухании глинистых й некоторых других пород в результате взаимодействия с промывочной жидкостью, а также при отложении толстой глинистой корки на стенках скважины и приводят к затяжкам и прихватам снаряда, затруднениям с обсадкой и др.
Плотные глинистые породы устойчивы и практически непроницаемы для гравитационной воды. Поэтому при бурении их с промывкой глинистым раствором глинистой корки на стенках не образуется, и водоотдача раствора не играет роли. Вместе с тем любая глинистая порода способна впитывать фильтрат по капиллярам. Поэтому важнейшим требованием к раствору является отсутствие ионов N8 в фильтрате, инициирующих набухание глины и сужение ствола. Применение реагентов-электролитов и щелочных защитных коллоидов недопустимо. В мощных отложениях глин выгодно применять естественные глинистые растворы, образующиеся при циркуляции воды в скважине и поверхностной очистной системе, представляющих собой идеальную глиномешалку. Однако при этом совершенно необходимо применять нещелочные реагенты, ПАВ для устранения набухания глин и снижения вязкости. раствора.
В хорошо проницаемых, но устойчивых неглинистых породах (песчаниках, известняках, доломитах и пр.) возможно быстрое нарастание очень толстой глинистой корки, сужающей ствол скважины. На больших глубинах под влиянием высоких температур глинистая корка может затвердевать, что ведет к тяжелым осложнениям. При использовании глинистого раствора основное средство борьбы’ с этим явлением — всемерное снижение водоотдачи, в частности путем использования щелочных реагентов типа УЩР, ТЩР, тем более, что эти реагенты в достаточной мере термостойки. Часто в подобных условиях более целесообразно оказывается применение безглинистой промывочной жидкости с малым содержанием твердой фазы для устранения образования корки. При пониженных пластовых давлениях можно также применять аэрированную воду и стабилизированную пену.
3. Поглощение промывочной жидкости происходит в пористых, трещиноватых и закарстованных породах при пониженных пластовых давлениях. Поглощения промывочной жидкости, потери циркуляции различаются своей интенсивностью и сказываются, прежде всего, на экономических показателях бурения, вызывая рост нерациональных затрат на водо — и глиноснабже- ние. При катастрофических поглощениях весь взвешенный в стволе шлам может оседать на забой, вызывая тяжелые прихваты снаряда. При этом может произойти обрушение вышележащих неустойчивых пород, ведущее к потере скважины. Следует учитывать, что поглощения могут происходить совершенно одинаково как в сильнообводненных, так и в совершенно сухих продицаемых горизонтах при одинаковом превышении гидростатического давления над пластовым. В’зависимости от степени обводненности, положения статического уровня подземных вод, интенсивности поглощения и свойств поглощающих пород меры и средства борьбы с поглощениями различны.
При незначительной частичной потере циркуляции она может быть устранена применением тиксотропного раствора, характеризующегося высоким значением отношения 0ш/0 и малой плотностью.
При интенсивных поглощениях и благоприятных условиях водоснабжения возможна промывка водой без выхода циркуляции. При затруднениях с водоснабжением радикальным средством борьбы с поглощениями является применение аэрированной жидкости. Регулируя состав водовоздушной смеси, можно добиться такого положения, что не будет происходить ни поглощения, ни притоков в скважину. При наличии в разрезе не*- устойчивых пород можно с успехом применять аэрированный глинистый раствор. Для улучшения смешения и повышения стабильности газожидкостной смеси при компрессорном и беском — прессорном способах аэрации используют добавки ПАВ. Применение аэрированной жидкости возможно и при турбинном бурении.
При отсутствии естественной обводненности поглощающих горизонтов наиболее рационально применение продувки сжатым воздухом или газом. Выносимые с забоя шлам и пыль заполняют собой дренажные каналы, трещинй и пустоты. При этом иногда восстанавливается циркуляция, что при жидкостной промывке не наблюдается. При небольших водопроявле — ниях бурение с продувкой сопровождается сальникообразова — нием. Для борьбы с этим явлением применяют пенообразующие
ПАВ. В устойчивых поглощающих породах при небольших во- допроявлениях наиболее эффективно применение промывки стабильной пеной.
В обводненных устойчивых поглощающих породах при высоком положении статического уровня рационально применять эрлифтные снаряды и погружные насосы с пневматическим приводом для создания местной призабойной циркуляции подземных вод.
4. Водопроявления, фонтанирование воды, газирование раствора, выбросы нефти и газа происходят при недостаточном противодавлении на высоконапорный горизонт. Это наиболее тяжелые и опасные осложнения. Помимо потери скважины, в отдельных случаях возможна потеря целых месторождений. Фонтанирование воды может сопровождаться выносом песка, что ведет к просадке поверхности и разрушению сооружений. Попытки ликвидировать фонтан, затампонировать устье скважины часто приводят к образованию грифонов на большой площади. Выбросы нефти и газа, кроме того, вызывают пожары и взрывы. Борьба с фонтанированием и пожарами может длиться годами и связана с большими затратами средств р труда.
До вскрытия высоконапорного горизонта скважина обязательно должна быть обсажена с установкой башмака в плотных породах с цементированием на всю глубину. Устье скважины оборудуется превенторами с трубными и сплошными плашками и через заглушки подсоединяется к отводной магистрали.
Основной способ борьбы с выбросами — утяжеление бурового раствора. Без применения инертных утяжелителей можно приготовлять растворы из некоторых сортов глин с плотностью до 1,45 г/см3. При выборе утяжелителя необходимо учитывать, что барит способен адсорбировать пузырьки воздуха, магнетит, обладающий магнитными свойствами, откладывается на бурильных и обсадных трубах, что приводит к прихватам, тяжелые минералы и колошниковая пыль обладают высокой твердостью и абразивностью, в связи с чем при относительно невысоких пластовых давлениях в качестве утяжелителя целесообразно применять известняк или мел. Помол утяжелителя должен быть не слишком тонким, поскольку частицы размерами меньше 5 мкм приводят к образованию структуры. Очень важна химическая обработка утяжеленного раствора, основной целью которой является снижение вязкости и статического напряжения сдвига. При высоких значениях этих параметров, опасных величин могут достигать колебания давления в стволе при спуско-подъемных операциях и возобновлении циркуляции. Опыт показывает, что большинство выбросов начинается при подъеме снаряда. Скорость подъема должна быть ограничена. Очень важен контроль за содержанием газа в растворе. Его увеличение указывает на опасность выброса. В этих условиях необходимы непрерывная дегазация раствора на поверхности и обработка пеногасителями.
5. Снижение отдачи продуктивного пласта происходит за счет глинизации при вскрытии или в результате химического воздействия фильтрата из раствора, вызывающего набухание глинистых частиц или выпадение осадков в поровом пространстве, что резко снижает фильтрационную способность. Меры борьбы с этим явлением — снижение удельного веса (гидростатического давления) глинистого раствора и его водоотдачи, химическая обработка нещелочными реагентами и растворами неионогенных ПАВ-деэмульгаторов, переход с глинистого раствора на безглинистые растворы главным образом на нефтяной основе, применение аэрированных жидкостей, пены и продувки воздухом или природным газом.
Применение растворов на нефтяной основе для вскрытия нефтеносных горизонтов позволяет иногда в несколько раз повысить дебит скважины. В США применение продувки позволило в ряде случаев обнаружить на эксплуатируемых месторождениях низкодебитные продуктивные горизонты, остававшиеся прежде незамеченными.
Сохранение естественной проницаемости пластов является одной из важнейших проблем эксплуатационного бурения на нефть и газ.
6. Высокотемпературные искажения свойств буровых растворов возникают на больших глубинах или при аномально высоких значениях геотермического градиента по причине ускорения химических реакций, снижения вязкости дисперсионной среды, сил межмолекулярных и внутримолекулярных связей и др. Растворы из высококачественных коллоидных глин, например бентонитовых, весьма чувствительны к тепловому воздействию и загустевают при температурах около 100—120°С, растворы с большим содержанием малоколлоидной глины не загустевают, но могут разжижаться. Известковые растворы при температуре 120 °С и выше не только загустевают, но и затвердевают.
Поскольку свойства буровых растворов поддерживаются в определенных пределах ради устранения тех или иных затруднений в процессе бурения, искажение этих свойств под влиянием теплообмена может приводить к различным уже рассмотренным осложнениям. Кроме того, температурные преобразования растворов опасны и сами по себе. При разжижении раствора может образоваться на стенках скважины толстая глинистая корка, способная к тому же затвердевать, что ведет к прихватам, затяжкам и обрывам снаряда, вызывает вторичные проработки ствола, затрудняет спуск обсадной колонны.
Средством борьбы с осложнениями этого рода является химическая обработка растворов для придания им повышенной термостойкости. При температурах 120—180°С при слабой минерализации применяются умеренно термостойкие реагенты
УЩР, ТЩР, КССБ, ПФХЛ, нитролигнин, сунил. С ростом минерализации их эффективность резко снижается. Высокой термостойкостью отличаются акриловые полимеры — гипан, К-7, РС-2, обладающие прочной углерод-углеродной связью в основной цепи макромолекулы. Повышение термостойкости защитных коллоидов достигается обработкой их соединениями хрома. Полученные этим путем реагенты ФХСЛ, КССБ и другие позволяют обеспечивать стабильность свойств буровых растворов до температуры 200 °С. В условиях повышенной минерализации применяется комбинированная обработка раствора несколькими реагентами. Важное влияние на термостойкость растворов ока‘- зывает продолжительность прогрева. Опасность осложнений возрастает при простоях.
Обеспечение высокой термостойкости растворов при сильной минерализации является одной из важнейших и труднорешаемых проблем глубокого и сверхглубокого бурения.
Влияние свойств промывочной среды на работу породоразрушающего инструмента
Вид промывочной среды, ее физические и теплофизические свойства оказывают большое влияние на механическую скорость бурения и износостойкость породоразрушающего инструмента, даже если сравниваемые промывочные агенты не содержат никаких добавок поверхностно-активных веществ, могущих играть роль понизителей твердости проходимых пород.
Давно замечено, что скорость бурения и стойкость инструмента возрастают с уменьшением плотности и вязкости промывочной среды. Так, переход с промывки глинистым раствором на промывку водой в устойчивых породах дает обычно увеличение механических скоростей на 15—20 %, а в отдельных случаях — вдвое.
Экспериментальным путем в лабораторных и производственных условиях доказано существенное снижение скорости бурения с увеличением гидростатического давления на забой, проявляющееся тем в большей мере, чем выше пластические свойства породы, находящейся в состоянии всестороннего сжатия. Снижение скорости вызывается также ухудшением условий очистки забоя с ростом превышения гидростатического давления над пластовым. При бурении с продувкой воздухом (газом) из-за его малой плотности давление на забой минимально, в связи с чем рост механической скорости бурения достигает иногда десятикратного размера в сравнении с промывкой глинистым раствором. Решающее влияние гидростатического давления доказывается тем, что разница в скоростях бурения с промывкой и продувкой растет с увеличением глубины скважины.
Вязкостные свойства промывочной среды также оказывают значительное влияние на механическую скорость бурения и работоспособность долот и коронок главным образом потому, что определяют собой эффективность процесса очистки забоя от продуктов разрушения породы. Более вязкая среда медленно проникает в трещины под уже отколотыми, но еще не поднятыми с забоя частицами породы, в силу чего они удерживаются перепадом давления. Это подтверждается неоднократно отмечавшимся ростом механической скорости бурения с увеличением водоотдачи раствора и ее снижением при повышении коллоидных свойств последнего. Определенное отрицательное влияние на процесс бурения — резания и дробления может оказывать смазывающее действие промывочной среды под резцом коронки или зубом шарошки, возрастающее с увеличением вязкости. Подъем частицы шлама с забоя скважины, как и со дна любого руслового потока, происходит за счет вертикальной составляющей турбулентного вихря. Степень турбулентности и связанная с ней толщина ламинарного подслоя однозначно определяются значением числа Рейнольдса. Чем больше, динамические силы потока (числитель) и меньше вязкостные (знаменатель), тем интенсивнее турбулентные вихри и тоньше ламинарный подслой, тем лучше условия для очистки забоя.
На практике при увеличении плотности промывочной среды снижают скорость потока, и наоборот, поддерживая приблизительно постоянными динамические силы потока, его транспортирующую способность. При этом степень турбулизации потока определяется вязкостью применяемой промывочной среды.
На кафедре технологии и техники бурения скважин ЛГИ исследовалось влияние вязкостных свойств промывочной среды на работоспособность бурового породоразрушающего инструмента. На рис. 2.25 показаны опытные точки и осредненные кривые зависимости весового износа самозатачивающихся тонкопластинчатых коронок СА диаметром 59-мм от проходки при бурении по стандартным промышленным абразивным блокам с использованием различных промывочных агентов, расход которых создавал во всех случаях одинаковую транспортирующую способность в кольцевом зазоре. Вычисленные с учетом расхода, плотности и вязкости значения числа Рейнольдса для промывочных каналов коронки СА диаметром 59 мм составляли: воздух— 14150, вода — 3948, дизельное топливо — 820, глинистый раствор — 434. В аналогичной последовательности и близком соотношении распределялась и проходка на коронку.
Наилучшие результаты в смысле работоспособности коронки получены при продувке воздухом, наихудшие — при промывке глинистым раствором. Тот факт, что проходка на коронку при бурении с промывкой водой выше, чем дизельным топливом, показывает определяющее влияние вязкости промывочной среды и подчиненное значение плотности в условиях, когда влияние гидростатического давления практически исключено.
Газообразные агенты обладают особыми преимуществами в смысле весьма малой вязкости и плотности. Именно при продувке получены рекордные показатели по скорости бурения и проходке на долото. Из практики бурения в США известно, что если на проходку скважины глубиной 3000 м с промывкой глинистым раствором затрачивается 35 дней, то при использовании газообразных агентов — лишь 2—3 дня. Известны примеры, когда проходка на долото при продувке превышала 1000 и даже 2000 м. При опытном бурении с продувкой воздухом на нефтяных полях Украины, проведенном ВНИИБТ, достигнута рейсовая проходка свыше 900 м. Однако эффективное применение продувки возможно лишь в благоприятных для этого условиях.
|
0 50 100 150 200 250 300 350 /), см Рис. 2.25. График зависимости весового износа тонкопластинчатых коронок типа СА диаметром 59 мм от проходки по абразивным блокам при постоянном режиме (Р=45 Н; «=237 об/мин) н различных промывочных агентах: / — воздух; 2 —’вода; 3 — дизельное топливо; 4 — глинистый раствор |
&Р, Г
60 ■ 50 0-0 30 20 10
Важную роль играют теплофизические свойства промывочной среды, влияющие на охлаждение породоразрушающего инструмента, устойчивость стенок скважины в мерзлых породах и др.
Учет и использование свойств традиционных промывочных агентов, их физико-химическая обработка, применение таких новых разновидностей, как пены, эмульсии, полимерные растворы, для повышения производительности, качества и экономичности буровых работ являются развивающимся направлением исследований в области технологии бурения.