1. Охлаждение и смазка долот и бурилыных труб

В процессе бурения между долотом и разрушаемой породой, а также между вращающимся бурильным инструментом и стенками скв;ажины воз­никают значительные силы трения. Благодаря присутствию промывочной жидкости коэффициент трения значительно уменьшается, а теплота, обра­зующаяся вследствие трения, рассеивается потоком жидкости. Кроме того, на стенках скважины образуется скользкая корка, которая уменьшает силы тре­ния труб при вращении и СПО. Существенно понижают коэффициент трения смазывающие добавки.

2. Очистка забоя скважины

Это одна из основных функций раствора, способствующая достижению максимальной скорости бурения за счет эффектовной очистки забоя от выбуренной породы. Для избежания усталостного (повторного) режима разрушения забоя используются гидромониторные насадки на долоте. Наилучшие условия разрушения создаются при минимальной разнице гидростатического и порового давлений в разбуриваемых породах. Механическая скорость бу­рения повышается при обработке раствора ПАВ, понижающими поверхност­ное натяжение. Существенное влияние оказьвает величина мгновенной фильтрации раствора, чем она больше, тем выше механическая скорость.

Однако, не всегда удается поддерживать все 2 указанные параметры для успешной работы долота, ибо существует целый ряд и других технологиче­ских требований к буровому раствору, связанных с геологическими условия­ми бурения.

3. Вынос выбуренной породы из скважины

Важнейшей функцией бурового раствора является удаление частиц вы­буренной и обвалившейся породы из скважины на поверхность. Качество очистки скважины от шлама (скорость и степень зависит от скорости восхо­дящего потока, которая определяется производительностью насосов. На эф­фективность выноса породы влияет удельный вес, вязкость и динамическое напряхение сдвига бурового раствора. Для удаления частиц породы необхо-

димо, чтобы скорость восходящего потока была bыше скорости их осажде­ния.

Скорость осаждения частиц в неподвижном растворе зависит от их размеров и форм, разницы удельных весов раствора и частицы, вязкости рас­твора и особенно его тиксотропных свойств.

В тиксотропных растворах при прекращении циркуляции образуется достаточно прочная структура, которая препятствует осаждению частиц. Статическое напряжение сдвига буровых растворов меняется в широких пре­делах и, в большинстве систем растворов легко получить структуру такой ве­личины, при которой любая частица нормального удельного веса остается во взвешенном состоянии.

4_Формирование на стенках скважины малопронииаемой фильтрационной корки

Под влиянием разницы гидростатического давления столба раствора и пластового давления на стенках скважины образуется фильтрационная кор­ка из твердой фазы раствора.

В верхней части разреза корка консолидирует несцементированные пески и обеспечивает их устойчивость. Одновременно, корка фактически разобщает скважину и проницаемые пласты. Однако при большой величине водоотдачи на стенке скважины образуется толстая филътрационная корка, что отрицательно влияет на состояние скважины. Во первых, велика веро­ятность дифференциального прихвата; во вторых на толстую и рыхлую корку, как правило, прилипает шлам, происходит сужение ствола скважины с последующими осложнениями (затяжки, прихваты при подъеме). Одновременно, при большой величине водоотдачи в npо- дуктивный пласт посту­пает большое количество фильтрата на большую глубину. Это приводит к существенному снижению лроницаемости пласта при последующей экс­плуатации скважины, поэтому величина водоотдачи, включая забойную, должна быть как можно меньше и, жесткое регла\ментирование этого пока­зателя в программах и проектах вполне обосновано Наиболее эффективны­ми системами для предупреждения указанных осложнений являются поли­мерные растворы с низким содержанием твердой фазы.

5._Предупреждение нефте-, газо- и водо проявлений

Давление жидкости или газа, содержащихся в проницаемых пластах, зависит от глубины их залегания и ряда других факторов. Давление бывает нормальным для данной глубины, а может быть аномально высоким, т.е. зна­чительно выше гидростатического. Поэтому в том и в другом случае плот­ность бурового раствора должна быть такой, чтобы давление столба раствора было несколько выше пластового давления и препятствовало перетоку жид­кости или газа из пласта в скважину как при бурении так и во время СПО. Требуемая величина плотности бурового раствора, в зависимости от пласто-

вого давления и глубины залегания пласта, четко регламентируется новыми Правилами ведения работ.