Технический проект на бурение разведочно-эксплуатационной скважины К-231 на Куюмбинском лицензионном участке Юрубчено-тохомской зоны нефтегазонакоплен

Тема данной курсовой работы звучит как «Технический проект на бурение разведочно-эксплуатационной скважины К-231 на Куюмбинском лицензионном участке Юрубчено-тохомской зоны нефтегазонакопления».
Целью курсового проектирования является закрепление знаний, полученных при изучении курса «Технология бурения нефтяных и газовых скважин», и приобретение навыков комплексного решения задач по проектированию конкретной скважины.
Основными задачами курсового проектирования: выполнение всех технических расчетов, связанных с бурением скважины, оптимальный выбор и обоснование необходимого бурового оборудования и инструмента, углубленная разработка специального вопроса.
Оптимальность проектирования достигается за счет целенаправленного выбора решений, сбалансированного сочетания технических средств и реж ...

Аннотация 3
Введение 4
1. Общая и геологическая часть 5
1.1 Географо-экономическая характеристика района работ 5
1.2. Геологические условия бурения 8
1.2.1. Литолого-стратиграфический разрез 8
1.2.2. Тектоника 14
1.3. Характеристика нефтегазоносности месторождения 15
1.4. Гидрогеологичекая характеристика разреза 19
2. Технологическая часть 21
2.1. Выбор и обоснование способа бурения 21
2.2. Обоснование конструкции скважины 23
2.3. Обоснование класса и типа долот по интервалам бурения 27
2.4. Расчет осевой нагрузки на долото 30
2.5. Расчет частоты вращения долота 32
2.6. Выбор состава и свойств очистного агента 35
2.7. Проектирование и расчет компоновки бурильной колонны 38
2.8. Расчет расхода очистного агента 45
2.9. Технические средства и параметры режима бурения при отборе керна 49
2.10. Технология первичного вскрытия продуктивного горизонта 50
2.11. Обоснование критерия рациональной отработки долот 52
2.12. Выбор и обоснование типа буровой установки 54
2.13. Техническая документация на производство буровых работ 57
3. Специальная часть 58
3.1. Выбор профиля скважины 58
3.2. Выбор телеметрической системы 60
3.3. Выбор забойного двигателя 63
3.4. Расчет профиля скважины 65
3.5. Выбор породоразрушающего инструмента 71
3.6. Выбор компоновки низа бурильной колонны 73
3.7. Технология направленного бурения 78
3.8. Выбор конструкции и спуск хвостовика 81
Заключение 84
Список используемой литературы

При написании настоящего курсового проекта были применены фондовые материалы ООО «Байкитская НГРЭ», а также специальные литературные источники. Проектом предусматривается строительство разведочно-эксплуатационной скважины К-231 на Куюмбинском лицензионном участке Юрубчено-тохомской зоны нефтегазонакопления. Буровые работы ведутся на территории Байкитского района Красноярского края. Проектом предусматривается вскрытие продуктивных отложений рифея (южно-куюмбинская нефтяная залежь).
Целью строительства скважины является:
-получение промышленно-значимого притока флюида.
Данный проект состоит из 7 частей:
-общая часть, в которой рассмотрена общая характеристика района работ, а так же проведен обзор ранее выполнявшихся работ;
-геологическая часть. Здесь приведена подробная характеристика литол ого-стратиграфического, гидрогеологического разреза по данному участку, здесь же представлена нефтегазоностность и тектоника;
-методическая часть – освещает цель и задачи, решаемые при строительстве;
-производственно-техническая часть. Приведены расчеты, технология и технические средства, необходимые для проводки скважины;
-специальная часть, в которой я разрабатываю технологию с применением необходимых технических средств по проведению горизонтального ствола в рифейском горизонте;

Согласно рекомендациям по расчету бурильной колонны, для диаметров долот ниже 295,3 мм отношение dу/D составляет 0,8-0,85. Для долота 215,9 мм по приведенной зависимости принимается УБТС1-178. Выбранная УБТ обладает жесткостью большей чем у обсадной колонны, поэтому пригодна для применения. Соотношение диаметров бурильных труб, расположенных над УБТ к диаметру УБТ должно быть следующим: dбт/dу≥0,7. Учитывая то, что бурение ведется бурильными трубами ТБВ диаметром 127 мм, данное соотношение выполняется (127/178 = 0,71).Общая длинна УБТ определяется из уравнения: Окончательно длина УБТ 180 м.где Рд= 200 кН – нагрузка на долото; ρбр – плотность бурового раствора; ρмет – плотность метала; θ – возможный зенитный угол, град; q– вес 1м УБТ, кН/м.Окончательно принимаем длину УБТ 180 м.Общийвес колонны УБТ: Если нагрузка на долото , то для ограничения прогибов и площади контактов УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения.Промежуточные опоры согласно рекомендациям для долота 215,9 имеют наибольший поперечный размер 203 мм. Длинна полуволны УБТ вращающейся колонны:где ω = 2πп – угловая скорость вращения бурильной колонны, с-1.Расстояние между промежуточными опорами:где kо = 1,52 – коэффициент принятый для диаметра УБТ свыше 159мм и зависящий от жесткости промежуточных опор.Количество опор:Условия прочности соединений УБТ: где Mиз - изгибающий момент, кН·м; f - стрела прогиба, м, f = (1,05D- dу)/2 = 0,024 мДля УБТ с σт= 440 МПа отношение Mпр/Mиз = 23,5/3,87 = 6,1, что превышает коэффициент запаса прочности, равный 1,4…1,5. Вывод: УБТ с σт = 440 МПа могут быть использованы для заданных условий. 2. По табличным данным выбираются бурильные трубы диаметром 127 мм. Проектом предусматривается применение бурильных труб с высаженными внутрь концами и толщиной стенки 9 мм (ТБВК-127) группы прочности К.Бурильные трубы рассчитываются на выносливость. Для выбранного типа бурильных труб осевой момент инерции сечения трубы составляет I = 584,1·10-8 м4, m = 262 Н/м. Тогда длина полуволны (м) определяется для сечения непосредственно над УБТ: Стрела прогиба: f = (1,1D -Dз)/2 = (1,05·215,9 – 161,2)/2 = 32,7 ·10-3 м; где Dз - диаметр замка, м;Осевой момент сопротивления находится по табличным данным [5]: Wиз = 138,4 см3 = 138,4 ·10-6 м;Определяется переменные напряжения изгиба (Па):Для данного материала бурильных труб (σ-1)D = 100 МПа. По формуле находится коэффициент запаса прочности на выносливость: n = (σ-1)Dβ/σа = 100 0,6/11,4 = 5,26где (σ-1)D – предел выносливости материала труб, МПа; β – коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы, β = 0,6 для стали марки Д, β = 0,55 для алюминиевого сплава n ≥ 1,9, что допустимо.Выбранный тип бурильных труб определяется на статическую прочность. Длина первой секции труб принимается равной 2000 м. Тогда Qб.т = 1500·293 = 586 000 Н. где k – коэффициент, k = 1,15; Qб.т – вес бурильных труб данной секции, Н; Qубт – вес утяжеленных бурильных труб, Н; ρр, ρм – плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м3; р0 – перепад давления на долоте, Па; Fк – площадь сечения канала трубы, м2; Fтр – площадь сечения трубы, м2. Мощность на холостое вращение бурильной колонны (кВт) определяется по формуле:Nв = 13,5·10-8Ldн2п1,5Dд0,5ρб.р = 13,5·10-8·2000·0,1272·801,5·0,21590,5·11700 = 16,9 кВт где L – длина колонны, м; dн – наружный диаметр бурильных труб, м;n - частота вращения, мин-1; Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле Nд= C ·10-7,7nDд0.4Pд1,3 = 2,3·10-7,7·80·0,21590,4·(0,2·106)1,3 = 15,5 кВтгдеС – коэффициент, зависящий от крепости породы, для мягких породС = 2,6; для средних породС = 2,3; для крепких породС = 1,85; Определяется крутящий момент:где ω = πп/30 = 8,37Определяется полярный момент сопротивления сечения труб при кручении:D, d – наружный и внутренний диаметры труб, м. Находятся касательные напряжения для труб данной секции:По табличным данным предел текучести материала трубσт = 490 МПа (для группы прочности стали К). Рассчитывается коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений:что допустимо, так как 1,79 > 1,45. Вес КНБК:Qкнбк = Qубт + Lб.тq = 270800+ 2003·293 = 0.86 МН.Расчет компоновки бурильной колонны при бурении интервала 2180 - 2445м.1. Для долота 139,7 мм по приведенной зависимости принимается УБТС2-120. Выбранная УБТ обладает жесткостью большей, чем у обсадной колонны, поэтому пригодна для применения. Соотношение диаметров бурильных труб, расположенных над УБТ к диаметру УБТ должно быть следующим: dбт/dу≥0,7. Учитывая то, что бурение ведется бурильными трубами диаметром 88,9 мм, данное соотношение выполняется (88,9/120 = 0,74).Общая длинна УБТ определяется из уравнения: Окончательно принимаем длину УБТ 210 м.Общий вес колонны УБТ: Если нагрузка на долото , то для ограничения прогибов и площади контактов УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения.Промежуточные опоры согласно рекомендациям для долота 139,7 имеют наибольший поперечный размер 133 мм. Длинна полуволны УБТ вращающейся колонны:Расстояние между промежуточными опорами:Количество опор:Стрела прогиба: f = (1,05D- dу)/2 = 0,013 мУсловия прочности соединений УБТ: Для УБТ с σт= 640 МПа отношение Mкр/Mиз = 8,5/0,61 = 14, что превышает коэффициент запаса прочности, равный 1,4…1,5. Вывод: УБТ с σт = 640 МПа могут быть использованы для заданных условий. 2. По табличным данным выбираются бурильные трубы диаметром 88,9 (3½) мм. Проектом предусматривается применение бурильных труб зарубежного производства фирмы Sumitomometals. Данные трубы специально разработаны для бурения наклонно-направленных скважин. Соединение резьбвысокогерметичное. Толщина стенки 9,53 мм группы прочности Е-75.Бурильные трубы рассчитываются на выносливость. Длина полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ: Стрела прогиба: f = (1,05D -Dз)/2 = (1,05·0,1397 – 0,0899)/2 = 28,3 ·10-3 м; Осевой момент сопротивления находится по табличным данным [5]: Wиз = 41,2 см3 = 41,2 ·10-6 м;Определяется переменные напряжения изгиба (Па):Для данного материала бурильных труб (σ-1)D = 130 МПа. По формуле находится коэффициент запаса прочности на выносливость: n = (σ-1)Dβ/σа = 130 · 0,6/16 = 4,9n ≥ 1,9, что допустимо.Выбранный тип бурильных труб определяется на статическую прочность. Длина труб принимается равной 2250 м. Тогда Qб.т = 2250·178 = 400500 Н. Мощность на холостое вращение бурильной колонны (кВт) определяется по формуле:Nв = 13,5·10-8Ldн2п1,5Dд0,5ρб.р = 13,5·10-8·2250·0,08892·801,5·0,13970,5·10100 = 6,3 кВт Мощность на вращение долота (кВт) определяется по формуле Nд= C ·10-7,7nDд0.4Pд1,3 = 2,3·10-7,7·80·0,13970,4·(0,1·106)1,3 = 5,3 кВтОпределяется крутящий момент:Определяется полярный момент сопротивления сечения труб при кручении:Находятся касательные напряжения для труб данной секции:По табличным данным предел текучести материала трубσт = 539 МПа (для группы прочности стали Е). Рассчитывается коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений:что допустимо, так как 2,1 > 1,45. Параметры разработанной и рассчитанной бурильной колонны приведены в таблице 2.8Таблица 2.8 – Конструкция бурильной колонныЭлемент КНБКДлина, мВес, кНРезьбаэлементаобщаяэлементаобщаяверхнизБурение под направление:Долото 393,70,4560,4561,741,740З-171КЛСН-393,70,961,4163,24,94З-171З-171УБТС2-2293031,41680,485,34З-171З-171переводник0,431,8161,07286,412З-161З-171УБТС2-2031849,81637,8124,212З-161З-161переводник0,450,2160,84125,052З-147З-161ТВКП14,564,71215,457140,509З-171ЛЗ-147Бурение под кондуктор:Долото 295,30,320,320,740,74З-152КЛСН-295,30,961,280,2651,005З-171З-152УБТС2-2291213,2832,1633,165З-171З-171КЛСН-295,30,9614,240,26533,43З-171З-171УБТС2-2291832,2448,2481,67З-171З-171КЛСН-295,30,9633,20,26581,935З-171З-171УБТС2-2293669,296,48178,415З-171З-171переводник0,469,61,072179,487З-147З-171УБТС2-17842111,664,26243,747З-147З-147ТБВК-127345456,6101,085344,832З-147З-147ТВКП14,5471,115,457360,289З-171ЛЗ-147Бурение под 178 колонну:Долото 215,9 мм0,340,340,40,4З-117КЛСН-215,90,961,30,170,57З-117З-147УБТС2-17866,39,189,75З-147З-147КЛСН-215,90,967,260,179,92З-147З-147УБТС2-1781825,2627,5437,46З-147З-147КЛСН-215,90,9626,220,1737,63З-147З-147УБТС2-178156182,22238,68276,31З-147З-147ТБВК-12720012183,22586,293862,603З-147З-147ТВКП-14014,52197,7215,457878,06З-171ЛЗ-147Бурение интервала 2180 – 2280 м:Долото 149,2 мм0,280,280,330,33КС-149,2СТ0,480,760,540,87УБТС2-12066,763,814,68КС-149,2СТ0,487,240,545,22УБТС2-120204215,24129,54134,76DPNew-88.92058,52273,74389,1523,82ТВКП-80102283,743,8527,62Расчет расхода очистного агента.Количество подаваемого в скважину бурового раствора в единицу времени определяется из необходимости:- отрыва частиц выбуренной породы от забоя;- транспортировки шлама на поверхность;- исключения размыва (эрозии) стенок скважины;- предупреждения прихватов в результате скопления шлама в кольцевом пространстве;- обеспечения необходимой скорости истечения раствора из гидромониторных насадок долота;- соответствия технической характеристике забойного двигателя и насосной группы.Необходимый расход бурового раствора Q1 для эффективной очистки забоя скважины от выбуренной породы определяется по формуле м3/с, (2.10)где K – удельный расход раствора на 1 м2забоя, м3/с,Sзаб– площадь забоя скважины, м2.В призабойной зоне диаметр скважины Dспрактически равен номинальному диаметру долота Dд , поэтому. (2.11)Удельный расход раствора принимается в пределах от 0,3 до 0,65 м3/с. Большие значения берутся для мягких пород, так как в этом случае увеличивается объем шлама, образующегося в единицу времени. I интDд=393,7 ммК=0,5 м3/сSзаб=0,785*0,39372=0,1216 м2Q1=0.5*0.1216=0,0608м3/сIIинтDд=295,3 мм К=0,5 м3/сSзаб=0,785*0,29532=0,0685 м2Q1=0.5*0,0685=0,0342 м3/с III интDд=215,9 ммК=0,5 м3/сSзаб=0,785*0,21592=0,0366 м2Q1=0.5*0,0366= 0,0183 м3/с IV интDд=149,2 ммК=0,5 м3/сSзаб=0,785*0,1492=0,1171 м2Q1=0.5*0,1171=0,0585 м3/сРасход раствора Q2при котором обеспечивается вынос шлама на поверхность, ведется по формуле м3/с, (2.12)где Vкр – критическая скорость проскальзывания шлама относительно раствора, м/с;VМ – механическая скорость бурения, м/с;ρп– плотность разбуриваемой породы, г/см3;ρр– плотность бурового раствора, г/см3;ρсм – плотность раствора со шламом, г/см3;Smax– максимальная площадь кольцевого пространства, м2. м2, (2.13)где dбт– минимальный диаметр бурильных труб запроектированной компоновки,м. , (2.14)где КК– коэффициенткаверзности.Критическая скорость проскальзывания Vкр=0,1-0,15 м/с, большее значение берется для более крупного шлама, т.е. в мягких породах. Величина коэффициента каверзности может быть принята для условий Западной Сибири 1,3-1,4 в интервале до 1000 м, 1,2-1,5 при большей глубине. Более точное значение может быть взято из геологических материалов, собранных на практике. Разность ρсм-ρр=0,02г/см3.Механическая скорость бурения определяется нормативно, исходя из прочности пород. Для условий Западной Сибири ориентировочно можно принять следующие значения механической скорости бурения:в интервале до 600 м. Vмех= 30-40 м/час;в интервале 600-1600 мVмех= 25-30 м/час;в интервале 1600-2400 мVмех= 15-20 м/час;при больших глубинах Vмех= 10-15 м/час.IинтDд=393,7 мм; Sзаб=0,1216 м2; КК=1,3; ρсм- ρр=0,02г/см3; ρр=1,05г/см3;ρп=2,6 г/см3; dбт=127 мм; Vмех= 30м/час; Vкр=0,15 м/сDc= 1,3*0,3937=0,51181 мSmax=0,785(0,511812-0,1272)=0,19297 м2Q2=0,15*0,19297+30/3600*0,1216(2,6-1,05)/0,02=0,1074 м3/сIIинтDд=295,3 мм; Sзаб=0,0685 м2; КК=1,3; ρсм- ρр=0,02г/см3; ρр=1,05г/см3;ρп=2,6 г/см3; dбт=127 мм; Vмех= 30м/час; Vкр=0,15 м/сDc= 1,3*0,2953=0,38389 мSmax=0,785(0,383892-0,1272)=0,13124 м2Q2=0,15*0,13124+30/3600*0,0685(2,6-1,05)/0,02=0,0639 м3/сIIIинтDд=215,9 мм; Sзаб=0,0366 м2; КК=1,2; ρсм- ρр=0,02г/см3; ρр=1,17г/см3;ρп=2,6 г/см3; dбт=127 мм; Vмех= 20 м/час; Vкр=0,15 м/сDc= 1,2*0,2159=0,25908 мSmax=0,785(0,259082-0,1272)=0,04 м2Q2=0,15*0,04+20/3600*0,0366(2,6-1,17)/0,02=0,0205 м3/сIVинтDд=149 мм; Sзаб=0,1171 м2; КК=1,1; ρсм- ρр=0,02г/см3; ρр=1,01г/см3;ρп=2,6 г/см3; dбт=89 мм; Vмех= 15 м/час; Vкр=0,15 м/сDc=1,1*0,149=0,1639 мSmax=0,785(0,16392-0,0892)=0,0148 м2Q2=0,15*0,0148+15/3600*0,1171(2,6-1,01)/0,02=0,041 м3/сМаксимальный расход раствора Q3, при котором не происходит размыв стенок скважины, может быть определен по формулем3/с, (9.6)где Vкпmax– максимально допустимая скорость течения жидкости в кольцевом пространстве,м/с, для условий Западной Сибири в интервале до 1000 мVкпmax=1,3 м/с, а в нижележащих интервалах Vкпmax = 1,5 м/с;Smin– минимальная площадь кольцевого пространства,м2.Эта площадь рассчитывается в интервале нахождения забойного двигателя или основной ступени УБТ при роторном бурении. Диаметр скважины принимается с учетом коэффициента каверзности.IинтDд=393,7 мм; КК=1,3; dбт=229 мм; Vкпmax=1,3 м/с; Dc=0,51181 мSmin=0,785(Dc2-dбт2)Smin=0,785(0,511812-0,2292)=0,1645 м2Q3=0,1645*1,3=0,2138 м3/сIIинтDд=295,3мм; КК=1,3; dбт=229 мм; Vкпmax=1,3 м/с; Dc=0,38389 мSmin=0,785(0,383892-0,2292)=0,07452 м2Q3=0,07452*1,3=0,09687 м3/сIIIинтDд=215,9мм; КК=1,2; dбт=178 мм; Vкпmax = 1,5 м/с; Dc=0,25908 мSmin=0,785(0,259082-0,1782)=0,02782 м2Q3=0,02782*1,5=0,04172 м3/сIVинтDд=149мм; КК=1,1; dбт=120 мм; Vкпmax = 1,5 м/с; Dc=0,1639 мSmin=0,785(0,16392-0,1202)=0,02097м2Q3=0,02097*1,5=0,03146 м3/сРасчет минимального расхода бурового раствора Q4 из условия предотвращения прихватов ведется по формуле м3/с, (2.15)где Vкпmin – минимально допустимая скорость восходящего потока, м/с, Vкпmin = 0,5 м/с.IинтSmax=0,19297 м2; Vкпmin = 0,5 м/сQ4=0,19297*0,5=0,0964 м3/с II интSmax=0,13124 м2; Vкпmin = 0,5 м/сQ4=0,13124*0,5=0,06562 м3/сIIIинтSmax= 0,04 м2; Vкпmin = 0,5 м/сQ4=0,04*0,5=0,02 м3/сIVинтSmax= 0,0148 м2; Vкпmin = 0,5 м/сQ4=0,0148*0,5=0,0074 м3/сМинимальный расход раствора Q5 , исходя из условия создания необходимой скорости истечения из насадок долота, ведется по формуле м3/с, (2.16)где n – число насадок;dнmax – максимальный внутренний диаметр насадки, м;Vн – необходимая скорость истечения жидкости из насадки, м/с;Эта скорость принимается от 80 до 120 м/с. Большее значение берется в мягких породах.Iинт n=3; dнmax=0,03м; Vн=100м/сQ5=0,785*3*0,032*100=0,21195м3/сIIинт n=3; dнmax=0,02м; Vн=100м/сQ5=0,785*3*0,022*100=0,0942м3/сIIIинт n=3; dнmax=0,013м; Vн=100м/сQ5=0,785*3*0,0132*100=0,0398м3/сIVинт n=3; dнmax=0,011м; Vн=100м/сQ5=0,785*3*0,0112*100=0,0285м3/сДля I интервала выбираем Q=0,21195 м3/сДля II интервала выбираем Q=0,0942м3/сДля III интервала выбираем Q=0,0205м3/сДля IV интервала выбираем Q=0,0285м3/сТехнические средства и параметры режима бурения при отборе керна. Исходя из целей и задач разведочно-эксплуатационного бурения, в разведочно-эксплуатационной скважине К-231 предусматривается отбор керна и шлама. При возникновении необходимости оценки остаточной водо-нефтенасыщенности керн после извлечения должен быть немедленно герметизирован. Отбор керна планируется проводить в отложениях рифея снарядом УКР-122/67. Плановый вынос керна 60%. Категория пород по трудности отбора керна - вторая. Шлам отбирается по всему стволу скважины через 5 м проходки. Сведения по отбору керна и шлама приводятся в таблице 2.9.Таблица 2.9 – Сведения по отбору керна и шламаОтбор кернаОтбор шламаИндекс стратиграфического подразделенияПараметры отбора кернаИнтервал, мМетраж отбора кернаИндекс стратиграфического подразделенияИнтервал, мЧастота отбора шлама через, мМинимальныйдиаметр, ммМаксимальная проходка за рейсотдоотдоR80722802445170€ 2-3- V022805R228024452Выбор компоновки для отбора керна.Проектом предусматривается в интервале 2280 – 2450 м. произвести отбор керна. Проектом предусматривается использовать для отбора керна керноприемное устройство серии «Кембрий» УКР-122/67. Компоновка для отбора керна указана в таблице 2.10. Таблица 2.10.Элемент КНБКДлина, мВес, кНРезьбаэлементаобщаяэлементаобщаяверхнизБурение интервала 2280 – 2445 м (отбор керна):Бур.головка К139/67ТКЗ0,2150,2150,10,1Кернорватель Р-26«Кембрий» УКР-122/677,1907,4054,04,1УБТС2-120144151,40591,4495,54DPNew-88.923002451,405434,7530,24ТВКП-80102461,4053,8534,04Технология первичного вскрытия продуктивного горизонта.Вскрытие продуктивного пласта – это процесс углубления ствола скважины в продуктивный пласт на полную его мощность или частично. Процесс бурения в продуктивном пласте имеет определенную специфику. Она состоит в том, что при вскрытии большое значение приобретают физико-химические процессы, которые происходят в окрестностях ствола скважины и приводят к образованию призабойной зоны пласта. Призабойной зоной пласта называется некоторый его объем, распространяющийся от стенок ствола скважины в глубь пласта и подверженный при вскрытии действию процессов, нарушающих первоначальное механическое и физико-химическое состояние горной породы-коллектора и содержащейся в нем подвижной фазы. Влияние скважины на продуктивный пласт и формирование призабойной зоны пласта происходит на всех этапах: на протяжении вскрытия, освоения и эксплуатации залежи, но различаются по характеру и интенсивности действующих факторов. В процессе формирования ПЗП действующими факторами являются перераспределение напряжений в горной породе в окрестностях ствола скважины, гидродинамическое взаимодействие бурового раствора с пластовым флюидом и проникновением среды из скважины в пласт, процессы на стенках ствола скважины.Ухудшение проницаемости породы-коллектора в основном вызывается проникновением твердой фазы вместе с буровым раствором и его фильтратом, а также частицами шлама, попавшими в продуктивный пласт, которые вызывают его механическое загрязнение, т.е. сокращение порового объёма.В связи с этим большое значение при разработке рациональной технологии вскрытия пласта имеет правильный подбор типа циркуляционного агента и его свойств. Накопленный опыт позволяет судить, что наиболее эффективным в этом отношении является применение инвертного – эмульсионного раствора, который в продуктивный пласт выделяет нефть, что не изменяет его проницаемости и в нефтяном пласте не образуется эмульсии.Основная задача при вскрытии пласта состоит в том, чтобы не допустить существенного нарушения естественных свойств и состояния горной породы – коллектора и правильно задать величину заглубления в пласт. Ее устанавливают в зависимости от положения водонефтяного контакта, близости подошвенных вод и т.п. При бурении в продуктивной толще должна быть обеспечена такая глубина вскрытия, которая гарантировала бы длительную, безводную эксплуатацию скважины и минимальные в данных условиях гидравлические сопротивления при поступлении нефти и газа в скважину.В зависимости от пластового давления, литологического состава горной породы-коллектора, ее устойчивости в стенках ствола скважины, степени насыщенности продуктивного пласта и т.п. вскрывать его можно по различным принципиальным схемам. Разработка схемы вскрытия продуктивного пласта и рациональной технологии должна предусматривать одну из наиболее важных целей – устранение факторов, вызывающих существенное ухудшение проницаемости породы-коллектора, против первоначальной в естественном залегании.