Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения

Параметры, типы буровых растворов и химические реагенты для их обработки выбраны с учетом следующих требований:

наличие токсикологического паспорта на буровой раствор;

снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивность нефтяных пластов;

снижение до минимума техногенной нагрузки на окружающую природную среду;

предупреждение осложнений в процессе бурения и крепления;

доступность и технологическая эффективность химреагентов;

экономически приемлемая стоимость бурового раствора.

Бурение под направление и кондуктор осуществлять на растворе, приготовленном из бентонитового глинопорошка. При бурении данного интервала проходят сквозь слои вечной мерзлоты, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи этим требуется решать следующие задачи: укрепление стенок скважины, уменьшение растепляющего действия бурового раствора, увеличение выносной способности бурового раствора. Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеровструктурообразователей, поддержания низкой температуры, образования прочной фильтрационной корки, созданием высокой скорости потока раствора.

При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решать, следующие:

• — предупреждение осыпей и обвалов отложений Березовской свиты;
• — предупреждение поглощения раствора и водопроявлений при прохождении отложений сеномана;
• — предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты;
• — и главная проблема — это обеспечить максимально возможную степень сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов.

Бурение из-под кондуктора начинается с промывкой забоя буровым раствором, обработанным химическими реагентами (структурообразователи, разжижители и т. п.) с последующей наработкой естественного глинистого раствора за счёт выбуренной породы.

При бурении под кондуктор в Западной Сибири для обработки бурового раствора применяют КМЦ и высокомолекулярные синтетические акриловые полимеры (гипан, унифлок и другие). Для снижения вязкости во всех интервалах бурения при необходимости буровой раствор обрабатывается НТФ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН=8−9 в буровой раствор при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну добавляется каустическая сода NaOH или гидроксид калия КОН для поддержания указанных значений рН.

При вскрытии продуктивного пласта необходимо использовать малоглинистый раствор «Порофлок» с кислорастворимым утяжелителем, обработанный полисахаридами и ПАВ-гидрофобизатором и понизителем поверхностного натяжения фильтрата. Этот раствор при оптимальных добавках реагентов и соответствующей очистке от выбуренной породы имеет низкую водоотдачу, тонкую корку, низкую пластическую вязкость, невысокие значения СНС и ДНС, низкое значение поверхностное натяжение фильтрата, вызывает гидрофобизацию стенок поровых каналов. КМЦ практически не оказывает закупоривающего эффекта. При плотности раствора 1100 кг/м3, низкой пластической вязкости и невысоких значениях СНС и ДНС будет обеспечена минимальная репрессия на продуктивные пласты от гидростатического давления столба раствора и гидродинамических импульсов давления. Все эти факторы должны способствовать минимизации загрязнения призабойной зоны пластов.

Глинистый раствор приготавливается через смесительное устройство БПР и гидромешалку с добавлением соответствующих реагентов. Очистка производится с помощью вибросит, гидроциклонных пескоотделителя и илоотделителя.

Раствор объемом 40 м³ готовится для каждой емкости отдельно путем растворения компонентов в воде и смешивания растворов компонентов в емкости хранения. Из этой емкости отбирается проба приготовленного раствора, определяются его свойства. Если они неудовлетворительны, то производится доработка раствора необходимым реагентом. В том случае, если раствор качественный по всем показателям, приступают к приготовлению раствора для второй емкости хранения и так далее до приготовления всего объема раствора.