2.6 Растворы для бурения скважин

До 214 метров используется глинистый буровой раствор, плотностью 1.08 г/см³ , вязкость 22-25 секунд.

Ингибированные глинистые растворы применяют при бурении неустойчивых самодиспергирующихся пород (глины, аргелиты). Цель – снижение гидрофильности твёрдой фазы и способности её к пептизации. Техника ингибирования: многокомпонентная обработка путём введения регулирующих агентов, защитных коллоидов, регуляторов рН, понизителей вязкости. Эти растворы обладают крепящим эффектом, из-за него повышается устойчивость стенок скважины. В результате повышается связанность и уменьшается набухаемость пород.

До 360 метров используется соленасыщенный буровой раствор, плотностью 1.23-1.24г/см³, вязкость 25 секунд для прохождения пачки калийных солей, для прохождения пачки каменных солей раствор, плотностью 1.3-1.32г/см³, вязкость 20-25секунд.

До 758 метров используется соленасыщенный буровой раствор ПСБР, плотностью 1.24-1.26г/см³, вязкость 18-20 секунд.

До 1200 метров используется техническая вода, плотностью 1.0г/см³.

Без глинистые промывочные жидкости (техническая вода). Применяются при разбуривании устойчивых (карбонатных) пород при отсутствии НГВП, иногда при разбуривании устойчивых глин. Преимущество: уменьшение гидравлических сопротивлений, небольшое гидростатическое давление на забой, что ведет к увеличению скорости бурения. Недостатки: отсутствие способности удерживать частицы выбуренных пород во взвешенном состоянии; не оказывают противодавление на пласт; переход на другую жидкость не должен быть больше, чем с плотности 1,0-1,04 г/см³.

До 1900 метров используется буровой раствор ХНР, плотностью 1.13г/см³.

До 2143 метров используется буровой раствор ИЭР, плотностью 1.15г/см³, вязкость 35-60 секунд.

Инвертно-эмульсионные растворы применяются для высококачественного вскрытия и освоения продуктивных пластов, для проходки набухающих, осыпающихся и хемогенных пород. Преимущество: устойчивы к солевой агрессии; увеличивают скорость бурения; оказывают смазочные действия; предупреждают затяжки и прихваты, сохраняют оборудование; не дорогие; лучше цементируют ОК. Недостатки: низкая термостойкость, загустевают от избытка воды. Состав: вода различной минерализации (фаза), дизтопливо, нефть(среда).

До 2238 метров используется буровой раствор ББР-СКП.

2.7 Вскрытие и испытание продуктивных пластов

Качество вскрытия ПП определяется степенью загрязнения его буровым раствором и снижением дебита пласта. На данной площади применяется безглинистые (полимерные) буровые растворы. Они в меньшей степени загрязняют продуктивный пласт по сравнению с глинистым буровым раствором. После спуска, цементирования эксплуатационной колонны, опресовки, заполняется раствором предупреждающих появление флюидов из пласта и установки на устье задвижки высокого давления производится кумулятивная перфорация. Для вызова притока заменяется буровой раствор на жидкость меньшей плотности для снижения давления на пласт (вода, нефть). Если этого недостаточно производят тартание желонкой (очень редко) свабирование поршнем с клапаном, закачкой газа в затрубное пространство между НКТ и обсадной колонной. Эти работы производятся до получения постоянного притока нефти.