Конспект_ОА

чащих породах. Но во всех случаях промывочная жидкость должна обладать минимальной вязкостью.

В слабоустойчивых и слабодиспергирующися породах применяют улучшенный глинистый раствор, получаемый из нормального раствора путем введения УЩР.

Все глинистые растворы, предназначенные для бурения в осложненных условиях называются специальными глинистыми растворами. Область применения и параметры специальных глинистых растворов приведены в таблице 7.

При бурении глинистых и хемогенных толщ пород наибольшая эффективность достигается при использовании ингибированных буровых растворов. Химические реагенты, входящие в их состав оказывают коагулирующее действие на глинистые частицы разбуриваемых пород, резко замедляют их набухание и повышают связность частиц.

Разработано и используется значительное количество ингибированных буровых растворов, которые разделяются в следующие группы:

I.Соленасыщенные:

1)глиногидрогелевые,

2)гидрогельмагниевые. II. Калиевые:

1)калиевые,

2)высококалиевые,

3)феррокалиевые,

4)полимеркалиевые,

5)полимерферрокалиевые.

III.Кальциевые:

1)слабоизвестковые,

2)известковые,

3)гипсовые,

4)высококальциевые,

5)хлоркальциевые. IV. Силикатные:

1)малосиликатные,

2)силикатные.

V. Алюминатные и алюминатно-калиевые. VI. Растворы, содержащие ионы железа:

1)ферросульфатные,

2)полимерферросульфатные,

3)феррогуматные,

4)ферроакриловые.

Рекомендуемая область применения ингибированных растворов приво-

дится в таблице 8.

41

Таблица 8 - Область применения и рекомендуемые очистные агенты

9.3.2 Растворы для бурения в зонах осложнений

Бурение в условиях высоких пластовых давлений, приводящих к обваливанию, осыпанию горной породы и сужению ствола скважины. При этом рекомендуется применять буровой раствор с плотностью, обеспечивающей 10-15% превышение гидростатического столба промывочной жидкости над пластовым давлением. Увеличение плотности производится с помощью введения в раствор утяжелителей. Расчет необходимого количества утяжелителя приведен в разделе 10.2.

Утяжеление раствора сопровождается повышением вязкости и статического напряжения сдвига. Для регулирования вязкости раствора рекомендуется использовать ПФЛХ. Обобщенные параметры бурового раствора со-

ставляют ρ = 1700-2200 кг/м3, Т = 25-60 с, В = 5-6 см3/30 мин, θ1 ≥ 2 Па.

Нефте- и газопроявления. В скважинах глубиной до 1200 м плотность глинистого бурового раствора должна обеспечивать 10-15% превышение гидростатического давления столба жидкости над нефтегазовым давлением пласта. При большей глубине величина превышения должна составлять 5- 10%. Вязкость следует поддерживать в пределах 18-25 с, статическое напряжение сдвига - θ1 = 1 Па. Если указанное повышение плотности неэффектив-

но, следует использовать утяжелители и обеспечить параметры раствора: ρ =

1300-1900 кг/м3, Т = 25-35 с, θ1 = 2,5-5 Па.

Водопроявления. Плотность бурового раствора, достаточная для предотвращения притока вод, в том числе в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) может быть определена по методике для определения плотности при нефте- и газопроявлениях или рассчитывается по формуле:

ρ = 0,1(Pпл + Pн) , кг/м3, 9,81Нпл

где Рпл - пластовое давление, Па, Рн - потери давления в водопроявляющем пласте, Па,

Нпл - глубина залегания кровли водопроявляющего пласта, м. Поглощения промывочной жидкости. Способы борьбы с поглощением

зависят от его интенсивности, то есть количества ушедшей в поры и трещины горной породы жидкости в единицу времени.

Если поглощение возникло при бурении с промывкой водой, в большинстве случаев достаточно перейти на малоглинистый буровой раствор с плотностью до 1050 кг/м3.

При небольших интенсивностях поглощениях глинистого бурового раствора (до 5 м3/ч) рекомендуются снижать его плотность. Плотность раствора рассчитывается по формуле:

где ρисх – плотность исходного бурого раствора, кг/м3,

49

L - глубина залегания поглощающего пласта, м,

H - статический уровень жидкости в скважине, м.

Если понижение плотности не ликвидировало поглощение, следует уменьшать водоотдачу раствора и повышать его вязкость и статическое напряжение сдвига.

В некоторых породах следует обеспечивать определенные параметры промывочного раствора. Так, при поглощении в мергелях параметры раствора должны составлять Т = 18-21 с, В = 5-10 см3/30 мин, θ1 = 1 Па, а при поглощении в трещиноватых песчаниках и известняках Т = 60-120 с, В = 5-10 см3/30 мин, θ1 ≥ 20 Па.

Если поглощающая зона находится в нижней части геологического разреза или интервала, который подлежит креплению обсадными трубами, может оказаться целесообразным бурение всей скважины с промывкой водой. В зонах, характеризующихся полным поглощением промывочной жидкости на забое скважины, также переходят на промывание водой с подачей не меньше

50 л/мин.

Снизить интенсивность поглощения позволяет ввод в буровой раствор инертных наполнителей. При добавлении в структурированный раствор наполнители равномерно распределяются в объеме раствора и обеспечивают закупорку трещин и пор в поглощающих пластах. В зависимости от размеров трещин рекомендуются различные типы наполнителей. Для надежного закупоривания пор и трещин размер частиц наполнителя должен быть в 2 раза меньше раскрытия трещин.

Волокнистые материалы (табл. 4) используют в песчаных и гравийных пластах с зернами до 25 мм, в трещиноватых крупнозернистых породах с зерном до 3 мм, в трещиноватых мелкозернистых породах с зерном до 0,5 мм.

Зернистые материалы используют для закупорки пластов гравия с зерном до 25 мм. Пластинчатые материалы применяют в крупнозернистом гравии и трещинах до 2,5 мм. Эффективность закупорки трещин возрастает при использовании смеси из волокнистых, зернистых и пластинчатых материалов.

При бескерновом бурении наполнители вводят в буровой раствор через глиноили гидромешалку перед вскрытием зоны поглощения. При пропуске зоны рекомендуется осуществлять намыв наполнителя через бурильные трубы, нижний конец которых расположен в кровле поглощающего пласта. Количество наполнителя зависит от вида наполнителя (см. табл. 4) и способа бурения. При роторном бурении вводится до 30 кг наполнителя на 1 м3 раствора, при турбинном – до 5 кг/м3. При колонковом бурении не рекомендуется добавлять наполнители в процессе бурения во избежание заклинки керна в колонковой трубе.

Для очистки бурового раствора от наполнителей после перебуривания водопоглощающего пласта жидкость пропускают через вибросито.

При неэффективности указанных мероприятий и в случае больших поглощений используется тампонирование зоны поглощения по методике, ука-

50