Рекомендации по промывке ствола для крепления скважины

В процессе проработки ствола транспортировка шлама осуществляется за счет оптимизации псевдопластичных свойств раствора повышением значений динамического напряжения сдвига до 60 – 80 дПа, а эффективной вязкости при начальных градиентах сдвига до 1700 – 1900 мПа^.с. С этой целью проводится дополнительная обработка раствора высоковязкой ПАЦ и биополимером.

В процессе спуска обсадных колонн проводятся промежуточные промывки через 100 – 150 м на участках ствола с углами 45 град., 60 град., 75 град. и более 85 град. (в местах наиболее опасных для шламонакоплений). На горизонтальных участках ствола для разрушения дюнообразований промывка ствола проводится с расхаживанием колонны и закачкой смеси (5 – 8 м³) бурового раствора с калиброванным нитроволокном. Соотношение компонентов: на 1 м³ раствора 6–8 кг волокна. Колиброванное нитроволокно механически разрушает и удаляет шламонакопления и фильтрационную корку, выполняет функцию кольматанта, блокируя проницаемые пропластки.

Перед цементажом ствол скважины дополнительно очищается прокачкой 8 – 10 м³ аналогичной смеси с добавкой 5 – 6 % силикатсодержащего реагента (МОНАСИЛ). МОНАСИЛ обеспечивает подготовку стенок скважины и повышает качество сцепления тампонажного камня с горной породой и обсадными трубами.

Таблица 6.2.15 - Параметры бурового раствора при бурении под направление и кондуктор

Интервал бурения (по верти кали), м	ρ, кг/м3	Т, с	Ф, см^3/30мин	К, мм	φтр	СНС, дПа	рН	Реологические параметры
мин	мин	ηпл, мПа×с	τ0, дПа
Направление
0 - 90	1060-1100	45-60	до 6	до 1,5	< 0,3	15-18	30-40	8-9	10-12	30-40
Кондуктор
90 - 300	1060-1170	35-50	до 6	до 1,5	< 0,3	10-15	20-30	8-9	10-12	30-40
300 - 550	1170-1200	45-60	4-5	до 1,0	< 0,2	15-25	30-40	8-9	12-15	60-80
Примечание – В случае вскрытия водопроявляющего горизонта и газогидратной залежи предусмотреть возможность оперативного увеличения плотности раствора до 1260 кг/м^3.

Таблица 6.2.16 - Потребность в компонентах бурового раствора для бурения под направление и кондуктор

Наименование химреагентов и материалов	Нормативные документы на изготовление	Цель применения реагента	Расход материалов, т/100м^3
направ ление	конду ктор
Бентонитовый глинопорошок	ТУ 39-0147001-105-93	Приготовление глинистой суспензии	6,0	-
Сода кальцинированная	ГОСТ 5100-85	Нейтрализация Са^++	0,1	0,1
Полианионная целлюлоза высокой вязкости	ТУ 2231-010-50277563-2003	Регулирование вязкости и показателя фильтрации	0,4	0,3
Биоксан	ТУ 2458-001-16636639-2005	Оперативное повышение вязкости раствора	0,4	0,3
FK-Lube active (Кемфор-Кос)	ТУ 2452-10-18947160-2002	Профилактика сальникообразований и прихватов инструмента	-	0,7
Микан 40С	ТУ 5725-005-56864391-2005	Кольматирующая смазочная добавка для спуска обсадных колонн	-	1,5

Таблица 6.2.17 – Параметры бурового раствора для бурения под промежуточную, эксплуатационную колонны и хвостовик (пилотный ствол)

Интервал бурения (по вертикали /стволу), м	ρ, кг/м3	Т, с	Ф, см^3/30 мин	К, мм	φтр	СНС, дПа	рН	Реологи ческие параметры
мин	мин	ηпл, мПа×с	τ0, дПа
Промежуточная колонна
550 – 1171 (550) – (1961)	1060-1140	25-30	5-6	< 1,0	0,2	5-10	10-20	8-9	10-12	30-40
1171 - 1350 (1961) – (2540)	1140-1150	30-35	4-5	0,5	0,15	10-12	20-25	8-9	12-15	40-60
Эксплуатационная колонна
1350 - 2898 (2540) – (5608)	1050-1060	30-35	4-5	0,5	0,15	10-12	20-25	8-9	12-15	40-60
Хвостовик (пилотный ствол)
2898 – 2916 (5608) – (6345)	1110-1120	25-30	3-4	0,5	0,15	5-8	10-15	8-9	12-15	60-80
Примечания 1 В случае вскрытия газопроявляющего горизонта техногенного происхождения в интервале 750-850 м предусмотреть возможность оперативного увеличения плотности раствора до 1320 кг/м^3; 2 При вскрытии продуктивных пластов и «шоколадных» глин плотность бурового раствора уточняется по фактическим пластовым и поровым давлениям в соответствии с п.2.7.3.3, п. 2.7.3.5 «ПБ НГП».

Таблица 6.2.18 – Потребность в компонентах бурового раствора для бурения под промежуточную, эксплуатационную колонны и хвостовик (пилотный ствол)

Наименование химреагентов и материалов	Нормативные документы на изготовление	Цель применения реагента	Расход материалов, т/100м^3
промежуточная колонна	эксплуатационная колонна	хвостовик
Сода кальциниро ванная	ГОСТ 5100-85	Нейтрализация ионов кальция при разбуривании цемента	0,1	0,1	0,1
Бентонитовый глинопорошок (типа ПБМА)	ТУ 39-0147001-105-93	Восстановление коллоидальной фазы раствора, формирование фильтрационной корки	3,0	3,0	3,0
Полианионная целлюлоза ПАЦ-ВВ	ТУ 2231-010-50277563-2003	Управление реологическими свойствами бурового раствора, ингибитор	0,2	0,5	0,2
Полианионная целлюлоза ПАЦ-НВ	ТУ 2231-010-50277563-2003	Снижение показателя фильтрации бурового раствора, ингибитор	0,5	0,6	0,4
FK-Lube active (Кемфор-Кос)	ТУ 2452-10-18947160-2002	Снижение адгезионных свойств фильтрационной корки	0,6	0,8	0,6
Биоксан (Робус)	ТУ 2458-001-16636639-2005	Повышение транспортирующей способности раствора для очистки ствола от шлама	0,3	0,6	0,5
ТПФН	ГОСТ 13493-86Е	Снижение вязкости	0,1	0,2	-
ГКЖ-10 (МОНАСИЛ)	ТУ 6-05-386-80	Гидрофобизатор, усиление ингибирующего эффекта ПАЦ	0,2	0,8	-
Микан 40С	ТУ 5725-005-56864391-05	Профилактика прихватов обсадной колонны, кольматирующая добавка	1,5	1,5	-
Мраморная крошка		Блокирование проницаемых пород и коллектора	-	-	3,0
Примечание - Для забуривания под промежуточную, эксплуатационную колонну и хвостовик используется жидкая фаза отработанного ранее бурового раствора после очистки его на центрифуге.

Таблица 6.2.19 - Обоснование объёмов буровых растворов для химической обработки

Наименование колонны	В емкостях, м^3	В стволе, м^3	Потери, м^3	Всего, м^3
Направление
Кондуктор
Промежуточная колонна
Эксплуатационная колонна
Фильтр-хвостовик
Итого

Таблица 6.2.20 – Потребность основных компонентов буровых растворов

Дата добавления: 2015-07-25