истий розчин, приготований з куганакской глини, маломинерализованной технічної води, кальцинована соди і КМЦ -700. Оскільки більшість реагентів ефективно працюють в лужному середовищі, для збільшення рН до 8-9 і більше, в буровий розчин слід додавати кальциновану соду Na 2 CO 3.
високов'язкий Поліаніонна целюлоза КМЦ - 700 ідеально підходить для зниження водовіддачі і збільшень в'язкості глинистих розчинів (володіє загущать дією).
Даний тип цілком прийнятний для буріння даної площі. Якщо в процесі буріння коректно регулиро?? Ать властивості (щільність 1,14 г / см 3, умовна в'язкість 30-36 с, показник фільтрації? 15 см 3/30 хв) бурового розчину, то можна бурити до глибини 270 м.
При бурінні під експлуатаційну колону в інтервалі 270-1300м, слід перейти на технічну воду, оброблену ФК - 2000. Вода має ряд переваг перед іншими буровими розчинами (неглибокі свердловини до 1700м із стійкими негліністих породами): поліпшення буримости внаслідок підвищення ефективності роботи долота і турбобура, виключення трудомістких допоміжних робіт з приготування і обробці розчинів (не потрібно буровий розчин з підвищеною щільністю, регульованою водоотдачей).
В інтервалі 1300-1822м необхідно перейти з буріння водою на глинистий полігліколевий інгібованих розчин для зміни властивостей бурового розчину до (щільність 1,12 0.02 г/см3, умовна в'язкість 30-35 с, показник фільтрації 4-5 см3 за 30 хв , статичну напругу зсуву через 1 і 10 хв відповідно 6-10 і 20-25 даПа, рН=8-9, пластична в'язкість 20-25 мПа? с, динамічна напруга зсуву 10-15 даПа, липкість глинистої кірки 3,5-4 , 5 град). В'язкість і структурно - механічні властивості розчину регулюють додаванням куганакской глини (додання розчину тиксотропних властивостей, формування фільтраційної кірки), води, а водовіддачу розчину додаванням водного розчину високов'язкої поліаніонній целюлози марки Celpol SL. (Для стабілізації і зниження показника фільтрації розчину). Зниження жорсткості і підвищення Рн водної фази забезпечує карбонат калію або гідроокис калію. Полігліколь - в якості мастильної і інгібуючої добавки.
При бурінні 1822-1949м слід довести властивості бурового розчину з попереднього інтервалу буріння до (щільність 1,25 г / см 3, умовна в'язкість 35-40 с, показник фільтрації 5-6 см 3 за 30 хв , статичну напругу зсуву через 1 і 10 хв відповідно 6-10 і 20-25 даПа, рН=8-9, пластична в'язкість 20-25 мПа? с, динамічна напруга зсуву 10-15 даПа, липкість глинистої кірки 3,5-4 , 5 град.), обтяжать карбонатним обважнювачем до щільності 1,25 г / см 3.
Дані розчини грамотно підібрані і виправдовують себе, тому що витрати на хімреагент мінімальні, не потрібні додаткові ємності. (Вихідний розчин - основа, при бурінні нижележащих інтервалів додаються тільки різні присадки).
2.4 Обгрунтування параметрів бурових розчинів
У зв'язку з небезпекою проявів строго нормується щільність розчину; інші параметри проектуються, виходячи з наявних наукових знань і досвіду промислового буріння. Інтервали сумісні за умовами буріння.
Обгрунтування щільності проводиться з урахуванням можливих ускладнень по розрізу свердловини і умов попередження прояви пластів.
де h - глибина залягання покрівлі пласта, м
к - коефіцієнт переви...
