для буріння під експлуатаційну колону наступні: забезпечити повний винос шламу і зберегти стійкість стінок свердловини, не забруднювати продуктивні горизонти. Також для нормальної проводки свердловини треба виключити напрацювання розчину, попереджати прихвати, затягування й посадки бурильного інструменту, не викликати гідророзриву пласта при СПО, не викликати корозії і передчасного зношення обладнання і т.п.
При бурінні даного інтервалу особливу увагу слід приділяти щільності розчину, рівню водовіддачі, в'язкості розчину і станом стовбура свердловини. Якщо дозволяє стійкість стінок свердловини, щільність розчину слід підтримувати на мінімальному рівні для збільшення швидкості проходки, зниження вмісту твердої фази в розчині. Пластична в'язкість розчину повинна бути якомога нижчою для зниження втрат тиску, в той час як динамічна напруга зсуву слід підтримувати на рівні не менше 40дПа для забезпечення якісного очищення стовбура свердловини. При прояві ознак обвалу стінок свердловини рекомендується збільшити щільність і в'язкість розчину і знизити водоотдачу.
Для буріння під експлуатаційну колону проектується використовувати полімер-глинистий буровий розчин, приготовлений на основі ПОЛІПАК ELV і R, який в повній мірі відповідає вищевикладеним вимогам і дозволяє без ускладнень разбурівать текучі породи (глини) в інтервалі 2950-3000м.
2.3.3 Вимоги до бурового розчину для первинного розкриття продуктивних пластів
При розтині продуктивного пласта утворюється зона зниженої проникності навколо стовбура свердловини. Ступінь зниження проникності визначається головним чином властивостями фільтрату розчину, радіусом зони проникнення фільтрату бурового розчину в пласт, глинисті і природної (початкової) проникністю пласта, проникністю зони кальматаціі навколо стовбура свердловини. Буровий розчин для первинного розкриття продуктивного пласта повинен відповідати наступним основним вимогам:
розчин повинен мати низьку водоотдачу і формувати тонку кірку на стінках свердловини;
фільтрат розчину повинен надавати інгібуючу дію на глинисті мінерали пласта-колектора;
фільтрат повинен мати низький поверхневий натяг і володіти оборотною гидрофобизирующей здатністю по відношенню до поверхні порових каналів пласта;
час, протягом якого буровий розчин знаходиться в контакті з поверхнею розкритої бурінням пласта, має бути мінімальним;
репресія на пласт від гідростатичного стовпа розчину повинна бути мінімальною і в той же час повинна відповідати вимогам Правил безпеки у НГП;
якість розчину повинно забезпечувати високу швидкість буріння;
імпульси гідродинамічного тиску при спускопод'емних операціях та поновлення циркуляції розчину повинні бути також мінімальні. Це досягається, за інших рівних умов, при низьких значеннях в'язкості, СНС і невисоких значеннях динамічного напруження зсуву (ДНС). Забороняється допускати високі значення СНС10 (понад 40 даПа), граничного динамічного напруження зсуву? (Понад 50дПа) і високі значення пластичної в'язкості з метою попередження виникнення високих імпульсів тиску і великих гідравлічних втрат; низький вміст твердої фази в розчині, тобто вибуренной порода не повинна переходити в розчин, іншими словами, має бути забезпечене інгібування системи і повинна бути організована хороша очищення розчину від вибуреної породи;
досить швидке формування і мала глибина зони кальматаціі;
при заканчіваніі свердловин з закритою конструкцією забою радіус зони проникнення фільтрату в пласт не повинен перевищувати глибини перфораційних каналів;
фільтрат, що проник в пласт, не повинен викликати диспергування або пептізаціі глинистих частинок і їх міграцію по пласту.
Для буріння під експлуатаційну колону проектується використовувати біополімерний розчин ФЛО-ПРО або аналогічний йому за властивостями, найбільш повно відповідає перерахованим вище вимогам, що відноситься до промивних рідин з розрахованими реологическими параметрами для буріння та заканчивания горизонтальних і похило-спрямованих стовбурів. Спеціально розроблена рецептура дозволяє здійснити високоякісне первинне розтин продуктивного горизонту, що істотно позначається на продуктивності свердловин і, як результат, зниженні собівартості одиниці об'єму видобутої продукції [12].
2.3.4 Очищення бурового розчину
З метою забезпечення повноти видалення вибуренной породи з бурового розчину і регулювання змісту твердої фази в буровому розчині, а також з метою зменшення обсягу напрацювання бурового розчину, а, отже, зменшення обсягу відпрацьованого бурового розчину (ОБР) при бурінні свердловин по даному робочому проекту планується здійснювати багатоступеневу систему очищення бурового розчину. Справжнім проектом передбачено використання засобів очищення, виготовлених російськими заводами виро...
