ункцій промивні рідини повинні відповідати певним вимогам:
) не чинити шкідливої ??дії на інструмент і ЗДВ (каррозіі, абразивний знос, набухання резино-деталей);
) легко прокачуватися і очищатися від шламу і газу;
) бути зручними для приготування та очищення;
) забезпечувати проведення електрометричних та інших робіт на свердловині;
) не викликати ускладнень при бурінні - прихвати і затягування інструменту, обвалообразованіе, викиди і поглинання;
) задовольняти економічним вимогам - доступність, дешевизна і мала витрата сировини для приготування розчинів, можливість повторного використання дорогих розчинів.
У кожному конкретному випадку залежно від геологічних умов проводки свердловин вибирається тип і якість промивної рідини. Для буріння різних інтервалів в одній і тій же свердловині можуть застосовуватися промивні рідини з різними властивостями.
7.2 Обгрунтування рецептур бурових розчинів
1. Конструкція свердловини
напрямок Ф=426 мм - 30м;
кондуктор Ф=324мм - 180м;
проміжна колона Ф=245мм - 364м;
експлуатаційна колона Ф=146мм - 1800м.
. Обгрунтування регламенту з бурових розчинів
а) При бурінні під напрямок (інтервал 0 - 30м) і кондуктор (інтервал 30 - 180м) застосовується глинистий розчин, приготований з бентоніту (щільність розчину 1,07г/см3) і оброблений кальцинованої содою в масових частках 0,3% (3 кг на 1м3 розчину) і КМЦ - 700 (або його аналог-замінник) в масових частках 0,5% (5 кг на 1м розчину).
Параметри розчину: щільність 1,07 ± 0,02 г/см3; умовна в'язкість 35-40с; показник фільтрації не більше 15см3 за 30 хв.
б) При бурінні під проміжну колону (інтервал 180 - 364м) застосовується соленасиченого глинистий розчин, оскільки у відкладеннях кунгурского ярусу маються пропластки кам'яної солі (інтервал 245 - 255 м, 262 - 270 м і 297 - 360 м). Вихідний глинистий розчин з щільністю 1,07г/см3 готується з бентоніту і оброблявся технічною сіллю (NaCI) до насичення.
Параметри розчину: щільність 1,20 ± 0,02 г/см; умовна в'язкість 28-30с; показник фільтрації не регламентується.
в) Буріння під експлуатаційну колону в інтервалі 364-1265 м проводиться з промиванням технічною водою. Для поліпшення буримости порід і проходки зон поглинань воду обробляють піноутворювачем ПО - 6 (або його аналогом-замінником) в масових частках 0,5% (5 кг на 1м3 води).
г) В інтервалі 1265-1800 м (по стовбуру) буріння триває з промиванням полігліколевий ингибированного буровим розчином (ПІБР). Розчин готується з бентоніту (щільність вихідного розчину 1,07 г/см3). Розчин послідовно обробляють кальцинованої содою в масових частках 0,6% (6 кг на 1м розчину), поліаніонній целюлозою (ПАЦ) марки CelpoI-SL (або його аналог-замінник) в масових частках 0,35% (3,5 кг на 1м3 розчину). Для поліпшення мастильних та протівопріхватних властивостей розчину вводять реагент ФК - 2000 (або його аналог-замінник) в масових частках 0,5% (5 кг на 1м3 розчину). З метою поліпшення інгібуючих властивостей розчину вводять Глікойл (або його аналог-замінник) в масових частках 3% (30кг на 1м3 розчину).
При необхідності зниження в'язкості розчину виробляють його обробку ФХЛС-МН в масових частках 0,75% (7,5кг на 1м3 розчину). У разі спінювання розчину вводять піногасник ГТЕС - 1 в масових частках 0,1% (1 кг на 1м3 розчину).
Оскільки в процесі буріння очікуються прояв сірководню з відкладень заволзького надгорізонта і ніжнефаменского под'яруса, то слід передбачити обробку розчину сірководень нейтралізуючим реагентом ЛПЕ - 32 в масових частках 0,5% (5 кг на 1 м3 розчину).
Параметри розчину: щільність 1,20 ± 0,02 г/см, умовна в'язкість 28-30с, показник фільтрації 4-5 см3 за 30 хв, пластична в'язкість 18-20 мПа * с, динамічна напруга зсуву 16-17 даПа, рН=8-9, статичне напруження зсуву через 1 і 10 хв відповідно 8-10 і 14-16 даПа, липкість глинистої кірки 3-4 градуси.
Примітка 1: При зенітному вугіллі понад 40 градусів буріння під експлуатаційну колону проводиться з промиванням безглинистих емульсійно-гелевим полісахаридних буровим розчином, приготованим на основі мінералізованої пластової води з щільністю 1,16-1,17 г/см3. У ній розчиняють крохмаль ФІТО-РК в масових частках 2% (20 кг на 1 м3 розчину) і біополімер Робус в масових частках 0,3% (3 кг на 1 м3 розчину). Для додання розчину інгібуючих, мастильних та протівопріхватних властивостей в нього вводять хлористий калій (КС1) в масових частках 3% (30 кг на 1 м3 розчину), хлор...
