4.3 Требования к промывочным жидкостям при бурении пород различных категорий

Породы I группы.

При бурении пород этой группы основным требованием к промывочной жидкости является способность укреплять породы на стенках скважины. Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для создания на стенках скважины прочной фильтрационной корки, укрепляющей ствол. Промывочная жидкость должна обладать хорошими тиксотропными свойствами, необходимыми для создания в кавернах «тиксотропной рубашки» задерживающей осыпание рыхлой породы.

Породы III группы.

Основными требованиями при бурении пород этой группы являются:

• обеспечение устойчивости стенок скважины в глинистых породах;

• предотвращение в интервалах проницаемых песчаных пород затяжек и прихватов бурильной колонны, обусловленных действием дифференциального прихвата.

Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для предотвращения образования толстой корки в интервалах проницаемых пород. Она должна быть лишена явно выраженной способности разупрочнять глинистые породы.

Породы V группы.

При бурении в аргиллитах основное требование - обеспечение устойчивости стенок скважины, для чего промывочная жидкость не должна оказывать разупрочняющего действия на породу. Желательно, чтобы промывочная жидкость оказывала крепящее действие на стенки скважины. Водоотдача бурового раствора должна быть небольшой. При циркуляции эрозионное действие его на стенки скважины должно быть минимальным.

Породы VI группы.

При бурении пород этой группы требования к промывочной жидкости минимальны, и основным является обеспечение высоких показателей работы долот.

Проводя сравнительный анализ литологического состава пород, слагающих разрез проектируемой скважины, видно, что на месторождении присутствуют породы I, III, V, VI групп. Это позволяет установить границы интервалов разного литологического состава с существенно различными требованиями к промывочной жидкости. Для каждого такого интервала в дальнейшем выбираем свою разновидность промывочной жидкости.

4.4 Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют несколько принципиально различных типов циркуляционных агентов. Плотность большинства из них можно регулировать в широких пределах: от 900-1050 до 2200-2500 кг/м³. Таким образом, величина пластового давления и давления поглощения не ограничивает возможность применения таких промывочных жидкостей.

Уточнять расчленение разреза удобно по совмещенному графику изменения с глубиной коэффициента аномального пластового давления и индекса давления поглощения. Изменение пластового давления и давления гидроразрыва, а также их градиентов с глубиной представлено в таблице 3.1.

Уточняя расчленение с учетом пластового давления и давления поглощения, получаем следующие интервалы:

0 – 200; 200 – 1800; 1800 – 2480; 2480 – 2840; 2840  3060; 30603820; 38204200.

4.5 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород

Повышенная температура отрицательно влияет на большинство промывочных жидкостей. Свойства некоторых буровых растворов, подвергающихся высокотемпературному нагреву, можно поддерживать лишь ценой существенного увеличения расхода химических реагентов. Ряд промывочных жидкостей полностью теряют способность выполнять свои технологические функции при достижения предельной для температуры. Забойная температура влияет на выбор типа и состава промывочной жидкости. Учитывать возможность влияния температуры нужно уже при расчленении геологического разреза на технологические интервалы.

Температурный предел экономически эффективного применения промывочной жидкости но водной основе зависит от термостойкости органических реагентов, входящих в состав бурового раствора. Предел эффективного применения обращенных эмульсионных растворов определяются термостойкостью эмульгаторов, обеспечивающих агрекативную устойчивость инвертной эмульсии.

Температура горных пород в пределах 100 °С, при этой температуре возможно применение: промывочных жидкостей с конденсированной твердой фазой, хлоркальциевых глинистых растворов, растворов, обработанных нитролигнином и гетаном, обращенных растворов, стабилизированных эмульгаторов.

Максимальная температура, зафиксированная на глубине 4200 м составляет 98 ⁰С. Температура не выходит за пределы термостойкости промывочной жидкости

(100⁰С), т.е. температура не влияет на расчленение разреза.