Мероприятия по контролю и регулированию параметров бурового раствора
3.1.1. За 40-50 м до вскрытия зоны поглощения на скважине проводят подготовительные мероприятия: если бурение велось на технической воде, то осуществляют переход на промывку забоя глинистым буровым раствором, после чего (а также если бурение осуществлялось ранее с применением глинистого раствора) регулируют физико-химические свойства бурового раствора с учетом нижеприведенных рекомендаций.
3.1.2. С целью обеспечения минимума гидравлических потерь в затрубном пространстве и достаточной несущей способности бурового раствора устанавливают его оптимальные структурно-механические свойства:
- СНС через 1 мин. – (17 - 24) ´ 10-7 МПа;
- СНС через 10 мин. – (21 - 58) ´ 10-7 МПа;
- условная вязкость – 30-50 с.
Указанные параметры бурового раствора получают путем его химической обработки (с помощью кальцинированной и каустической соды, КССБ, КМЦ).
В зависимости от содержания активной (глинистой) фазы устанавливают первоначальные параметры бурового раствора:
- структурная вязкость в диапазоне (3,7 - 6,3) ´ 10-3 Па×С;
- динамическое напряжение сдвига – (1,5 - 8,3) ´ 10-7 МПа.
Все указанные параметры бурового раствора определяются при периодическом контроле в лаборатории.
3.1.3. Плотность бурового раствора выбирается с учетом горно-геологических особенностей бурения и из условия бурения скважины в режиме минимально допустимой репрессии при выполнении различных технологических операций (бурение, промывка, СПО и др.).
С учётом обеспечения долива (в объёме поднятых бурильных труб) скважины во время подъёма инструмента для условий ОАО «Самаранефтегаз» рекомендовать следующий запас репрессии на зону поглощения по интервалам:
0 –1000 м – 10 % пластового давления;
1000 –2500 м – 5 % пластового давления;
Свыше 2500 м – 3 % пластового давления.
Если вышележащие водоносные или нефтеносные пласты имеют более высокий коэффициент аномальности, то запас репрессии подсчитывается относительно этих пластов.
Плотность бурового раствора для условий ОАО «Самаранефтегаз» колеблется в диапазоне 1060 - 1160 кгс/м3.
3.1.4. Показатель фильтрации бурового раствора при бурении в зонах поглощения выбирается с учетом геологических условий и должен быть не более (8 - 12) ´ 10-6 м3/ 30 мин.
3.1.5. Контроль параметров буровых растворов должен производиться по методике, изложенной в РД 39-2-645-81.
