«Методы предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин»

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.

«Методы предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин»

Зарубежный опыт ликвидации поглощений бурового раствора

Наиболее эффективным способом ликвидации зон поглощений за рубежом является закупорка каналов с помощью наполнителей. Выше указывалось, что специализированные фирмы полностью удовлетворяют потребности буровиков в наполнителях, причем, в виде готовых научно …

Специальные методы ликвидации полных (катастрофических) поглощений бурового раствора

Накоплен определенный отечественный и зарубежный опыт по ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений бурового раствора. Дадим краткий обзор современных методов ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений бурового раствора. Известные методы ликвидации зон …

Краткий обзор современных методов предупреждения и ликвидации зон поглощений бурового раствора

Все современные методы борьбы с поглощениями бурового раствора можно разделить на две группы: - профилактические мероприятия по предупреждению и ликвидации зон поглощений бурового раствора в процессе углубления скважины; - специальные …

Как с нами связаться:

Украина:
г.Александрия
тел./факс +38 05235  77193 Бухгалтерия
+38 050 512 11 94 — гл. инженер-менеджер (продажи всего оборудования)

+38 050 457 13 30 — Рашид - продажи новинок
e-mail: msd@msd.com.ua
Схема проезда к производственному офису:
Схема проезда к МСД

Контакты для заказов шлакоблочного оборудования:

+38 096 992 9559 Инна (вайбер, вацап, телеграм)
Эл. почта: inna@msd.com.ua