2020-08-05
284
При осуществлении контроля технологических параметров буровых растворов применялись «Сборник методик контроля параметров буровых и тампонажных растворов» (СТП 103-2007), а также и методики международного стандарта (АНИ).
Методы доведения отклоненного параметра до заданного значения при различных отклонениях, а также причины возникновения отклонений, приведены в таблице 17.
Регулирование концентрации биополичера в зависимости реологических показателей (например, пластической вязкости), тиксотропности раствора позволяет достичь требуемые удерживающие и выносящие свойства.
При вскрытии газонефтенасыщенных пластов плотность бурового раствора определяется для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.
Таблица 17
Возможные отклонения параметров буровых растворов,
от требуемых и методы их регулирования
| № п/п | Отклонение одного параметра от требуемого при остальных параметрах | Причины | Методы доведения отклоненного параметра до заданного значения | ||
| 1 | Повышенная плотность раствора | Повышенное содержание твердой фазы | Подключить центрифугу. Разбавить буровой раствор через гидромешалку водным раствором реагента с концентрацией, равной его концентрации во всей циркуляционной системе. При этом применять тот реагент, который использовался последним.
| ||
| 2 | Высокое значение СНС | Повышенное содержание коллоидной и твердой фаз, и биополимера. | |||
| 3 | Повышенные условная и пластическая вязкости | Повышенное содержание коллоидной фазы в буровом | |||
| 4 | Повышенная водоотдача | Недостаточное количество акриловых полимеров в растворе. | |||
| 5 | Пониженное динамическое напряжение сдвига | Недостаточное количество биополимера в растворе | |||
| 6 | Низкое значение СНС | ||||
| 7 | Повышение водоотдачи, пластической вязкости | Повышенное содержание коллоидной и твердой фаз и биополимера. | |||
| 8 | Пониженная условная вязкость при бурении кондуктора | Недостаточное содержание коллоидной фазы в буровом растворе. | Провести обработку бурового раствора каустической содой из расчета 4-6 кг на одну гидромешалку, затем дообработать глинопорошком. |
При вскрытии продуктивных пластов с низким градиентом пластового давления и при отсутствии вышележащих горизонтов нефти и газа (Восточное Еловое, Конитлорское и другие месторождения) рекомендую поддерживать минимально возможное значение плотности бурового раствора.
|
|
|
Допускается применение рецептур на основе иных химических реагентов и добавок, исследованных в СургутНИПИнефть апробированных в скважинных условиях ОАО «Сургутнефтегаз».
Нормы реагентов и материалов на обработку бурового раствора определяются исходя из требуемых параметров бурового раствора и основании исследований СургутНИПИнефть и практического опыта строительства скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».
