Font Size

Cpanel

Новая система бурового раствора «полибур-турбо» для аномальных условий пластовых давлений

Неоднородность Ковыктинского НГКМ в интервале 500-1500м вызвана аномально низким пластовым давлением, сложенным переслаивающимися хемогенными и терригенными породами. При бурении скважин основные осложнения вызваны избыточной репрессией на пласт возникающими вследствие этого катастрофическими поглощениями. Согласно проектным данным, коэффициент аномальности составляет в интервалах 449-1079м – 0,85; 1074-1312м – 0,9; в интервале 1312-1842м – 0,95.

Высокая трещиноватость разреза снижает эффективность применяемых кольматантов и закрепляющих цементных мостов. В результате одним из путей решения проблем является снижение плотности бурового раствора.

Наличие в разрезе солевых отложений ограничивает возможность снижения плотности бурового раствора на водной основе. Системы РУО вследствие необходимости применения органоглины и минерализованной дисперсной фазы не позволяют получить столь низкие плотности бурового раствора.

Поэтому для решения проблемы бурения интервалов с низким коэффициентом аномальности разработана на системе «Полибур-Турбо».

Особенностью данной системы является низкая плотность, равная 0,85 г/см^3, которая представляет собой РУО с низким содержанием водной фазы 5/95. Дисперсионная среда представляет собой угелеводородорастворимую жидкость 4-го класса опасности. В качестве структуообразователя использованы органические компоненты на основе растительных составляющих.

Для предупреждения поглощений предусмотрено применение кольматационных пачек. Система позволяет производить борьбу с проявлением пресного и минерализованного флюида путем закачки быстросхватывающихся полимерных составов.

Для бурения зон АВПД система позволяет произвести утяжеление до плотности 2,20 г/см^3. При этом особенностью данной системы является возможность произвести флокуляцию раствора для дальнейшей очистки от твердой фазы. Таким образом, система раствора «Полибур-Турбо» позволяет произвести переход с плотности 0,85 г/см^3 до 2,20 г/см^3 и дальнейшее снижение плотности до 1,02 г/см^3 без изменения типа бурового раствора.

 

Ноздря В.И., Полищученко В.П., Царьков А.Ю., Вишнякова Е.В., Роднова В.Ю., Курдюков А.В.

Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России

Добавить комментарий


Защитный код
Обновить


Anti-spam: complete the taskJoomla CAPTCHA