Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта. Свойства, назначение, примеры. Основная задача при бурении скважин-минимизировать загрязнение призабойной зоны

Для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора:

-состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;

-состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки;

-в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт;

-соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;

-фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть;

-водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;

-плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.

Требованиям, обеспечивающим высокое качество вскрытия продуктивных пластов, удовлетворяют растворы на углеводородной основе (РУО). Использование РУО позволяет практически полностью исключить снижение нефтепроницаемостипризабойной зоны скважины, поскольку несущей фазой этих растворов являются углеводороды, по физико-химическим свойствам родственные углеводородному флюиду, насыщающему продуктивный пласт, и, следовательно, не образующие при их взаимодействии малоподвижных смесей, блокирующих поровое пространство призабойной зоны скважины.

Ориентировочный состав отечественного РУО:

(из расчета на приготовление 1 м3 раствора при соотношении углеводородная среда/вода 50/50)

углеводородная среда, л - 480

водная фаза, л - 520

эмультал, кг - 15-25

органобентонит, кг - 15-20 Безглинистый буровой раствор на основе полисахаридов (крахмал, ПАЦ, при необходимости- биополимер), ПАВ и ингибирующих добавок имеет низкие значения показателя фильтрации (при dР= 0, 7 МПа Ф=2, 0-6, 0 см3), технологически необходимые для проводки горизонтальных скважин и скважин с большим углом наклона структурно-реологические характеристики (n=11, 5-23, 0 мПа•с; т0=57, 0-150, 0 дПа, Gel10c/10мин=3, 5-12, 0/5, 0-24, 0 lb/100ft2; СНС1/10= 0, 4-1, 2/ 0, 5-2, 4 Па); оптимальные псевдопластичные свойства (коэффициент «n» =0, 4-0, 48) и низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции «К»=0, 31-1, 15); при этом буровые растворы имеют низкие значения коэффициента трения (Ктр = 0, 05 - 0, 15), фильтрат бурового раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (0, 75-0, 95 мН/м).