Малоглинистый раствор для первичного вскрытия нефтяного пласта как суспензия высокоактивной бентонитовой глины, основные способы его приготовления. Знакомство с этапами проектирования технологии бурения нефтяной скважины для Вать-Ёганского месторождения.
Аннотация к работе
Данный проект выполнен на строительство эксплуатационной скважины для условий Вать-Еганского месторождения куст №556.В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, уменьшение растепляющего действия бурового раствора, увеличение выносной способности бурового раствора. При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решать, следующие: предупреждение осыпей и обвалов отложений березовской свиты, предупреждение поглощения раствора и водопроявлений при прохождении отложений Покурская и Новомихаиловская, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты и главная проблема - это сохранение коллекторских свойств объектов добычи. Бурение изпод кондуктора начинается с промывкой забоя буровым раствором, обработанным химическими реагентами, содержащим химические реагенты (структурообразователи, разжижители и т.п.) Углубление скважины на таком растворе продолжается до глубины на 100-150 м выше кровли верхнего нефтеносного горизонта. Низкая пластическая вязкость обеспечивается малым содержанием твердой фазы в растворе, т.е. выбуренная порода не должна переходить в раствор, иными словами, должно быть обеспечено ингибирование системы и должна быть организована хорошая очистка раствора от выбуренной породы. При бурении под кондуктор в Западной Сибири для обработки бурового раствора применяют КМЦ и высокомолекулярные синтетические акриловые полимеры (гипан, унифлок и др.), поскольку акриловые полимеры ингибируют буровой раствор и глинистые отложения разреза, благодаря чему обеспечивают ровный ствол скважины и бурение без осложнений.Стандартная 4-х ступенчатая система очистки при «амбарном бурении».С целью обеспечения полноты удаления выбуренной породы из бурового раствора и регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе, а следовательно, уменьшения объема отработанного бурового раствора (ОБР) при бурении эксплуатационных скважин по данному групповому рабочему проекту планируется осуществлять многоступенчатую систему очистки бурового раствора. Из емкости, расположенной под виброситами, буровой раствор насосами ШН подается в пескоотделители ПГ-50 и после очистки в них от частиц размером 40-60 мкм поступает в активную емкость. Для очистки на центрифуге без химического усиления буровой раствор осевым насосом типа МЕ-80 подается на центрифугу и после очистки по трубопроводу самотеком стекает обратно в емкость.