7.3 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород

Повышенная температура отрицательно влияет на большинство промывочных жидкостей. Свойство некоторых буровых растворов, подвергающихся высокотемпературному нагреву, можно поддерживать лишь ценой существенного увеличения расхода химических реагентов. Ряд промывочных жидкостей полностью теряют способность выполнять свои технологические функции при достижении предельной для них температуры. Забойная температура влияет на выбор типа и состава промывочной жидкости. Учитывать возможное влияние температуры нужно уже при расчленении геологического разреза на технологические интервалы.

Если применять во внимание термостойкость органических реагентов, выпускаемых промышленностью для регулирования свойств буровых промывочных жидкостей, и термостойкость эмульгаторов, применяемых в настоящее время в обращенных эмульсионных растворах, то можно приближенно установить следующие температурные границы:

1. 100 ⁰С – предел термостойкости промывочных жидкостей с конденсированной твердой фазой, хлоркальциевых глинистых растворов, растворов, нитролигнином, игетаном, обращенных эмульсионных растворов, стабилизированных эмульталом.

2. 130 ⁰С – предел термостойкости крахмальных реагентов, известковых глинистых пород.

3. 160 ⁰С – предел термостойкости карбоксиметилцеллюлозы марок КМЦ–500, КМЦ–600, обращенных эмульсионных растворов, стабилизированных солями поливалентных металлов органических кислот окисленного петролатума, предел термостойкости модифицированных лигносульфанатов.

4. 220 ⁰С – предел термостойкости полиакрилатов.

Скважина является «холодной» - температура по всему стволу скважины не превышает 50 ⁰С, следовательно, нет необходимости учитывать температуру горных пород, так как она не влияет на свойства бурового раствора.

7.4 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин

На выбор промывочной жидкости влияют следующие осложнения:

• поглощение промывочной жидкости;

• газонефтеводопроявления;

• нарушение устойчивости стенок скважины, сопровождающиеся обвалами, осыпями, пластическим течением пород в ствол скважины, кавернообразованием;

• затяжки, прихваты бурильной колонны;

• искривление скважины.

Основной причиной поглощений и газонефтеводопроявлений является нарушение условия:

к_а < ρ₀ < к_п

при выполнении каких-либо операций в скважине.

При бурении скважины данное условие выполняется.

Таким образом, возможность возникновения этих осложнений и необходимые условия для их предотвращения уже определены при учете влияния давлений на расчленение разреза. Тем не менее, в практике бурения имеют место случаи, когда при выполнении условия к_а ≤ ρ₀ < к_п происходит проникновение в скважину минерализованной пластовой воды.

Периодическое поступление сильно минерализованной воды в буровой раствор, не опасное с точки зрения возникновения водяного фонтана, может изменить состав дисперсной системы, вызвать нарушение ее агрегативной устойчивости (коагуляцию или коалесценцию). Изменение степени минерализации может послужить причиной необходимости смены вида бурового раствора: пресного глинистого раствора – на минерализованный, глинистого раствора – на комбинированную систему: гидрогель – глинистый раствор и т.п.

Поглощения промывочной жидкости различной интенсивности приурочены к кавернозно-трещиноватым зонам карбонатных отложений: от частичных 3-10 м³ до полной потери циркуляции. Интервалы по скважине, где были отмечены возможные поглощения промывочной жидкости, приведены в п.4. Обвалы стенок связаны с прохождением неустойчивых пород (глин, аргиллитов, глинистых сланцев) и возможные газонефтеводопроявления отмечены в также в п.4.