4. Ингибиторы.

Добавление ингибиторов в буровой раствор уменьшает величину водоотдачи в формацию и предотвращает осыпание в глинистых формациях. При использовании ингибированного бурового раствора очень важно постоянно контролировать состав и поддерживать достаточную концентрацию ингибитора. Для различных формаций используются разные ингибиторы. Например, для KLC - содержащих растворов ингибитором является поташ (К+), для гипсоносных и известковых растворов ингибитором является кальций (Са), для магнезиевых растворов в качестве ингибитора используется магнезия.

Ниже приводятся параметры раствора для скважины с наклоном в 20 град, которая приводилась в качестве примера в разделе 3.1.

Тип бурового, раствора был К-MAG. Причина прихвата была диагностирована как следствие вспучивания стенок скважины и зажим колонны после прекращения прокачки бурового раствора. Вес бурового раствора был увеличен с 9,8 ppg до 12,1 ppg для того, чтобы противодействовать вспучиванию стенок. Содержание поташа, который контролирует водоотдачу раствора формации увеличили с 1000 до 2000 мг/л. Рекомендуемая концентрация К+ составляет 30,000 мг/л для наименее гидратированных глинистых сланцев до 140,000 мг/л для наиболее сильно гидратированных.

После того как произошел прихват на глубине d810 фт., были выполнены ловильные работы. Обсадная колонна была установлена без проблем за один день по прошествии 15,7 суток после прихвата. Установка обсадной колонны с наружным диаметром большим, чем КНБК - является самым надежным способом предотвращения прихвата в такой формации, склонной к вспучиванию как глинистый сланец. Требуемый вес раствора при установке обсадной колонны был 13,1 ppg и содержание поташа было 3500ррт. Если бы буровой раствор с такими параметрами использовали с самого начала при бурении этого участка, то, может быть, удалось бы избежать прихвата.

В этой ситуации лучшим решением было бы увеличение сначала содержания поташа до более разумного уровня, скажем до 60,000 мг/л, и это не заставило бы резко увеличивать вес бурового раствора (с 9,8 до 13,1 ppg) и, тем самым, повышать шансы дифференциального прихвата.

Таблица 7.1

Параметры раствора

дата	тип	Глубина (фт.)	Плотность (ppg)	VIS (sec)	PV (cp)	YP	GEL STR		WL (CC)	Песок (%)
							10s	10m
1	KMAG	b290	9.8	35	7	8	5	18	N3	TR
2	KMAG	C194	10.9	42	13	6	2	7	18	TR
3	KMAG	C808	11.2	40	13	5	2	4	8	0.5
4	KMAG	d528	11.5	45	15	10	3	6	6	TR
5	KMAG	d600	11.5	52	16	12	3	7	6	TR
6	KMAG	d600	11.5	45	16	13	4	11	6	TR
7	KMAG	d600	11.8	42	16	12	3	12	6	TR
8	KMAG	e100	12.1	47	18	13	3	15	4	TR
Аварийные работы
15	KMAG	e100	13.1	45	18	11	2	7	3.6	TR

Дата	Sol Oil H20	ph	Щелочность Pm Pf Mf	CI (mg/L)	Ca (mg/L)			K+ (mg/L)
1	10 0 90	11.5	6.9 0.4 1	26.OK	1000
2	14 0 86	11.2	5.8 0.9 1.9	26.OK	280			1000
3	14 0 86	11.2	6 1 3.9	27.OK	200			1500
4	15 0 85	11.5	5.1 1 3.1	27.OK	160			1500
5	16 0 84	11	4.6 0.8 2.7	27.OK	200			1500
6	16 0 84	11.6	4.8 1.3 4.1	26.OK	160			1500
7	17 0 83	11.3	3 0.8 3.8	26.OK	180			2000
8	18 0 82	11.5	3.5 1.2 4.1	25.OK	180			2000
Аварийные работы
15	21 0 79	11.5	2.8 1 4	24.OK		160	3500