Продолжается отработка технологии бурения мезозойских отложений долотами Ø444,5 мм под колонну Ø339,7 мм.
На этой скважине колонну попытались спустить двумя секциями. Цель - уменьшение веса колонны и упрощение процесса цементирования. В целом эксперимент можно признать технически неудачным, но крайне важным для оптимизации дальнейших работ. Не смотря на то, что первая секция была допущена до забоя, при смывке цемента образовалась огромная зона смешения. Был испорчен весь объем бурового раствора. В довершение, оборвали допускной переводник. Ликвидация аварии существенно задержала работы по скважине.
При этом стыковка секций находилась в открытом стволе, представленной глинистыми юрскими отложениями. Существовала реальная опасность осложнения ствола, связанная с набуханием коллоидальных глин. Ведь в скважине находился пресный буровой раствор, а ввод ингибирующих солей при открытых глинах крайне сложный. Ситуацию спасло то, что нами используется промывочная система на основе реагента AbramiX®. Даже без добавок солей, ее ингибирующие свойства очень высокие, что позволяет сохранять устойчивость как пластичных глин, так и обломочных аргиллитов. Если бы в мы использовали какую-то другую систему - наверняка были бы проблемы.
Работы у нас, все равно, добавилось! В процессе ведения аварийных работ контроль усилили, а параметры раствора поддерживали в строгом соответствии с проектом. Перед спуском колонны предусмотрели дополнительные мероприятия, направленные на улучшение проходимости компоновок по стволу скважины.
Все обошлось! Ствол удержали. Аварию ликвидировали. Вторую секцию допустили и зацементировали. Приступаем к переводу скважины на полимер-ингибированный буровой раствор ПИБР-2М и бурению следующего интервала.
Основной вывод! Колонну Ø339,7 мм необходимо спускать одной секцией. Такой подход будет применяться на всех последующих скважинах.
ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА С НИЗКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ ПЕРЕД СПУСКОМ ВТОРОЙ СЕКЦИИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ:
- плотность – 1,13 г/см3;
- условная вязкость – 30 с;
- СНC – 5/10 дПа;
- пластическая вязкость – 19 мПа*с;
- ДНC – 24 дПа;
- фильтрация – 6,5 см3/30 мин;
- КТК – 0,13;
- общая минерализация – 1-2%;
- рН – 12
