Лекция 5. ПОГЛОЩЕНИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ПОГЛОЩЕНИЙ

При бурении скважин довольно часто наблюдается случаи потери циркуляционной бурового раствора.

Уход бурового раствора в пласт в объеме, превышающем естественную убыль раствора в процессе бурения скважины, называют поглощением бурового раствора.

Потери бурового раствора при строительстве скважин – один из наиболее тяжелых и распространенных видов осложнений, требующих значительных затрат времени и средств на их ликвидацию.

Поглощение может произойти только в том случае, если давление в столба раствора в скважине превысит предельное давление в пласте, и он начнет принимать раствор.

Возникновение и интенсивность поглощения зависит от геологических и технологических факторов.

К геологическим факторам относятся:

1) наличие в разрезе скважины пластов с трещиноватыми коллекторами;

2) наличие во вскрываемом разрезе нескольких пластов с резко отличающимися давлениями;

3) наличие дренированных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями.

Технологическими факторами являются:

1) вид и параметры бурового раствора, особенно повышение плотности, СНС и коэффициента тексотропии.

2) Создания избыточного давления на пласт при высокой скорости спуска колонны труб или при создании резкого давления на буровой раствор для восстановления его циркуляции, а также за счет пуска буровых насосов с их высокой подачей.

3) Неперекрытие обсадной колонной поглощающих горизонтов.

4) При частичном поглощении во время бурения буровой раствор перенасыщается твердой фазой: на забое образуются скопления шлама, что способствует сальникообразованию, затяжкам и прихватам колонны труб.

Классификация зон поглощений.С целью систематизации мер профилактики и ликвидации погло­щений в зависимости от тяжести (интенсивности) осложнения разработаны и применяются различные классификации поглоще­ний. В них в качестве критериев приняты: интенсивность погло­щения Q (в м³/ч); коэффициент интенсивности поглощения с = Q/ (в м³/ч*МПа); коэффициент удельной приемистости < (в м³/(ч*МПа * м²)); раскрытие трещин б (в мм); число тампони­рований; затраты времени на тампонирование (в ч) и т. д. Все известные классификации имеют либо региональное, либо отрас­левое значение, и поэтому для других условий они играют скорее информационную роль при выборе методов, которые ориентиро­вочно могут быть использованы в конкретном случае.

Бурильщик на практике оценивает интенсивность поглоще­ния при углубке скважины по количеству теряемой (поглощае­мой) промывочной жидкости. Если жидкость не выходит на поверхность при максимальной подаче бурового насоса, фиксиру­ется полное или катастрофическое поглощение. Последнее оце­нивается по расстоянию установившегося уровня столба промы­вочной жидкости от кровли поглощающего пласта. В табл. 5.1 приведена классификация поглощений, в основу которой поло­жен фактический расход (потери) промывочной жидкости на 1 м бурения, а также интенсивность поглощения, оценивае­мая в процентах от максимальной подачи промывочной жид­кости буровым насосом в процессе углубки скважины. В ней же даны рекомендуемые методы профилактики и ликвидации по­глощений.

Таблица 5.1 Классификация поглощений, методы профилактики и ликвидации поглощений промывочной жидкости

Группа погло­щения	Поглощение	Мероприятия
Удельные потери раст­вора, /m	% от подачи насоса
I	<0,1	Умеренное, <5	Замена воды глинистым раствором, за­качивание воды (раствора) в скважину до восстановления циркуляции
II	0,1-0,2	Частичное, 5-30	Регулирование свойств раствора (сниже­ние плотности, повышение динамической вязкости, увеличение водоотдачи); огра­ничение скорости спуска бурового ин­струмента, плавное восстановление цир­куляции после остановки процесса про­мывки; ограничение предельного статиче­ского напряжения сдвига; применение растворов с недиспергированной твердой фазой, отверждаемых растворов; аэрация растворов, применение сжатого воздуха, пен
III	0,2-0,3	Среднее, 30-60	Применение растворов с повышенными структурными свойствами, высокой водо­отдачей, недиспергированной твердой фазой, аэрированных, с наполнителями (волокнистыми, пластинчатыми, чешуй­чатыми, зернистыми, гранулярными и т. п.); задавливание соляробёнтонито-вых растворов; применение сжатого воз­духа, пен, эжекторных и эрлифтных сна­рядов
IV	0,3-0,4	Полное, 60-100	Применение растворов с наполнителями, закачивание гипсовых и цементно-гип-совых растворов, использование различ­ных паст, БСС, затирка БСС в стенки скважины
V	>0,4	Полное и ка­тастрофиче­ское, >100	Задавливание различных паст, БСС с на­полнителями и без них; тампонирование; задавливание и затирка смесей различных вяжущих материалов (естественных иис­кусственных), доставляемых в зону по­глощения в разрушаемых капсулах; смо-лизация; битумизация, торпедирование; замораживание; намывание песка; уста­новка в скважине специальных эластич­ных оболочек (сетчатых или тканевых из синтетических материалов) с последу­ющим цементированием; установка труб «впотай», обход осложненной зоны новым стволом скважины; бурение скважины без выхода промывочной жидкости на поверхность и др.

Признаки поглощения подразделяются на прямые и косвенные. Прямые признаки, как правило, видимые. Во время циркуляции бурового раствора в этом случае наблюдается уменьшение количества выходящего из скважины раствора и уменьшение его в приемных емкостях. Однако прямые признаки не всегда четко проявляются. Их трудно заметить, если одновременно во вскрытой части разреза работают два пласта: один поглощает буровой раствор, а из второго с более высоким пластовым давлением выделяются вода, нефть или газ.

Косвенные признаки проявляются в виде: провалов бурильной колонны или увеличением механической скорости проходки; ухудшением выноса шлама; зависания и заклинивания бурильной колонны в отдельных интервалах; изменения плотности бурового раствора, его свойств и состава ионов.

При частичном поглощении во время бурения буровой раствор перенасыщается твердой фазой: на забое образуются скопления шлама, что способствует сальникообразованию, затяжкам и прихватам колонны труб.

Опыт проводки скважин показывает, что в большинстве случаев поглощения легче предупредить, чем ликвидировать. Поэтому вопрос предупреждения поглощения бурового раствора уделяется особое внимание.

При бурении скважин бурильщик и его помощники должны знать глубины залегания поглощающих горизонтов и предполагаемую их интенсивность, а также должны быть проинструктированы по соответствующим правилам ведения работ.

В вопросах предупреждения поглощений первостепенное место занимает регулирование давления на поглощающие пласты. С целью ограничения роста давления в затрубном пространстве выше допустимых норм по геолого-техническому наряду необходимо:

не допускать превышения нормы увеличения плотности и реологических параметров бурового раствора;

своевременно вводится в буровой раствор смазывающие добавки (нефть, СМАД, ОЖК, ОЗГ) и контролировать их содержание в растворе;

не допускать резких посадок инструмента при спуске его в скважину;

прорабатывать ствол скважины при плавной подаче долота;

бурить зоны предполагаемых поглощений бурового раствора роторным способом с применением шарошечных долот с центральной промывкой и ограничением подачи буровыми насосами промывочной жидкости и механической скорости проходки. Эта предосторожность снизит давление на поглощающие горизонты;

прорабатывать ствол скважины при каждом наращиванием инструмента на длину рабочей трубы и добиваться свободного движения инструмента до забоя без промывки и вращения;

восстанавливать циркуляцию бурового раствора одним насосом с одновременным поднятием колонны на длину рабочей трубы и постепенным открытием задвижки на выходе насоса, предварительно разрушив, структура бурового раствора вращением инструмента.

Борьба с частичными поглощениями. При бурении скважины с использованием воды в качестве бурового раствора для борьбы с частичным поглощением переходят на бурение с глинистым раствором. Это способствует снижению интенсивности и часто прекращению частичного поглощения. Хороший эффект этот метод дает при борьбе с частичным поглощением в трещиновато-кавернозных горизонтах. Эффективность увеличивается при добавлении в раствор наполнителя, который снижает проницаемость пород горизонта.

Борьба с полным поглощением бурового раствора. В тех случаях, когда с переходом на новый вид бурового раствора и при работах с растворами, содержащими наполнитель, поглощение не удалось ликвидировать, то в скважину закачивают различные тампонажные материалы, полученных на основании неорганических вяжущих материалов (цемента, гипса и т.д.) полимерных соединений, глинистого раствора с добавками наполнителей и химических реагентов. Успех работы по перекрытию каналов, по которому буровой раствор уходит в пласт, зависит от структурно-механических свойств тампонажных смесей, правильно подобранных рецептур и технологии доставки их в скважину.

К тампонажным смесям, используемых для изоляции зон поглощения, предъявляют следующие требования:

тампонажная смесь должна обладать хорошей текучестью и сохранять ее в течении некоторого времени, необходимого для закачивания и продавливания ее в каналы поглощающего пласта;

плотность смеси должна быть близкой к плотности бурового раствора, что в меньшей степени нарушает равновесие в системе «скважина – пласт»;

сроки схватывания, а также пластическая прочность смеси должна легко регулироваться;

смесь должна сохранять стабильность при температуре и давлении зарегистрированных в скважине;

смесь должна быть устойчивая к разбавлению пластовыми водами;

после закачивания в зону поглощения смесь должна быстро схватываться и приобретать за короткий срок достаточную прочность;

смесь должна быть нетоксичной и недефицитной.

Рекомендуемая литература: Осн. 2.с. 220-224

Контрольные вопросы:

1) Причины потери промывочной жидкости

2) Геологические факторы потери промывочной жидкости

3) Технологические факторы потери промывочной жидкости

4) Классификация зон поглощения

5) Требования к тампонажным смесям