37. Глушение скважины - метод «бурильщика»

При использовании метода бурильщика поступившие в скважину пластовые флюиды полностью вымываются без изменения плотности бурового раствора, затрубное пространство и бурильные трубы заполняются буровым раствором одинаковой плотности; следовательно, по давлению в затрубном пространстве в этом случае можно точно судить о забойном давлении. 

Этот метод называется так, потому, что им может пользоваться персонал, незнакомый с особо сложными операциями по управлению скважиной. Метод бурильщика не универсален, но применим во многих ситуациях.

Преимущества этого метода:

• Простота применения;

• Возможность незамедлительно начать работы по управлению скважиной.

• Отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по крайней мере, на начальном этапе.

Недостатки метода:

• Значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной колонны.

• Повышение значения давления как в скважине, так и наземном оборудовании.

• Продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее двух циклов циркуляции. Первый цикл - вымыв газовой пачки, второй цикл -непосредственно глушение скважины

38. Регулирование параметров промывочной жидкости для предупреждения осложненийи аварий при бурении.

За 40-50 м до вскрытия зоны поглощения на скважине проводят подготовительные мероприятия: если бурение велось на технической воде, то осуществляют переход на промывку забоя глинистым буровым раствором, после чего (а также если бурение осуществлялось ранее с применением глинистого раствора) регулируют физико-химические свойства бурового раствора с учетом нижеприведенных рекомендаций.

С целью обеспечения минимума гидравлических потерь в затрубном пространстве и достаточной несущей способности бурового раствора устанавливают его оптимальные структурно-механические свойства:

Указанные параметры бурового раствора получают путем его химической обработки (с помощью кальцинированной и каустической соды, КССБ, КМЦ).

В зависимости от содержания активной (глинистой) фазы устанавливают первоначальные параметры бурового раствора:

• структурная вязкость в диапазоне (3,7 - 6,3)  10^-3 ПаС;

• динамическое напряжение сдвига – (1,5 - 8,3)  10^-7 МПа.

Все указанные параметры бурового раствора определяются при периодическом контроле в лаборатории.

Плотность бурового раствора выбирается с учетом горно-геологических особенностей бурения и из условия бурения скважины в режиме минимально допустимой репрессии при выполнении различных технологических операций (бурение, промывка, СПО и др.).

С учётом обеспечения долива (в объёме поднятых бурильных труб) скважины во время подъёма инструмента для условий ОАО «Самаранефтегаз» рекомендовать следующий запас репрессии на зону поглощения по интервалам:

0 –1000 м – 10 % пластового давления;

1000 –2500 м – 5 % пластового давления;

свыше 2500 м – 3 % пластового давления.

Если вышележащие водоносные или нефтеносные пласты имеют более высокий коэффициент аномальности, то запас репрессии подсчитывается относительно этих пластов.

Показатель фильтрации бурового раствора при бурении в зонах поглощения выбирается с учетом геологических условий и должен быть не более (8 - 12)  10^-6 м³/ 30 мин.