1.4. Водопроявления

Водопроявления связаны с локальностью аномальных пластовых давлений. Основные признаки водопроявления:

- вспенивание бурового раствора;

- коагуляция раствора в начальный период, вплоть до нетекучего;

- повышение показателя фильтрации;

- снижение величины рН (щелочности);

- снижение плотности раствора;

- самопроизвольный перелив скважины при отсутствии циркуляции;

- при циркуляции раствора после остановки более чем на 2 часа выход на дневную поверхность из зоны проявления пачки чистой воды.

Эффективным методом предупреждения водопроявлений является повышение плотности бурового раствора. Но в большинстве случаев повышение плотности до требуемой величины становится невозможным из-за наличия выше и ниже проявляющего пласта поглощающих пластов.

Как показал опыт работы и промысловые исследования, наиболее эффективным методом предотвращения водопроявлений является гидроструйная кольматация водоносного пласта. В связи с тем что он залегает в интервале 800-

1200 м, где в буровом естественном растворе содержание твердой фазы недостаточно, то вскрытие водоносного пласта осуществляют без кольматации.

Однако в последующем, в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) включают гидроструйный кольмататор с двумя насадками. В процессе спуска бурильной колонны осуществляют кольматацию со скоростью 40-50 м/час, после чего доспускают до забоя и осуществляют бурение скважины с одновременной кольматацией. После завершения долбления с кольмататором, в процессе подъема производят повторную гидроструйную обработку сеноманских отложений с той же скоростью 40-50 м/час, что обеспечивает надежную кольматацию водопроявляющего пласта. В таблице 1.2 приведены режимы промывки при бурении с применением наддолотного кольмататора.

Необходимо отметить, что применение кольмататора при бурении продуктивного пласта является эффективным профилактическим мероприятием, предотвращающим нефтегазопроявления и поглощения в гранулярных коллекторах.

В случае, если при водопроявлении резко ухудшилось качество бурового раствора (кратное увеличение показателя фильтрации и сильное коагуляционное загустевание), рекомендуется раствор обработать НТФК в количестве 0,07-0,15 % от количества бурового раствора.. При этом происходит снижение показателя фильтрации и структурно-механических характеристик. После этого необходимо осуществить кольматацию водопроявляющего пласта и привести параметры раствора до требуемых совместной обработкой НТФК и полимерами.

Таблица 1.2. Режим промывки при бурении с применением наддолотного кольмататора

Тип забой-ного двига-теля	Диаметр долота, мм	Пода-ча бур. насо-сов, л/с	Кольмататор			Диаметр насадок долота, мм	Давле-ние в насад-ках Р, МПа	Общее давле-ние в стояке, МПа
			к-во наса-док	dn, мм	q, л/с
Д2-172	190,5	24	2	7	7,6	8-8,8	7,0	16,0
ЗТСШI-172	190,5	24	2	7	5,0	9-11-13	3,0	19,0
ДЗ-172	190,5	32	2	7	5,4	12-13-13	3,5	14,0
ДЗ-172	215,9	32	2	8	7,6	10-12-13	4,0	14,0
А7-ПЗ	215,9	28	2	8	6,6	9,5-11,5-14	3,0	16,0
А7Ш	215,9	28	2	8	5,4	11-14-15	2,0	16,0
ЗТСШI-195	215,9	32	2	8	5,4	11-15-15	2,0	14,0
УЗД-195	215,9	28	2	8	7,1	9-10-14	3,5	15,0
ДI-ТЛ195	215,9	32	2	8	6,6	11,5-13-14	3,0	14,0
ЗТСШI-195ТЛ	215,9	42	2	11	12,4	13-14-14	3,0	19,0