1.5. Поглощения

Причиной поглощений является существенное превышение давления столба раствора в скважине над пластовым давлением. В ряде случаев причиной поглощений является наличие в породе больших пустот, крупных трещин или тектонических разломов.

В некоторых случаях, при прочих равных условиях, возникновение поглощений предопределяется свойствами бурового раствора. Прежде всего в этом плане следует отметить коркообразующие свойства бурового раствора. Если буровой раствор не образует плотной и прочной корки на стенке проницаемого пласта, то при других одинаковых обстоятельствах здесь намного выше вероятность возникновения поглощения.

С другой стороны, очень важной характеристикой бурового раствора, влияющей на возникновение и интенсивность поглощения, являются реологические свойства. Бесструктурный раствор, обладающий нулевыми или близкими к ним значениями статического и динамического напряжения сдвига, не задерживается в каналах проницаемого пласта и может продвигаться в пласте на очень большие расстояния. В то же время раствор, обладающий необходимой величиной статического напряжения сдвига (СНС) и динамического напряжения сдвига τ₀, в процессе движения по пласту, благодаря свойству приобретать с уменьшением скорости движения структурную прочность, может проникнуть только на определенную глубину. После этого при данном избыточном давлении бурового раствора его продвижение в пласте прекращается, следовательно, прекращается поглощение.

Поглощения подразделяют по интенсивности ухода раствора в пласт на следующие виды:

1. слабые – когда из скважины выходит намного меньше раствора, нежели закачивают в скважину;

2. сильные – когда из скважины выходит намного меньше раствора, нежели в нее закачивают или раствор из скважины не выходит, но уровень раствора в скважине держится на устье;

3. катастрофические – когда раствор из скважины не выходит (потеря циркуляции) и уровень раствора в скважине снижается до глубины 200 м и более в зависимости от условий возникновения поглощения.

Исходя из изложенного, следуют проводить мероприятия, направленные на предотвращение и ликвидацию поглощений. К таким мероприятиям следует отнести:

1. снижение плотности бурового раствора до требуемой (номинальной) величины, регламентируемой горно-геологическими и технологическими условиями;

2. приведение величины реологических параметров бурового раствора до технологически необходимых значений : n < 0,4; η^'₁₀₀ = 20-35 МПа·с ; η ≤ 3-

10 МПа·с; τ > 15-40 дПа; СНС≈20-30/25-40 дПа; m ≥ 4-5 с^-1.

Регулирование реологических характеристик бурового раствора можно осуществлять двумя способами :

- изменением соотношения воды, коллоидной фазы и полимера, т. е. обработкой раствора водой, высококачественным бентонитом и соответствующими добавками полимера и сульфанола;

- частичной коагуляцией раствора добавками пластовой воды (1,5-3 м³) или раствора хлористого кальция (20-40 кг). Раствор кальция желательно вводить через 200-литровую бочку, растворяя в ней 20 кг хлористого кальция. Этот способ более быстрый и менее трудоемкий.

При возникновении поглощения необходимо поднять бурильную колонну на 10-12 свечей от забоя и, не восстанавливая циркуляции, выдержать два часа. За это время в приемных емкостях обработать раствор, доводя его реологические характеристики до рекомендуемых выше. После этого восстановить циркуляцию. Если циркуляция восстановилась полностью, продолжают спуск, восстанавливая циркуляцию через 2-3 свечи. Если циркуляция восстановилась частично, то осуществляют спуск бурильной колонны до забоя, скважину промывают до момента попадания обработанного раствора в зону поглощения и оставляют скважину в покое на 1,0-1,5 часа. После этого, прокачав еще 15-20 м³ раствора, наблюдают за выходом циркуляции. Если циркуляция восстановилась полностью, продолжают углубление скважины.

Если выход раствора из скважины не восстановился до исходного, то необходимо принять одно из двух решений:

- если объем раствора достаточный, то необходимо при частичном поглощении пробурить весь поглощающий интервал, после чего повторить операцию подъема бурильной колонны на 10-12 свечей выше кровли этого интервала, выдержку скважины без циркуляции и дальнейший спуск с промежуточными промывками. В 80-90 % случаев после этих операций поглощения прекращаются. При продолжении поглощения в зону поглощения закачивают пачку низко-пластичного раствора объемом 4-10 м³. Этот раствор готовят на основе раствора с добавлением бентонита и хлористого кальция. Параметры раствора: условная вязкость (УВ)–нетекучая, СНС > 200 МПа. Плотность и показатель фильтрации не регламентируются;

- если объем раствора в приемных емкостях недостаточный, бурильную колонну приподнимают на 10-12 свечей выше кровли поглощающего пласта, прекращают циркуляцию и пополняют объем бурового раствора путем завоза его с других кустов, либо путем заготовки его из бентонитового глинопорошка.

При возникновении катастрофических поглощений в сильно трещиноватых породах либо зонах тектонических нарушений инструмент поднимают из скважины, спускают в зону поглощений "голый" конец и закачивают в скважину быстросхватывающуюся вязко-пластичную смесь с волокнистым наполнителем (кордовое волокно, нитронное волокно и др.).

Если поглощающий пласт является водоносным, то целесообразно закачивать в его зону нефтебентонитовую смесь, приготовленную в массовом соотношении: нефть – часть, бентонит – 2-2,5 части. Смесь готовят в мернике цементировочного агрегата.

Использование для ликвидации поглощений наполнителей (древесных опилок, различной шелухи и т.д.) не рекомендуется, так как они, попадая в зазоры между торцевыми частями турбинок, приводят к полному торможению вала турбобура и необходимости его замены. Кроме того, в дальнейшем требуются большие затраты времени для полной очистки раствора от этих добавок.

В случае когда интервал поглощения заведомо известен, эффективным (кроме снижения плотности раствора и придания ему требуемых реологических характеристик) является бурение данного интервала с одновременной гидроструйной кольматацией.