96

Тема 7. Осложнения при бурении скважин

Осложнениями называют нарушения нормального процесса бурения, обусловленные геологическими причинами. Наиболее распространенными осложнениями являются: 1) поглощение бурового раствора;

2) водо-, нефте-, газопроявления;

3) осыпи и обвалы стенок скважины;

4) затяжки и прихваты инструментов в скважине;

5) самопроизвольное искривление ствола скважины.

Осложнения, как болезнь, легче предупредить, чем бороться с их проявлениями. Решающую роль при предупреждении осложнений играет правильный выбор вида промывочной жидкости и параметров ее свойств.

7.1. Поглощение бурового раствора

При строительстве скважины буровики имеют дело с двумя видами флюидов: скважинные (буровые растворы) и пластовые. Процесс бурения идет нормально, если каждый из флюидов остается на своем месте: скважинный - в системе промывки скважины, а пластовый - в пласте. Движение флюидов ΔQ в системе скважина-пласт проиллюстрировано рис. 7.1.

Д

Рис. 7.1. Зависимость ΔQ от р_с

вижение отсутствует, если давление в скважине р_с равно пластовому р_п. Если р_с > р_п, то наблюдаются потери бурового раствора, а если р_с < р_п, то наблюдается приток пластовых флюидов в скважину. Обычно, за исключением особых случаев, бурение ведется при некотором избыточном давлении на пласт, чтобы не допустить притока в скважину, т. е. с некоторыми потерями бурового раствора. Если потери раствора превышают восполнимые ΔQ_в средствами буровой, то такие потери называют поглощением бурового раствора. Рассматриваются два случая.

Первый случай относится к области р_с > р_гр, где поглощение обусловлено образованием трещин гидроразрыва в стенках скважины. Как правило, имеет место полное (катастрофическое) поглощение, не позволяющее вести бурение. Его предупреждение предусматривается при конструировании скважины, чтобы исключить возможность гидроразрыва.

Второй случай относится к области р_п < р_с < р_гр, где поглощение обусловлено уходом промывочной жидкости в поры и трещины проницаемого пласта. Величина потерь

ΔQ = с(р_с – р_п)^п, (7.1)

где с – параметр, зависящий от вида и величины пористости и проницаемости пласта. Давление р_с в общем случае равно:

р_с = ρgz + Δp, (7.2)

где ρgz – статическое давление бурового раствора; z – высота столба бурового раствора над рассматриваемым сечением скважины; +Δp – приращение давления в результате гидропотерь в кольцевом зазоре при работе насоса или за счет поршневого эффекта при спуске бурильного инструмента; -Δp – снижение давления в скважине при подъеме инструмента за счет поршневого эффекта.

Все поглощения делят на три категории в зависимости от величины ΔQ: малые (ΔQ = 10…15 м³/ч), средние (ΔQ до 60 м³/ч) и сильные (ΔQ > 60 м³/ч). Из формул (7.1) и (7.2) следует, что для профилактики поглощения надо прежде всего минимизировать разность р_с – р_п путем снижения в допустимых пределах плотности ρ бурового раствора и гидропотерь в кольцевом зазоре между стенкой скважины и бурильным инструментом и величину с. Для уменьшения с широко используют инертные наполнители в буровой раствор. Например, в условиях Башкортостана широко применяются древесные опилки.

Если профилактика не дала результатов, то проводят мероприятия по изоляции зоны поглощения. Вначале проводят исследование скважины с целью определения категории поглощения и границ поглощающего горизонта. В случае малых и средних поглощений проводят заливку зоны поглощения специальными тампонажными смесями, например, гельцементными пастами и быстросхватывающимися цементными смесями. Смеси твердеют в каналах ухода жидкости и закупоривают их. Если заливки не дают результата из-за поглощения смеси, как и раствора, то прибегают к перекрытию зоны осложнения обсадными трубами или специальными профильными перекрывателями. Обычно так поступают в случае сильных поглощений (третьей категории).