Меншою густиною, ніж густина бурового розчину

► Зменшення тиску в свердловині за рахунок зменшення висоти стовпа бурового розчину:

а) несвоєчасне і неякісне доливання свердловини при підйомі бурильної колони (рисунок 7.10).

Недостатнє заповнення свердловини під час підйому бурильної колони веде до зменшення тиску в свердловині. Для бурильної колони даного діаметру зменшення тиску буде тим значніше, чим менше діаметр свердловини.

Рисунок 7.10 - Несвоєчасне і неякісне доливання свердловини при підйомі бурильної колони

б) поглинання розчину (причини поглинань вказані в розділі 7.4).

Виникнення поглинання бурового розчину − розрив пласта (при розкритті сильно поглинаючих пластів, при високих швидкостях спуску інструменту або його польоті, при неправильному запуску бурових насосів) часто приводить до зменшення висоти стовпа розчину в кільцевому просторі, що може спровокувати НГВП (рисунок 7.11).

Р_пл>Р_гст>Р_погл

Рисунок 7.11 − Розрив пласта

Примітка: Якщо наявність поглинання в пласті приведе до втрати первинного управління в зоні продуктивного об'єкту, знадобиться ліквідовувати поглинання перш, ніж управляти НГВП.

в) ліквідація прихватів колони труб з допомогою таких способів, що грунтуються на зменшенні рівня рідини в свердловині;

г) порушення технології випробовування свердловин випробувачами пластів на трубах;

д) поршнювання внаслідок „поршневого» ефекту” (рисунок 7.12), особливо при наявності сальників.

Поршнювання відбувається за рахунок переміщення бурильної колони в свердловині, в результаті чого в кільцевому просторі виникають втрати тиску. Бурильна колона діє, як поршень. В процесі підйому бурильної колони рідина в кільцевому просторі не може вільно перетікати вниз і, отже, не здатна заповнити “порожній” простір під долотом. Виникає “депресія” під долотом, яка може, у разі наявності під долотом проникної пористої породи, дозволити пластовому флюїду проникнути в свердловину і більш менш заповнити цю “порожнечу”. Інша частина порожнечі може заповнюватися рідиною з бурильних труб, викликаючи зменшення висоти стовпа бурового розчину усередині бурильної колони.

Рисунок 7.12 – Поршнювання

У разі газоносного пласта матиме місце міграція і розширення пластового флюїду в кільцевому просторі в ході підйому бурильної колони. Попадання невеликого об'єму флюїду в свердловину може викликати витіснення значного об'єму бурового розчину з свердловини (коли газ наближається до поверхні, то збільшується в об'ємі), що приведе до сильного зниження вибійного тиску. Тенденція витіснення бурового розчину збільшується при наближенні долота до поверхні. Це явище тим помітніше, чим глибше свердловина і чим більше об'єм пластового флюїду, що поступає. Поршнювання може бути більш менш значним, але відбувається воно як тільки є переміщення бурильної колони в свердловині.

На рисунку 7.13 показані типові форми імпульсів тиску при СПО, одержані з допомогою гли­бинних манометрів, розташованих на нижньому кінці колони труб.

а—спуск із фазами розгону і гальмування; б— спуск із фазами розгону, усталеного руху і гальмування; в—спуск із включеним гідравлічним гальмом; г — піднімання колони труб; д— піднімання з посадкою на клини роторні; р_с, р_тах, p_ml— гідростатичний, максимальний і мінімальний гідродинамічні тиски при виконанні операцій

Рисунок 7.13 − Типові форми імпульсів тиску при СПО

Для бурових розчинів, які характеризуються в'язкопружними властивостями зі значним часом релаксації, зменшення тиску наприкінці операції може призвести до надходження флюїду із високопроникних пластів у свердловину.

Характерні розподіли швидкостей течії рідини при осесиметричному переміщенні колони труб у свердловині показані на рисунку 7.14.

а, 6— спуск із закритим і відкритим нижнім кінцем;

в, г — піднімання із закритим і відкритим нижнім кінцем

Рисунок 7.14 − Характерні розподіли швидкостей течії в'язкопластичної (а, б)