В

2.Визначення, типи, ознаки, характеристика та причини поглинань бурового розчину

Поглинання – це гідродинамічна взаємодія між стовпом рідини у свердловині і пластом, у результаті якої спостерігається поступлення розчину в поглинаючий горизонт з проникністю, яка ускладнює подальше поглиблення свердловини.

Причини поглинань:

• наявність в розрізі свердловини сильно проникних, тріщинуватих порід тощо;

• перевищення гідравлічного (гідродинамічного) тиску над пластовим

, (1.1)

де – тиск в свердловині напроти поглинаючого пласта;

– тиск поглинання.

Є два типи поглинань: повне, часткове

При частковому поглинанні

Q_в≠0; h_д=0; h_с ≥ 0

При повному поглинанні

Q_в=0; h_д>0; h_с > 0

Q_в—витрата бурового розчину що витікає із свердловини

h_д –динамічний рівень бурового розчину в свердловині, тобто рівень при промивці

h_с -- статичний рівень, який встановлюється після зупинки промивки.

Ознаки поглинань;

1. прямі

• рівень розчину в приймальних ємкостях зменшується

• к-ть розчину що входить у свердловину менша за ту що виходить

2. побічні

• швидкість буріння зростає (проходка)

• тиск на стояку зменшується

• винос шламу на віброситах зменшується

• змінюються параметри бурового розчину, особливо тоді коли вище поглинаючого пласта розміщені газові горизонти

52. Визначення, причини та ознаки обвалювання та осипання стінок свердловини.

Обвалювання стінок свердловини – це гідродинамічна взаємодія стовпа бурового розчину зі стінками в свердловині в результаті якої утворюються каверни і руйнуються стінки.

Причини обвалювання та осипання стінок свердловини:

1. Наявність в розрізі свердловини тектонічних порушених порід;

2. Велика фільтрація бурового розчину;

3. Розчинення солей в прошарках глинистих порід;

4. Великі кути падіння гірських порід;

5. Велика вібрація бурильної колони;

6. Велика продуктивність бурових насосів, призводить до ерозії стінок свердловин;

7. Велике рН бурового розчину;

8. Під час буріння спостерігаються простої і низькі показники буріння.

Ознаки обвалювання та осипання стінок свердловин:

Прямі:

1. Збільшується на віброситах кількість вибуреної породи;

2. Розмір частинок породи значно більший, ніж при нормальному бурінні;

Непрямі:

1. Збільшується тиск на усті свердловини, періодично;

2. Спостерігаються постійні проробки при доходженні долота до вибою свердловини;

3. Утворюються каверни у стволі свердловини;

4. Виніс вибуреної породи і очистка бурового розчину погіршується;

5. Спостерігаються періодичні затяжки бурильної колони.

75. Вимоги до тампонажних сумішей та оцінка їх якості при тампонування зони поглинання.

Під час тампонування поглинаючого пласта слід створити непроникний для бурового розчину екран, який має забезпечити подальше буріння і кріплення свердловини без поглинань. Тампонажна суміш у процесі протискування її в пласт має максимально повно витіснити рідину із поглинаючих каналів і заповнити її на певній відстані від свердловини, а після закінчення протискування утворити надійні перекривальні пробки в каналах пласта.

Якість тампонажної суміші характеризується :

- структурно-механічними, реологічними та фільтраційними властивостями ;

- вибірковою адгезією до гірської породи та характером змочування ;

- протидією до розбавлення рідиною в свердловині та пласті ;

- наявністю наповнювача для формування першкод під час течії суміші в каналах пласта для її закупорювання;

- термінами загущення, твердіння і тужавіння.