ний скважин (ГИС), обычно применяемых в комплексе с ги­ дродинамическими методами: термометрии, "меченых" или "контрастных" жидкостей, расходометрии и др.

Однако применение вышеперечисленных методов ГИС для определения интервалов поглощений бурового раствора тре­ бует предварительного извлечения на поверхность бурового инструмента, т.е. непроизводительного простоя скважины и замедления процесса определения. Для устранения этих недо­ статков разработан способ определения интервалов поглоще­ ния бурового раствора без подъема бурового инструмента на поверхность.

При обнаружении поглощения БР бурение приостанавли­ вают и проводят следующие операции:

в колонну бурильных труб в скважину спускают на каро­ тажном кабеле подсоединенный к его токопроводу измери­ тельный электрод и регистрируют изменение электрического потенциала колонны (ЭПК) по всему стволу скважины между ним и электродом сравнения (производят фоновый замер из­ менений ЭПК);

после герметизации устья скважины закачивают под дав­ лением буровой раствор через буровой инструмент;

сразу же после закачки бурового раствора в скважину снижают создаваемое в ней давление и повторно регистри­ руют в буровом инструменте кривую изменения ЭПК по всему стволу скважины;

зону поглощения бурового раствора определяют против аномалии на повторно зарегистрированной кривой ЭПК2, которая отсутствовала на фоновой кривой ЭПК,.

2.3. ИЗУЧЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СТВОЛАХ

Гидравлическое давление в скважине при вы ­ полнении различных технологических операций в ходе буре­ ния (спуск и подъем бурильной колонны, восстановление циркуляции, расхаживание турбобура в скважине, промывка и др.) постоянно изменяется. Значение изменения этого дав­ ления зависит от ряда факторов (скорости движения буриль­ ной колонны, ее компоновки, конструкции скважины, по­ казателей бурового раствора и др.). Поэтому одной из ос­ новных причин осложнений (поглощений) в скважине являет-

ся превышение гидравлического давления в скважине над критическим его значением или снижение по сравнению с ним. В первом случае происходит гидравлический разрыв горных пород, во втором — возникают нефтегазоводопроявления.

Известно несколько эмпирических и аналитических ф ор ­ мул для определения гидродинамического давления в скважи­ не при движении колонны бурильных или обсадных труб.

Е.Х. Кларк показал, что изменение забойного давления значительно зависит от степени заполнения колонны. Так, при спуске 178-мм обсадной колонны длиной 3050 м в сква­ жину диаметром 222 мм в случае заполнения колонны только на 10 % гидродинамическое давление достигает примерно 36 МПа а при заполнении колонны на 100 % — не превыша­ ет б МПа.

Н.А. Гукасов и А.М. Пирвердян предложили приближен­ ную формулу для определения гидродинамического давления на стенки скважины при движении колонны бурильных или

Считают, что формула (2.41) дает удовлетворительное сов­ падение с более точной формулой Н.А. Гукасова для диапа­ зона условий

^2- = 0 -ИО"2; — = 0-5-5-10'2; г. = 0,4-0,7- W V,

А.К. Козодой и В.С. Федоров гидродинамическое давление

но

Рис. 2.8. График изменения плотнос­ ти в зависимости от температуры и давления:

а - пресной воды; б - насыщенного раствора NaCl; в - дизельного топ­ лива

влияние температуры доминирует над влиянием давления; плотность раствора с глубиной уменьшается (см. рис. 2.8).

В связи с этим изменение давления Ар в интервале увели­ чения глубины АЯ для однородной жидкости плотностью р можно представить в виде формулы

Выбрав значения для Др(р, Т) (см. рис. 2.8) можно рассчи­ тать изменение давления Ар по интервалам АЯ от устья до забоя и, прибавляя их, получить забойное давление.

Для бурового раствора, приготовленного из различных жидкостей с разными коэффициентами сжимаемости и рас­ ширения, расчет следует вести на основе материального ба­ ланса различных компонентов.

Можно считать, что вся твердая фаза, находящаяся в бу­ ровом растворе, не сжимается.

Уравнение для определения гидростатического давления имеет вид:

(2.51)

где т, л, к — объемная доля соответственно твердой фазы, соленой воды и дизельного топлива в наземных условиях, %; рт, Рв. РА — плотность твердой фазы, соленой воды и дизельного топлива соответственно; рВ|, рД1 — плотность соле­ ной воды и дизельного топлива в z-м интервале соответствен­ но.

Тогда действительное давление на глубине Я, определяется из следующего выражения:

Если иметь в виду, что на некотором интервале глубины скважины можно допустить линейное изменение р(£, р), то получим

(2.53)

где р, — гидростатическое давление на глубине Я,; р,+1, р, — плотность бурового раствора, рассчитанная соответственно для глубин Я 1+1 и Я,.

При определении изменения плотности бурового раствора по стволу скважины необходимо знать характер изменения температуры. Для бурового раствора, долгое время не цирку­ лирующего в скважине, его температура сравнивается с тем­ пературой пласта. В этом случае достаточно знать геотер­ мальный градиент разбуриваемых горизонтов.

Для циркулирующего бурового раствора температура его в нижней части ствола будет ниже пластовой и зависит от та­ ких факторов, как пластовая температура, геометрия ствола, глубина, скорость потока, температура на устье, коэффици­ енты сжимаемости и расширения и др.

На рис. 2.9, а показаны температурные профили для трех различных глубин: 1500, 4600 и 7500 м. Температурный гради­ ент (ТГ) пласта, принятый равным 4°С/100 м, показан пунк­ тирной линией. На рис. 2.9, б приведены результаты для трех температурных градиентов на глубине 7500 мм. На рис. 2.9

О

S 1500 - 1

Рис. 2.0. Графики изменения температуры бурового раствора при промывке с подачей насоса 10 л/с в зависимости от глубины (а) и температурного гра­ диента на глубине 7500 м [б):

1 - 1500 м; 2 - 4600 м; 3 - 7600 м; V - ТГ = 2 °С/100 м; 2 - ТГ = 3 °С/ 100 м; 2 - ТГ = 4 °С/100 м

стрелками показано направление циркуляции. Стрелки, на­ правленные вниз, показывают, что буровой раствор в бу­ рильной колонне холоднее, чем в затрубном пространстве (стрелки направлены вверх). Буровой раствор в скважине глубиной 1500 м почти не нагревается, поэтому можно при­ нять, что влияние температуры на плотность бурового рас­ твора на небольших глубинах почти не сказывается. Темпе­ ратура бурового раствора на больших глубинах сама по себе высокая и значительно меняется в зависимости от наличия или отсутствия циркуляции. Температура бурового раствора, например, на глубине 7500 м при циркуляции равна 221 °С, а при длительном отсутствии циркуляции она поднимается до пластовой, до 300 °С.

Динамическую температуру для учета ее влияния на плот­ ность можно рассчитать с достаточной для этого случая точ­

температура бурового раствора на выходе из скважины.

На рис. 2.10 приведены результаты расчетов изменения плотности бурового раствора и забойного давления для сква­ жины глубиной 7500 м. При расчетах принят характер изме­ нения температуры, показанный на рис. 2.9 при подаче насо­ са 9 и 19 л/с.

Буровой раствор на водной основе имеет на поверхности

ив

Рис. 2.11. Графики изменения забойного давления при неподвижном буро­ вом растворе:

1 - фактическое забойное давление; 2 - расчетное гидростатическое давле­

ние

В течение первого часа после остановки циркуляции наблю­ дался “пилообразный" рост давления. Забойное давление по­ высилось от 62,6 до 64,0 МПа. Внутренние сжимающие на­ пряжения, обусловленные изменением температуры, перио­ дически снижались и потом вновь возрастали. Характер снижения напряжений носил вид “разрыва" в жидкости, об ­ ладающей возрастающей во времени прочностью. В дальней­ шем наблюдалось плавное снижение забойного давления, ког­ да темп изменения температуры по стволу значительно сни­ зился, преобладающее влияние стали оказывать другие ф ак­ торы.

На рис. 2.12 показано изменение забойного давления по­ сле спуска инструмента до глубины 3661 м при проведении различных операций на той же скважине. При восстановле­ нии циркуляции и промывке в течение 1 ч (участок ВГ), когда давление на насосных агрегатах достигало 16,0 МПа, забой­ ное давление повышалось до 99,5 МПа, а затем постепенно снижалось до 96,0 МПа.

Фактическая составляющая гидростатического давления при отсутствии движения жидкости и труб значительно отли­ чается от расчетной и зависит не только от температурных колебаний, наличия газа в растворе (или его пробе для изме­ рения плотности), но и от характера проводимой операции, после которой прекращается движение жидкости.

Фактическое забойное давление оказалось выше расчетно­ го гидростатического после спуска труб или остановки насо-

Рис. 2.12. График изменения забойного давления во времени при различных операциях в скв. № 17-Кузнецовская:

БВ - остановка; ВГ - восстановление циркуляции и промывка; ГД - отсое­ динение манометра; ЕЖ - восстановление циркуляции; ЖЗ - создание из­ быточного давления; ЗИ - подъем труб; ИК - восстановление циркуляции; КМ - создание избыточного давления; МН - спуск труб; НО - подъем труб

са и ниже после прекращения подъема труб. Разница эта обусловлена длительностью релаксационных напряжений, возникающих в первом случае под действием сжимающих усилий, т.е. сжимаемости жидкости, а во втором — ее рас­ тяжения. Зафиксированное растяжение столба бурового рас­ твора, вызванное подъемом инструмента, в данном случае колебалось от 2,5 до 4,0 МПа.

Разница между фактическим и расчетным забойным дав­ лением после спуска инструмента составила 2,7 МПа, из них только 0,7 МПа может быть отнесено за счет наличия газа в пробе бурового раствора. Остальная часть (2,0 МПа) обуслов­ лена длительностью релаксации напряжений, в данном случае напряжения сжатия, возникающего при движении труб.

Опрессовка, или создание избыточного давления, в трубах показала, что в вязкопластичных жидкостях с высокИми структурно-механическими свойствами давление с устья не полностью передается на забой.

Фильтрация жидкой фазы бурового раствора в хорошо проницаемые пласты также приводит к растяжению стоДба бурового раствора.

Измерения забойных давлений в скважинах, вскрыв#1™ хорошо проницаемые пласты, показывают, что через не" сколько десятков минут гидростатическое давление стано#ит" ся почти равным пластовому при сохранении положе#™ уровня бурового раствора на устье скважины.

(Л.С. Лейбензон, А.М. Пирвердян, С.М. Тарг и др.), в резуль­ тате была получена формула

_ 4\lllLr ________1_______

(2.60)

Л2 (l + r2) l n - - ( l - f 2)

где Я„ R2 — соответственно радиус трубы (внешний) и сква­ жины; \i — динамическая вязкость; 1 — длина колонны труб; щ — скорость движения колонны труб; г — внутренний ра­ диус бурильных труб.

Н.А. Гукасов предложил упрощенную формулу, в которой

где т0 — динамическое напряжение сдвига; TI — структурная вязкость.

Сопоставление расчетов по приближенной формуле (2.61) и по точной системе уравнений показало, что погрешность не превышает 12 %.

Для расчета гидродинамического давления может быть ис­ пользована формула Дарси — Вейсбаха. Скорость восходя­ щего потока определяют в зависимости от степени открытия колонны труб. Для закрытого конца или с одновременной промывкой

где v — средняя скорость перетока жидкости в закрытом пространстве, инициируемая движением труб; ит — скорость перемещения колонны труб — со знаком “плюс" при подъе­

ме и со знаком "минус" при спуске; dH, dB — соответственно наружный и внутренний диаметр труб; D — диаметр скважи­ ны.

Значение рд| полученное со знаком "минус", указывает на то, что давление под долотом снижается до значения ниже гидростатического, а рА со знаком "плюс" указывает на его превышение.

Так как и спуск, и подъем инструмента совершаются с переменной скоростью, то помимо сил вязкостного трения необходимо учитывать инерционные силы.

Давление, обусловленное изменением скорости перемеще­ ния труб, определяют по формуле

at

где — — изменение скорости во времени (ускорение). dt

При расчете инерционной составляющей при спуске труб принимается во внимание характер разгона в зависимости от характеристики буровой установки и веса колонны труб в жидкости с учетом отношения площади сечения труб и пло­ щади кольцевого пространства скважины.

Известны инерционные "поправки" Я.М. Расизаде, Н.А. Гукасова; инерционную составляющую оценивают так, как это принято при определении давления гидравлического удара, возникающего вследствие резкого изменения скорости дви­ жения труб, а следовательно, и жидкости в затрубном прост­ ранстве скважины

где св — скорость распространения возмущения по затрубному пространству; Дцт — изменение скорости движения труб; 5Т, 5 — площадь сечения соответственно кольца трубы и затрубного пространства.

Знак "минус" соответствует случаю подъема колонны, т.е. под долотом давление снижается ниже гидростатического давления столба бурового раствора; знак "плюс" — при спу­ ске колонны.

Использовать для расчетов формулу (2.66) можно в том случае, если учитывать, что изменение скорости движения труб соответствует времени распространения ударной волны по затрубному пространству.

Так как буровые растворы тиксотропны, то для преодоле-

ния статического напряжения сдвига на поверхностях, огра­ ничивающих кольцевое пространство скважин, необходимо создать давление, которое определяется по формуле

Знак “плюс" относится к спуску колонны, а знак “ми­ нус" — к ее подъему.

В момент начала или конца движения колонны, когда не­ обходимо преодолеть статическое напряжение сдвига бурово­ го раствора и инерционную силу, гидродинамическую состав­ ляющую под башмаком (долотом) можно определить по формуле

достигнутая за время распространения ударной волны от за­ боя до устья скважины, м/с; v0 “ начальная скорость при равномерном движении колонны труб, м/с.

В качестве "реологической" основы при выводе формулы (2.61) принята бингамовская модель для буровых растворов. Однако большой диапазон скоростей подъема (0,16—1,2 м/с) и спуска колонны труб (0 —4,5 м/с) приводит к различиям в скоростях сдвига %и режимах течения раствора в затрубном пространстве. При небольших скоростях подъема и спуска труб (до 1 м/с) в диапазоне %от 5 до 200 с " 1 наиболее пред­ почтительно для аппроксимации реограммы раствора степен­ ное уравнение. Именно такая скорость движения труб наибо­ лее характерна для скважин, бурящихся на глубинах более 2500 м. Использование бингамовской модели для указанных условий приводит к существенным ошибкам.

И.Н. Гудниным была решена задача с допущением, при котором затрубный канал рассматривался как плоский, полу­ ченный распрямлением кольцевого сечения. Получена следу­ ющая формула для расчета гидродинамического давления для

колонны труб с закрытым концом, движущихся с постоян­ ной скоростью:

Для расчета рАпри открытом нижнем конце колонны труб принято, что уровень жидкости в трубах при подъеме и спу­ ске их находится на устье (что справедливо при соблюдении нормальной технологии подъема инструмента, исключающей возникновение так называемого "сифона"). Тогда формула

ЧУ

Втабл. 2.2 приведены результаты расчетов по формулам (2.61) и (2.70), отнесенные к глубине скважины в 1000 м. Так как наибольшее число осложнений, особенно газонефтеводопроявлений, происходит в скважинах, бурящихся долотом диаметром 216 мм, то в расчет взяты внутренний диаметр обсадной колонны, равный 220 мм, и диаметр бурильных труб — 127 мм.

Здесь же приведены реологические показатели буровых растворов ц и То по бингамовской модели и соответствующие этим же растворам показатели п, к и 0Опо степенной модели. Согласно расчетам по формуле (2.61) можно отметить, что

тировочных расчетах гидродинамического давления в процес­ се подъема бурильной колонны, скорость которой не пре­ вышает указанного значения, можно воспользоваться форму­ лой

Расчеты по формуле (2.72) показывают, что при низких скоростях подъема бурильной колонны влияние 0Она значе­ ние Ар сопоставимо с влиянием п и к .

Анализируя результаты расчетов, можно констатировать, что значение рА по формуле (2.72) выше, чем по формуле (2.61), даже при самых низких скоростях движения буриль­ ной колонны. Без учета 0О значение рА, рассчитанное по формуле (2.61), выше, чем по формуле (2.72) при низких ско­ ростях движения труб, а при скорости 1 м /с характер соот­ ношения сопоставляемых величин меняется на противопо­ ложное, что в общем не противоречит физическому смыслу, заложенному в обе модели течения вязкопластической жид­ кости.

Расчеты, сделанные по формулам бингамовской и степен­ ной моделей для движения труб с открытым и закрытым концом, показали, что разница в значениях рА небольшая и объясняется преобладающим влиянием пластических свойств бурового раствора. При максимальном эксцентриситете рас­ положения бурильных труб в скважине гидродинамическое давление рдэ при спуске может быть на 35 % меньше давления рд* при концентричном расположении колонны в скважине

жет быть примерно в 2 раза больше, чем рАЭ при максималь­ ном эксцентриситете. Это же соотношение верно и для слу­ чая турбулентного режима течения вязкопластической жидко­ сти в кольцевом канале; pM/p Aэ зависит от соотношения вну­ треннего и наружного диаметра труб (dB/d H), эксцентриситета е = 1 — dB/d Hи | = /(р, d„, ц, д). Увеличение значения каж ­ дой из указанных величин приводит к возрастанию р ^ /р Аэ.

Некоторое распространение получили следующие эмпири­ ческие формулы:

Бурхардта

3,6-lya^dl в

Анализируя опытные данные и сопоставляя их с эмпири­ ческими формулами Козодоя, Сукуренко — Бондарева, СеидРзы, а также с формулой Гукасова, В.И. Крылов отмечает, что необходимо учитывать сумму давлений, затрачиваемых на преодоление сил, обусловленных пластичными свойствами бурового раствора рх и гидравлическими сопротивлениями в кольцевом пространстве рп, т.е.

Анализ опытных данных позволил установить, что гидро­ динамическое давление в открытом стволе скважины зависит от скорости спуска бурильной колонны и изменяется по не­ линейному закону. Опытные данные показали, что при спус­ ке труб давление не только повышается, но и снижается ни­ же гидростатического. Такой характер изменения давления можно объяснить только проявлением инерционных сил, ко ­ торые формулой (2.76) не учитываются, что, кстати, не учи­ тывается и большинством других формул.

По формуле (2.76) можно рассчитать только максимальное значение положительной составляющей гидродинамического давления, подставляя в нее значения максимальной скорости спуска труб. Экспериментальные данные В.И. Крылова обра­ батывались с точки зрения оценки отрицательной составля­ ющей гидродинамического давления, и для скоростей спуска 1 —3 м /с была получена следующая зависимость:

Очевидно, что с уменьшением скорости спуска отрица­ тельная составляющая гидродинамического давления снижает­ ся по значению и времени ее существования. Гидродинамиче­ ское давление в открытом стволе скважины зависит от ско­ рости спуска бурильной колонны и изменяется по нелиней­ ному закону.

Согласно результатам исследований и с учетом нелинейно­ сти изменения давления от скорости спуска эмпирические данные были обработаны методом наименьших квадратов по двучленной зависимости

Вэтой зависимости свободный член а указывает на нали­ чие перепада давления при нулевых скоростях. Данное явле­ ние можно объяснить тем, что буровой раствор обладает пластической вязкостью, т.е. его течение подчиняется закону Бингама — Шведова, и формула, описывающая изменение гидродинамического давления, должна содержать член, зави­ сящий от динамического напряжения сдвига.

Впервом приближении свободный член можно определить

по формуле

где а — свободный член, учитывающий влияние динамичес­ кого напряжения сдвига, а также геометрических размеров бурильной колонны и скважины на значение гидродинамиче­

Dc — диаметр скважины; d^, dT — наружный диаметр соот­ ветственно бурильных труб и турбобура.

Так, для одной из скважин а = 13,6 кгс/см 2, что хорош о согласуется со свободным членом в эмпирической формуле. Расчеты для других скважин по значениям тQ, D — d. 4т' также хорошо согласуются с полученными значениями свободных членов соответствующих формул.

Для оценочных расчетов коэффициент Ь можно опреде­

где 10 соответствует выбранной размерности, если удельный

щенным коэффициентом, учитывающим потери как в коль­ цевом зазоре, так и на замках, местных сопротивлениях и АР.

Обработка результатов наблюдений по скважинам позво­ лила кривые Ар — v описать формулами, приведенными в табл. 2.3.

Общая двучленная зависимость, описывающая совокуп­ ность рассматриваемых скважин, может быть определена в общем виде

надежна при расчетах и более обоснована. Степень адекват­ ности найденных моделей может быть оценена по приведен­

где К — модуль объемного сжатия бурового раствора, МПа; 5Н — площадь поперечного сечения по наружному диаметру колонны труб, м2; Vp — начальный (до начала спуска каждой свечи) объем раствора в скважине, м2; Т — время запаздыва­ ния выходного бурового раствора из скважин.

Следует отметить, что изменение реологических свойств бурового раствора от скорости приложения нагрузки во вре­ мя неподвижности бурового раствора, которое имеет место между спусками и подъемами очередных свечей, существенно влияет на точность и правильность определения статического и динамического напряжений сдвига.

Следует учитывать и релаксационные свойства бурового раствора, которые приводят к запаздыванию передачи гидро­ динамического давления на стенку скважины. Максимальное гидродинамическое давление, обусловленное, как правило, неравномерностью движения труб, сохраняется в силу релак­ сационных свойств бурового раствора более длительное вре­ мя, чем время подъема всей свечи. Цементные, глинистые и глиноцементные растворы характеризуются ощутимым вре­ менем релаксации, а добавки полиакриламида увеличивают время релаксации. Время релаксации составляет от несколь­ ких минут до нескольких часов.

Определение давления гидроразрыва пласта. Давление гид­

Рис. 2.15. Схема факторов, обусловливающих снижение гидростатического и гидро­ динамического давлений на стенки скважины

ремычки и хорошо калиброванные мелкие частицы для ее запечатывания. В связи с тем, что такая смесь обладает вы­ сокой водоотдачей, после фильтрации из нее воды в пласте остается тяжелая масса, заклинивающая трещины и укрепля­ ющая пласт.

Для успешной изоляции поглощающего пласта в каждом случае необходимо определить вероятный размер трещин, чтобы образовать перемычку и перейти к проведению следу­ ющих мероприятий. При необходимости повторения заливок каждую последующую заливку следует производить с приме­ нением более крупных закупоривающих материалов. Опти­ мальный набор наполнителей должен включать частицы раз­ личных размеров для создания непроницаемых перемычек.

Доставив порцию такого раствора в поглощающий интер­ вал, закрывают плашки превентора и осторожно задавливают материал в пласт, после чего выдерживают скважину 4-8 ч или до установления постоянного давления.

4.Определение места поглощения и вторичная задавка за­ купоривающих материалов. Значительное число поглощений наблюдается выше башмака колонны. Поэтому после первой или второй неудачной попытки ликвидации поглощения целе­ сообразно определить место ухода раствора.

Выбор метода зависит от конкретных условий и результа­ тов исследования скважины. После установления глубины за­ легания поглощающего интервала повторяют мероприятия, предусмотренные 3-м этапом (закачка под давлением вязких растворов, содержащих закупоривающие материалы).

5.Закачка в поглощающий интервал материалов, включа­ ющих крупные частицы. Если закачка в зону поглощения смесей, содержащих закупоривающие материалы, не дает положительных результатов, не следует продолжать попытки ликвидировать поглощение этими смесями. Необходимо при­ менить более крупный наполнитель. Кроме того, рекоменду­

ется проводить мероприятия, предусмотренные 4-м этапом. 6. Применение закупоривающих материалов, включающих

специально подобранные по форме и размерам частицы. Ес­ ли мероприятия, предусмотренные предыдущими этапами, не дали положительных результатов, следует попробовать под­ нять из скважины буровой инструмент и затем вновь спус­ тить в нее бурильные трубы с открытым концом. Затем при­ готовить смесь, содержащую крупные, угловатые материалы и специально обработанные крепкие частицы максимальных размеров, какие могут быть прокачаны насосами. Следует уделить внимание поддержанию однородности смеси, чтобы

щения, рекомендуется добавлять от 8,5 до 15 кг мелкой слю­ ды и ореховой скорлупы на 1 м3 бурового раствора для заку­ порки микротрещин и предупреждения их развития. Помимо перечисленных рекомендаций по профилактике поглощений предлагаются следующие.

1.Регулирование плотности бурового раствора путем со­ вершенствования очистки его от песка и частиц выбуренной породы с помощью химреагентов, тщательного соблюдения правил химической обработки раствора и его разбавления. Добавление в раствор нефти и при необходимости аэрация его. Бурение с промывкой чистой водой.

2.Регулирование реологических параметров бурового рас­ твора (снижение его вязкости и статического напряжения сдвига (СНС)). Однако необходимо учитывать, что высоко­ вязкие и высококоллоидные растворы способствуют ликви­ дации поглощений в маломощных пластах, сложенных не­ сцементированным материалом.

3.Ограничение скорости спуска инструмента, плавный пуск буровых насосов и недопущение расхаживания инстру­ мента.

4.Улучшение конструкции скважин для избежания воздей­ ствия утяжеленных растворов, применяемых при проходке нижележащих пород, на вышележащие породы.

Указанные мероприятия на практике разрешили многие вопросы, связанные с предупреждением и ликвидацией по­ глощений, сократив их число на 50-90 %. Однако, по мнению

Б.К. Грина, хотя рекомендуемые мероприятия, безусловно, полезны, поглощение бурового раствора все еще является одним из наиболее тяжелых осложнений при бурении сква­ жин.

К.Д. Фримен описывает комплекс мероприятий, разрабо­ танных для предупреждения потери циркуляции при бурении скважин в конкретном районе - бассейне Анадарко (штат Оклахома). В этот комплекс мероприятий входят: обеспече­ ние низкого содержания твердой фазы и низкой вязкости бурового раствора; осторожный, медленный спуск колонны или бурового инструмента; наличие достаточного зазора между бурильными трубами и стенкой скважины.

На месторождении Постл в результате проведения этих мероприятий время бурения каждой скважины сократилось в среднем на 5 сут, а стоимость бурового раствора - на 75 %. Такие же удовлетворительные результаты были получены и при бурении скважин на соседнем месторождении.

Вращая обсадную колонну для разрушения образовавшего­

ся геля и постепенно увеличивая подачу насосов, снижают давления на пласты в момент возобновления циркуляции до минимума. Когда циркуляция восстановлена, можно перехо­ дить к цементированию колонны.

Опыт показал, что лучшим средством борьбы с поглоще­ ниями является введение в скважину вместе с буровым рас­ твором твердых частиц (например, диатомовой земли). Диа­ томовая земля вводится в скважину в буровой раствор с мак­ симально возможной водоотдачей, так как эффективность метода зависит от быстроты фильтрации воды и, следова­ тельно, образования твердой пробки. Технология ликвидации поглощения с помощью диатомовой земли предусматривает следующую последовательность операции:

1)определение местоположения зоны поглощения;

2)приготовление 1,6 м3 закупоривающего раствора, состо­ ящего из 0,01-0,16 м3 известняка (для максимального увеличе­ ния водоотдачи), 14,3 кг диатомовой земли на 1 м3 раствора, 42,9 кг аттапульгитовой глины на 1 м3 раствора и 34-43 кг закупоривающих материалов (волокнистого и гранулирован­ ного) также на 1 м3 раствора;

3)спуск в скважину бурильных труб до установки их кон ­ ца в кровле зоны поглощения;

4)заполнение бурильных труб закупоривающим раство­

ром;

5)закачка в бурильные трубы 3,2-4,8 м3 бурового раствора для вытеснения из них закупоривающего раствора со скоро­ стью 5-10 л/с;

6)прекращение закачки бурового раствора и выдержка в течение 20-30 мин;

7)продолжение процесса вытеснения закупоривающего раствора с периодическими остановками для заполнения скважины;

8)закрытие превентора и продолжение закачки бурового раствора с большей скоростью, при этом давление в затрубном пространстве поддерживается на уровне 7-21 атм в тече­ ние 20-30 мин, до полной ликвидации поглощения;

9)возобновление бурения.

Главное преимущество диатомовой земли - быстрота при­ готовления рабочей смеси. Из каждых 42,6 кг, добавленных к воде, можно получать 1,6 м3 готовой к употреблению жидкой смеси с высокой водоотдачей.

На месторождении Постл для борьбы с поглощениями применяют также раствор на нефтяной основе.

Н. Стейн сформулировал общие требования, которым

ющие пласты при низких и высоких пластовый давлениях, при низких и высоких температурах;

11) необходимо надежно закупоривать ж е с т к и ^ трещины, гравийные отложения и высокопроницаемые объекты;

12) эффект изоляции пласта не должен з а в и с е 'гь от степе­ ни и характера минерализации пластовых вод.

Эти требования следует иметь в виду при разработке со ­ ответствующих методов и материалов и их сравнительной оценке. Следует также отметить, что эти требования не при­ менимы в тех случаях, когда поглощения связан^ с карсто­ выми пустотами больших объемов, наиболее эффективная изоляция которых может быть проведена с помощью спуска промежуточной колонны или хвостовика.

Рекомендации по предупреждению поглощений, разрабо­ танные многими отечественными и зарубежными исследова­ телями, сводятся к следующему:

1. Регулирование свойств буровых растворов. Регулирова­ ние плотности бурового раствора за счет применения совер­ шенной очистки его от песка и частиц выбуренной породы. Использование буровых растворов с низким содержанием твердой фазы, с низким предельным статическим напряже­ нием сдвига и с низкой вязкостью приводит к снижению дав­ ления при спуске и подъеме труб.

Давление в раствор нефти и наполнителей с целью сниже­ ния его плотности и увеличения закупоривающей способнос­ ти. Аэрация бурового раствора. Бурение с промывкой забоя технической водой, где позволяют геологические условия.

2. Регулирование скорости спускоподъемных операций и других технологических операций, проводимых в скважине (скорость проработки, промежуточные промывки и восста­ новление циркуляции и др.).

3.Определение оптимального зазора между бурильными трубами и стенкой скважины. За счет этого уменьшаются перепад давления в затрубном пространстве и возможность сужения ствола скважины.

4.Изменение конструкций скважин с целью избежать воз­ действия утяжеленных растворов на необсаженную часть горных пород, склонных к гидроразрыву.

Таким образом, профилактические меры по предупрежде­ нию поглощений сводятся в основном к регулированию свойств буровых растворов и соблюдению технологических правил проводки скважин, направленных на снижение давле­ ния на стенку скважины.

Закономерности давления бурового раствора в поглощаио-

щем пласте позволяют оценить сущность способов преду­ преждения поглощения и борьбы с ними. Если принять, что скорость движения v бурового раствора со структурной вяз­ костью т| в пласте с проницаемостью к характеризуется за­ коном Дарси

то возможный выбор действий по предупреждению поглоще­ ний и борьбе с ними определяется активным изменением пе­ ременных, входящих в эту формулу.

Традиционные способы предупреждения поглощений ос­ нованы на уменьшении перепадов давления на поглощающий пласт или изменении к /т) фильтрующейся жидкости. Если вместо снижения перепада давления на пласт увеличить вяз­ кость путем добавления закупоривающих материалов, бенто­ нита или других веществ, интенсивность поглощения будет изменяться обратно пропорционально увеличению вязкости, как это следует из формулы (2.86). Практически, если регули­ ровать параметры раствора, вязкость можно изменять лишь в сравнительно узких пределах. Предотвращение поглощений путем перехода на промывку раствором с повышенной вяз­ костью возможно только при условии разработки научно обоснованных требований к этим жидкостям, учитывающих особенности течения их в пласте.

Совершенствование приемов предупреждения поглощений, основанных на снижении перепадов давления на поглощаю­ щие пласты, неразрывно* связано с глубоким изучением и разработкой методов проводки скважин при равновесии в системе скважина - пласт.

Буровой раствор, проникая в поглощающий пласт на оп ­ ределенную глубину и загустевая в каналах поглощения, со­ здает дополнительное препятствие на пути движения бурово­ му раствору из ствола скважины в пласт. Свойство раствора создавать сопротивление движению жидкости внутри пласта используют при проведении профилактических мероприятий с целью предотвращения поглощений. Сила такого сопротив­ ления зависит от структурно-механических свойств раствора, размеров и формы каналов, а также от глубины проникно­ вения раствора в пласт.

Известны аналитические и эмпирические зависимости, ис­ пользуемые для определения глубины 1 проникновения буро­ вого раствора в гранулярные коллекторы (типа галечников, гравелитов и крупнозернистых песчаников).

v - скорость фильтрации; г - средний радиус пор).

В той же работе данное явление объяснялось действием характерных нормальных напряжений в сужающихся и рас­ ширяющихся поровых каналах при течении вязкоупругой жидкости.

Установлено, что вязкоупругие жидкости являются опти­ мальными буровыми растворами при прохождении зон по­ глощения. При прокачивании таких жидкостей в затрубном пространстве возникают малые сопротивления, причем эти жидкости одновременно обладают высокой вязкостью при движении в сужающихся частях поглощающих каналов. Бла­ годаря этому интенсивность поглощения снижается как вследствие высокого сопротивления при движении растворов в пласте, так и вследствие уменьшения давления на поглоща­ ющий пласт.

Растворы полимеров при движении в пористой среде об ­ ладают способностью уменьшать приемистость породы в ре­ зультате адсорбции и механического улавливания полимера породой.

К числу полимеров, оказывающих сильное влияние на по­ движность в пористой среде, следует отнести полиакрилами­ ды, полиоксиэтилен, сульфат поливинилового спирта и дру­ гие. Все указанные полимеры при слабых концентрациях придают жидкости вязкоупругие свойства, благодаря чему возникает дополнительное сопротивление при фильтрации ее в пористой среде. При движении вязкоупругих жидкостей в каналах с большим эффективным сечением сопротивление резко возрастает по степенному закону, что приводит к уменьшению глубины проникновения в эти каналы и более равномерному заполнению пор в приствольной зоне скважины.

Повышение скорости закачки вязкоупругих жидкостей также дает положительные результаты, так как глубина их проникновения с ростом интенсивности закачки не может сильно увеличиваться вследствие роста вязкости по степен­ ному закону. Последнее особенно важно, поскольку при движении структурированных вязкопластичных смесей, обла­ дающих высокой тиксотропией, при больших скоростях продавливания разрушается их структура, что приводит к снижению вязкости.

Е.А. Лебедевым установлено, что чем меньше поперечный размер каналов, которыми представлена зона поглощения, и

чеМ выше показатели структурно-механических свойств бу­ рового раствора, заполняющего эти каналы, тем большие перепады давления требуются для выдавливания раствора. С течением времени прочность структуры раствора нарастает, и д\я выдавливания раствора перепад давления необходимо

увеличивать.

Следовательно, начавшийся уход раствора в мелкотрещи­ новатые или крупнозернистые гранулярные пласты можно остановить, закачав большое количество бурового раствора с высокими значениями напряжения сдвига и выдержав его в пласте в статическом состоянии в течение нескольких часов.

Основой для способа активного воздействия на характер течения жидкости в призабойной зоне поглощающего пласта мо^сет служить явление фазовой проницаемости в пористой

среДе - Сущность явления фазовой проницаемости состоит в уве­

личении сопротивления движению подвижной фазы в порис­ той среде, заполненной многокомпонентной смесью. При движении жидкости в пористой среде на значение проницае­ мости (для движущейся жидкости) влияет присутствие других жидкостей в поровом пространстве пласта, даже если они остаются неподвижными. Если в поглощающем пласте при­ сутствует несколько жидких или газообразных фаз, термин "проницаемость" должен быть связан с какой-либо отдельной фазой.

На рис. 2.17 показано изменение относительной, или ф а­ зовой, проницаемости для воды и нефти в песчаном коллек­ торе в зависимости от фазового состава водонефтяной смеси

впороде.

Вслучае течения жидкости или газа в тройной системе ти ­ па нефть — вода — газ, заполняющей пористую среду, кри ­ вые фазовой проницаемости нефти имеют характер, отра­ женный на рис. 2.18.

При определенном процентном соотношении фаз в поро­ де можно добиться практически полной непроницаемости

при движении одной из жидкостей, заполняющих пласт (см. рис. 2.17, 2.18). Так, для водонефтяных смесей в пласте при водонасыщенности до 0,3 порового пространства кривые ф а­ зовой проницаемости для воды сливаются с осью абсцисс. Для тройных смесей типа вода — нефть — газ, насыщающих поглощающий пласт в призабойной зоне, при 40 % воды, 30 % нефти и 30 % газа проницаемость для воды составляет примерно 3 % от исходной.

Таким образом, модель, характеризующая движение жид-