Способы борьбы с поглощениями в процессе вскрытия зоны поглощения

Традиционные способы предупреждения поглощений основаны на уменьшении перепадов

давления на поглощающий пласт. Если вместо снижения перепада давления на пласт увеличить вязкость путем добавления закупоривающих материалов, бентонита или других веществ, интенсивность поглощения будет изменяться обратно пропорционально увеличению вязкости.

Практически, если регулировать параметры раствора, вязкость можно изменять лишь в

сравнительно узких пределах. Предотвращение поглощений путем перехода на промывку

раствором с повышенной вязкостью 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 поглощающие пласты, неразрывно связано с глубоким изучением и разработкой методов проводки скважин при равновесии в системе скважина - пласт. Буровой раствор, проникая в поглощающий пласт на определенную глубину и загустевая в каналах поглощения, создает дополнительное препятствие на пути движения буровому 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 сопротивления зависит от структурно-механических свойств раствора, размеров и формы каналов, а также от глубины проникновения раствора в пласт.

Эффективным мероприятием по предотвращению поглощения бурового раствора является

введение в циркулирующий буровой раствор наполнителей. Цель их применения состоит в

создании тампонов в каналах поглощения. Эти тампоны служат основой для отложения

фильтрационной (глинистой) корки и изоляции поглощающих пластов.

При отсутствии данных о размерах зерен и трещин поглощающего горизонта применяют смеси

волокнистых с пластинчатыми или зернистыми материалами, целлофана со слюдой,

волокнистых с чешуйчатыми и зернистыми материалами, а также при смешивании зернистых

материалов: перлита с резиной или ореховой скорлупой. Лучшей смесью для ликвидации

поглощения при низких давлениях является высококоллоидный глинистый раствор с добавками

волокнистых материалов и листочков слюды. Волокнистые материалы, откладываясь на стенке

скважины, образуют сетку. Листочки слюды укрепляют эту сетку и закупоривают более крупные каналы в породе, а поверх всего этого образуется тонкая и плотная глинистая корка.

Способы ликвидации поглощений после вскрытия скважиной поглощающего интервала. Газоводонефтепроявления. Их причины. Признаки поступления пластовых флюидов. Классификация и распознавание видов проявлений.

Эта группа способов основанных на закупоривания каналов в поглощающем пласте т.е уменьшения проницаемости К или σ и m. Все способы этой группы реализуются двумя путями:

1) Закупоривание поглощающих каналов тампонажными смесями (БСС, ВТП).

Объемы от 1-100 м3.

2) Перекрытием поглощающих интервалов специальной непроницаемой оболочкой (перекрывателями, колонной и т.д.) сопровождающихся часто

потерей диаметров скважины. Это минус. 2 группа более радикальная. Диаметром скважины буровик должен дорожить.

При поглощении жидкость (промывочная или тампонажная) течет из скважины в пласт, а при

проявлении наоборот – из пласта в скважину. Причины поступления: 1) поступление в скважину в месте с выбуренной породы флюид содержащих пластов. В этом случае не обязательно выше и ниже давление в скважине по сравеннию с пластовым; 2) если давление в скважине ниже пластового, т.е. имеет место депрессия на пласт основные причины возникновения депрессии т.е снижения давления на пласт в

скважине следующие: 1) не долив скважины промывочной жидкостью при подъѐме инструмента. Необходимы обязательно устройство для автодолива в скважину; 2) снижения плотности промывочной жидкости из за ее вспенивания (газирования) при соприкосновение жидкости с воздухом на поверхности в желобной системе, а также из-за обработки п.ж ПАВ. Необходима дегазация (механическая, химическая); 3) бурение скважины в несовместимых условиях. На схеме два пласта. Для первого пласта характерно Ка₁ и Кп₁; для второго Ка₂ и Кп₂. первый пласт должны бурить на растворе ρ_0,1 (между Ка₁ и

Кп₁), второй пласт ρ_0,2.

Невозможно вскрывать второй пласт на растворе с плотностью для первого пласта, так как будет его поглощения в во втором пласте; 4) резких колебаний гидродинамического давления при остановки насоса, СПО и др. работах, усугубляемых повышением статического напряжения сдвига и наличие сальников на колонне;

5) заниженная плотность п.ж принятой в техническом проекте из за плохого знания фактического распределения пластового давления (Ка), т.е геология района. Эти причины больше относятся к разведочным скважинам; 6) низкий уровень оперативного уточнения пластовых давлений путем прогнозирования их в ходе углубления скважины. Не использования методов прогнозирования d-экспоненты, σ (сигма) - экспонента и.т.д; 7) выпадения утяжелителя из бурового раствора и снижения гидравлического давления. Признаки поступления пластового флюида являются: 1) повышения уровня циркулирующей жидкости в приемной емкости насоса. Нужен уровнемер; 2) из раствора, выходящего из скважины на устье выделяется газ, наблюдается кипение раствора; 3) после остановки циркуляции раствор продолжает вытекать из скважины (скважина переливает); 4) резко поднимается давление при неожиданном вскрытие пласта с АВПД. При поступление нефти из пластов ее пленка остается на стенках желобов или течет поверх раствора в желобах. При поступления пластовой воды, изменяются свойства п.ж. Плотность ее обычно падает, вязкость может снизится, а может и увеличиться (после поступления соленой воды). Водоотдача обычно увеличивается, изменяется рН, электрическое сопротивление обычно снижается.

Классификация поступления флюидов. Она производится по сложности мероприятий необходимых для их ликвидаций. Подразделяются на три группы: 1) проявление - неопасное поступление пластовых флюидов, не нарушающие процесс бурения и принятую технологию работ; 2) выброс – поступление флюидов которые можно ликвидировать только путем специального целенаправленного изменения технологии бурения имеющимися на буровой средствами и оборудованием; 3) фонтан – вступления флюида, ликвидация которого требует применения дополнительных средств и оборудования (кроме имеющихся на БУ) и которая связана с возникновением в системе скважина-пласт давлений, угрожающих целостности о.к., устьевого оборудования и пластов в незакрепленной части скважины.