Поглинання бурового розчину

Під поглинанням розуміються неконтрольований процес відтоку роз­чину в природні або штучно створені канали у стінках сверд­ловини.

Поглинання приводить до безповоротної втрати бурового(цементного) розчину в навколишніх породах і є одним з основних видів ускладнень.

У ряді випадків витрати часу на його ліквідацію доходять до 25-30 % від загального часу на буріння свердловини.

Основна причина поглинань – перевищення тиску в свердловині над тиском пласта і наявність каналів відходу бурового розчину. Поглинання може відбуватися як по природних каналах, так і по штучних, таких, що виникають в результаті гідророзриву пласта.

Поглинання можуть викликатися наступними причинами:

•розбурювання природно тріщиноватих порід;

•невідповідність властивостей розчину (густина, в'язкість, СНЗ) конкретним умовам буріння свердловини;

• наявність значних втрат тиску в кільцевому просторі (надмірна продуктивність насоса, незначний зазор між бурильною колоною і стінками свердловини, звуження свердловини, утворення сальників і т.д.);

• дуже висока швидкість спуску бурильної колони в процесі СПО з отриманням надмірного тиску в свердловині;

• надмірний тиск в свердловині унаслідок дуже швидкого запуску насосів з буровим розчином(при великих значеннях СНЗ);

• невідповідність конструкції свердловини прохідним породам (помилка при виборі конструкції свердловини).

Основні ознаки поглинання наступні:

• пониження рівня розчину в приймальних ємкостях в процесі буріння;

• пониження рівня розчину в свердловині під час різних технологічних процесах(при зупинках, бурінні, СПО, ліквідації НГВП, випробуванні продуктивних горизонтів, кріпленні свердловини та ін.).

Допоміжні ознаки поглинання:

• збільшення механічної швидкості буріння свердловини;

• можливе зменшення тиску на викиді бурових насосів;

• можливі провалювання бурильного інструменту в процесі буріння свердловини.

По інтенсивності поглинання підрозділяються на:

• часткові поглинання,коли частина розчину виходить на поверхню, а частина йде в навколишні породи (зменшення витрат на виході з свердловини в порівнянні з продуктивністю насоса).

Динаміч­ний і статичний рівні розчину при цьому на гирлі свердловини не знижуються;

• повні поглинання - повна втрата циркуляції (тобто рівень розчину в процесі буріння близький до устя), але статичний рівень на гирлі може бути відновлений шляхом до­ливання розчину або води в затрубний простір;

• катастрофічні поглинання- поглинання, при якому неможливо встановити статичний рівень розчину на гирлі (рівень розчину близький до вибою).

Негативні наслідки від поглинання:

• можливі прихвати бурильного інструменту (обсадної колони) за рахунок перепаду тисків (між пластовим та гідростатичним);

• можливі осипання та обвалювання гірських порід;

• можливі НГВП;

• можливе звуження стовбуру свердловини (особливо при текучості солей).

7.4. 1 Методи дослідження поглинаючих горизонтів

Ефективне попередження і ліквідація поглинань можливі тільки у тому випадку, коли відомі будова пласта, його потужність, місцеположення і інтенсивність поглинання. Ці дані можуть бути отримані шляхом непрямих і прямих досліджень. Серед непрямих методів найбільш поширені наступні:

- дослідження в процесі буріння (геолого ‑ технічні дослідження);

- геофізичні дослідження;

- гідродинамічні дослідження.

Дослідження в процесі буріння

Розтин зони поглинання бурового розчину і її загальна характеристика можуть бути визначені вже в процесі буріння.

Для цього необхідно:

- спостереження за зміною механічної швидкості буріння;

- спостереження за рівнем розчину в свердловині і приймальних місткостях;

- дослідження керна і шламу;

- проведення спеціальних гідравлічних досліджень.

При бурінні в тріщинних породах, тобто там, де можливі поглинання або прояви, механічна швидкість зростає, причому по величині цього зростання можна судити про величину розкриття тріщин. Так, наприклад, при розмірах тріщин близько 5 мм механічна швидкість зростає удвічі, а при розкритті тріщин 10 мм спостерігаються провали інструменту.

Визначення інтенсивності поглинання в процесі буріннянайточніше може бути здійснене шляхом виміру кількості закачаного розчину, та розчину що виходить з свердловини, за допомогою диференційних витратомірів. При зупинках процесу буріння необхідно через певні проміжки часу проводити виміри рівня розчину в свердловині. За швидкістю зниження цього рівня, званого динамічним, можна судити про інтенсивність поглинання. Після того, як цей рівень стане постійним (статичний рівень), можна визначати тиск пласта. Ці спостереження дозволяють судити про ефективність використовуваних способів ліквідації поглинань.

Дослідження представницького керна та шламу дозволяє визначити практично всі характеристики прохідних порід, проте сам відбір керна займає достатньо багато часу.

Гідравлічні дослідження в процесі буріння здійснюється за допомогою так званого індикатора зон поглинання. З його допомогою можна визначити межі поглинаючого горизонту. Індикатор містить два пакери, що з’єднані між собою заглушеною знизу трубою. На бічній поверхні труби між пакерами є отвір. Індикатор опускається в свердловину на колоні бурильних труб. При закачування бурового розчину пакери розкриваються, а розчин через отвір виходить в затрубний простір. У зоні поглинання тиск нагнітання розчину залишається низьким, а вище і нижче за цю зону – істотно збільшується.

Геофізичні методи дослідження поглинаючих горизонтів

Точніше визначення глибини залягання, потужності і інших характеристик поглинаючих горизонтів може бути зроблено геофізичними методами. Окрім стандартних методів – мікрокаротаж, електричний, радіоактивний, акустичний каротажі, які дозволяють визначити загальну характеристику порід і флюїду, для вивчення зон поглинання використовується і специфічні методи.

До їх числа відносяться:

− витратометрія;

− термометрія;

− резистивиметрія.

Суть витратометрії полягає у визначення витрати (швидкості) руху рідини по всій довжині стовбура свердловини

При термометрії вимірюється температура бурового розчину по стовбуру свердловини за допомогою електротермометра.

При резистивиметрії визначається електричний опір рідині, що знаходиться в свердловині. Заздалегідь робиться контрольний вимір, а потім в свердловину нагнітається солона вода, яка доходить тільки до зони поглинання. Електроопір солоної води нижчий, ніж у рідини, що знаходиться в свердловині, що і фіксується резистивиметром.

За допомогою резистивиметрії можна визначити положення і потужність зони поглинання і без нагнітання рідини. В цьому випадку після того, як встановлюється статичний рівень рідини в свердловині, робиться контрольний вимір. Далі в свердловину опускається контейнер з сіллю і вся рідина засолюється. Відразу ж після цього робиться другий контрольний вимір.

Гідродинамічні методи дослідження поглинаючих горизонтів

Знання меж зони поглинання дозволяє визначити місце ізоляційних робіт, проте вибір способу ліквідації поглинання залежить від властивостей фільтрацій порід, вигляду і розмірів каналів відходу бурового розчину. Ці дані можуть бути отримані з використанням гідродинамічних досліджень поглинаючих горизонтів. Метою таких досліджень є побудова так званих індикаторних кривих (діаграм) – залежності тиску Р рідини в свердловині від витрати Q.

Прямі методи дослідження поглинаючих горизонтів

Найбільш точна будова поглинаючих горизонтів може бути визначено за допомогою прямих методів.

До їх числа відносяться:

- фотографування свердловини;

− візуальне дослідження стінок свердловини зануреними телевізійними камерами;

- обстеження стінок свердловини спеціальним друком.

Фотографуванняможливе тільки в прозорій рідині і відсутності глинистої кірки на стінках свердловини. Для отримання кругових фотографій стовбура під об'єктивом фотокамери ставиться дзеркальний конус.

Телевізійні системи свердловин дозволяють проводити спостереження як в прозорій, так і непрозорому (акустичне телебачення) середовищу.