Vi. II поглощение бурового раствора.

        Поглощение – уменьшение объема циркулирующего бурового раствора или снижение уровня в скважине при остановке.

Поглощение бурового раствора происходит в результате превышения суммарного давления (гидростатического и гидродинамического) над пластовым.

          При бурении скважин поглощение бурового раствора может вызвать ряд других осложнений. К ним относятся: обрушение стенок скважины, газонефтеводопроявления, прихваты бурильной колонны, неудачные цементирования, смятие обсадных колонн и др.

Дополнительное гидродинамическое давление обусловлено скоростью спуска бурильной или обсадной колонны, вязкостью и статическим напряжением сдвига бурового раствора, скоростью и характером течения жидкости в кольцевом пространстве при восстановлении циркуляции, промывках и цементировании.

В зависимости от величины превышения давления, параметров бурового раствора и свойств пласта, поглощение может быть различной интенсивности, а именно:

- частичное поглощение – без прекращения циркуляции;

- полное поглощение – с прекращением циркуляции, но без падения уровня жидкости в скважине;

- катастрофическое поглощение – с падением уровня жидкости в скважине

Ликвидация поглощения осуществляется путем технологических остановок, снижения перепада давления или путем ввода наполнителей или закупоривающих смесей.

Ниже приводятся рекомендации по ликвидации и предупреждению поглощений.

1. До вскрытия поглощающего горизонта на буровой необходимо иметь:

- запас химически обработанного бурового раствора в объеме скважины (с учетом объема ЦС) такой же плотности, как в скважине;

- глинопорошок – 10т, утяжелитель – 50-100 т, нефть, цемент, наполнитель, запас необходимых химреагентов для обработки раствора в объеме скважины;

- исправные приспособления для быстрой заготовки бурового раствора – смесительную воронку, БПР и т.д.

2. За 50 м до входа в поглощающие пласты буровой раствор должен иметь минимально допустимую плотность. При бурении слабосцементированных песчаников, песков и галечников в верхних интервалах, буровой раствор должен иметь повышенную вязкость, в пределах 60-120с по СПВ-5. Для осложнений, где величины пластовых давлений не могут быть определены с достаточной точностью, плотность бурового раствора для предупреждения осложнений выбирается по фактическим данным ранее пробуренных скважин.

3. Для снижения плотности бурового раствора (аэрации) производить добавки нефти, ПАВ и пенообразующих реагентов (ССБ, КССБ и др.), а для повышения вязкости – бентонитовой глины и других реагентов по рецепту лаборатории буровых растворов.

4. Запрещается изменять проектные параметры бурового раствора без согласования с руководством управления буровых работ.

5. Отклонение от указанной в ГТН величины плотности бурового раствора разрешается в пределах не более ± 0,02 г/см3.

6. Чтобы избежать больших колебаний гидродинамического давления в скважине, скорость спуска бурильной колонны за 200 м от кровли поглощающего горизонта должна быть снижена и не превышать 0,7 м/с, а в процессе проработки скважины скорость подачи инструмента не должна превышать 1-3 м/мин.

7. При частичном или полном поглощении без падения уровня жидкости в скважине необходимо поставить в известность руководство ЦИТС и поднять бурильную колонну выше пласта-коллектора в безопасную зону, но не менее 30-35 м от зоны поглощения. При подъеме производить непрерывное заполнение кольцевого пространства с расходом 0,5 м3на одну поднимаемую свечу. Сделать технологическую остановку. Во время технологической остановки наблюдать за состоянием уровня на устье скважины. При проверке свободного перемещения бурильной колонны срывы на «майна» производить плавно.

8. После технологической остановки на 4-8 час восстановить циркуляцию, начиная с малой производительности насоса и произвести снижение плотности бурового раствора по циклу, в допустимых пределах. Допускать инструмент до забоя с промывкой и проработкой интервалов посадок.

9. Если скважина бурилась с помощью турбобуров или сложной КНБК (УБТ с центраторами), то не произведя технологической остановки для ликвидации поглощения бурильную колонну поднять полностью и спустить долото с центральным отверстием без УБТ. Дальнейшие работы проводить согласно п. 8.

10. Если после технологической остановки нормальную циркуляцию восстановить не удалось, в зону поглощения буровым насосом или цементировочным агрегатом закачать 6-10 м3 бурового раствора с наполнителем, при концентрации наполнителя 40-60 кг на 1 м3 тампона.

11. При поглощении бурового раствора с падением уровня необходимо поднять бурильную колонну полностью, с заливкой по 0,5 м3 бурового раствора на 1 поднимаемую свечу, поставив в известность руководство ЦИТС и спустить бурильную колонну без УБТ и долота на 30-35 м выше зоны поглощения. Произвести закачку в поглощающую зону 10-15 м3 гельцементного, бентонитового или цементного раствора с наполнителем (20-30 кг на 1 м3 раствора), или быстросхватывающих смесей, подбирая рецептуру так, чтобы время до окончания работ не превышало 75% от времени начала загустевания смеси. По окончании закачки и продавки быстросхватывающейся смеси необходимо весь инструмент из скважины поднять с заливкой в объеме поднимаемых свечей.

12. Хороший результат при ликвидации поглощения дает закачка нефтебентонитовой или соляробентонитовой смеси, отвердевание которой происходит за счет контакта с пластовой водой. Рецептура и технология закачки НБС приводятся в Приложении №3.

13. После ОЗЦ спустить в скважину долото с центральным отверстием на бурильных трубах до глубины тампонирующей смеси. При спуске производить промежуточные промывки через каждые 200-300 м. Перед восстановлением циркуляции бурильную колонну необходимо вращать ротором, а восстановление циркуляции производить при движении бурильной колонны вверх.

14. За 30-35 м до зоны поглощения начать проработку скважины, при этом расход бурового раствора поддерживать на минимально допустимом уровне.

15. Если поглощение ликвидировать не удалось, то дальнейшее бурение с частичным поглощением или без выхода циркуляции производится по плану, утвержденному главным инженером УБР.

16. В случае, если поглощение произошло при бурении продуктивного горизонта, с падением уровня, необходимо поднять бурильную колонну в башмак или безопасную со стороны прихвата зону с соблюдением мер против проявления и сделать технологическую остановку, во время которой производить заливку скважины через 2-4 часа в трубы и затрубное по 2-3 м3 бурового раствора с плотностью, применявшейся при бурении.

17. Если скважина залилась до устья, закрыть верхний превентер, шаровой кран и задвижки на сброс в амбар, открыть задвижку на гаситель и наблюдать за переливом в течение 4-х часов. Если перелив отсутствует, через 4 часа произвести восстановление циркуляции и промывку скважины, при необходимости со снижением плотности бурового раствора в допустимых пределах. Величина снижения плотности устанавливается главным геологом и главным инженером управления буровых работ. При наличии перелива закрыть задвижки на гаситель, наблюдать за давлением и производить работы по плану, утвержденному главным инженером УБР.