Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях (доклады и сообщения). Том 2, страница 7

значений. Этим объясняется прекращение в ряде случаев таких осложнений, как прихваты, резкое сокращение интенсивности по­глощений через определенное время после вскрытия проницаемых горизонтов. При этом даже оказывается возможным некоторое утя­желение циркулирующей жидкости, поглощавшейся в свежевскрытых, незакольматированных интервалах при меньшей плотности. В процессе проводки скважин на Уренгойском месторождении такие закономерно­сти имеют место.

Однако естественная кольматация не может надежно гаран­тировать закупоривание пород по всему открытому стволу скважины, так как этот процесс практически не управляем. Воздействие диф­ференциальных давлений в скважине при циркуляции и СПО могут превышать необходимую для эффективной кольматации величину или быть недостаточными. Следует отметить, что наличие филь­трационной корки на поверхности пород является препятствием для их кольматации. Поэтому наиболее эффективна установка коль-матационных насадок в долоте или в наддолотном переводнике. При этом процесс кольматации реализуется до образования зна­чительной фильтрационной корки на проницаемых породах.

При использовании утяжеленных буровых растворов нема­ловажным условием профилактики осложнений является ограничение прочности структуры бурового раствора во времени и, соответственно, уменьшение импульсов давлений в скважине при восстановлении циркуляции и в процессе СПО.

Резервом уменьшения структурной прочности стабилизирован­ных утяжеленных буровых растворов до минимума является их способность при плотности 1,8x10 3 кг/м и более удерживать во взвешенном состоянии частицы утяжелителя при очень низких на­пряжениях сдвига (3-5дПа). Для взвешивания частиц породы ди­аметром до 3 мм достаточно напряжение сдвига 20 дПа, а для частиц 7-10 мм - порядка 50-60 дПа. Соответственно, показатель тиксотропии утяжеленных буровых растворов, определяемый как

---- гтч---- , не должен превышать 1 дПа с последующим уменьшением темпа структурообразования во времени. Эффективными направ­лениями в совершенствовании рецептур буровых растворов в этом отношении является использование утяжелителей повышенной плот­ности (например, железистых), позволяющих уменьшить общее со­держание твердой фазы, увеличить глиноемкость циркулирующей жидкости, т.е. более длительное сохранение ее рабочих параметров в условиях недостаточной эффективности очистки.

15

Применительно к рассматриваемым условиям проводки сква­жины для оценки возможностей регулирования предельной величины напряжения сдвига утяжеленных буровых растворов можно исполь­зовать информацию, приведенную в табл. 2, где приведены величины предельно допустимых напряжений сдвига (&ц_Р) буровых растворов различной плотности при восстановлении циркуляции из условия непревышения давлений начала поглощений (Рнп) для отдельных пластов ачимовских и юрских отложений без упрочнения пород кольматацией и в варианте их упрочнения управляемой прину­дительной кольматацией).

Расчет ©цр производился по формуле:

_ Рпн ~ Рбр) (D ~ d) 10⁴
«»ф -                      ₄ Я

где Рпн - давление начала поглощения,

Рбр - гидростатическое давление бурового раствора на глубине кровли пласта,

Н - глубина расположения кровли пласта.

Из табл.2 видно, что для ачимовских отложений Аг допустимым пределом напряжения сдвига является величина 7дПа (при плотности бурового раствора не более 1,8x10 кг/м ). При большей плотности бурового раствора расчетные величины предельного напряжения сдвига получают отрицательные значения, что не имеет физического смысла. Аналогичная ситуация складывается и применительно к другим пластам в случае вскрытия пластов с более высоким давлением.

При кольматационном упрочнении пород появляется опреде­ленный резерв повышения величины напряжения сдвига без ве­роятности поглощений при восстановлении циркуляции. При этом следует учитывать специфику утяжеленных буровых растворов, име­ющих тенденцию к достижению значительных величин напряжения сдвига в течение длительного времени покоя (превышающие ©up, приведенные в табл. 2).