Page 14 - 4815

1.3 Запобігання поглинань
Найчастіше для зменшення інтенсивності поглинання
застосовують такі методи:
 зменшують густину промивальної рідини;
 регулюють структурно-механічні властивості
промивальної рідини;
 збільшують кольматуючі властивості промивальної
рідини;
 зменшують подачу бурових насосів;
 обмежують швидкість СПО бурильної колони та
механічної швидкості буріння в зоні поглинаючого горизонту;
 збільшують зазор між бурильною колоною і стінками
свердловини, звернувши особливу увагу на зазор між ОБТ і
стінками свердловини;
 попередньо руйнують структуру промивальної рідини
перед запуском бурових насосів та інші.
У більшості випадків при розбурюванні проникних
тріщинуватих пластів запобігти поглинанню вдається при рівновазі
тисків у свердловині і пласті, тобто
Р  (  РР п )  0, (1.13)

Величина Р, як відомо, визначається формулою
P  P  P    g  Z  P , (1.14)
п
д
c
д
де Р д – динамічна складова тиску, яка виникає в свердловині при
різних технологічних операціях.
При механічному бурінні ця складова дорівнює втратам
тиску в затрубному просторі. При СПО – має нестаціонарний
імпульсивний характер з невеликим терміном дії.
Враховуючи непостійність дії Р д, умовно густину бурового
розчину для запобігання поглинання розраховують за
формулою (1.14), тобто

P P 
  п  п в  К  , (1.15)
g Z  п g  Z  в п в
п
Найменшу густину, при бурінні в поглинаючих горизонтах,
3
можна досягнути розчинами на водній основі густиною 1050 кг/м ,
що відповідає К п=1,05.
Якщо при бурінні виникає поглинання, то мінімально
допустиме значення густини для відновлення циркуляції
визначають за формулою

12