Поглощение бурового раствора

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Раздел 1. Основные условия и причины возникновения поглощений

Раздел 2. Характеристика поглощающих пластов

Раздел 3. Требования к тампонажным материалам

Раздел 4. Составы и свойства тампонажных смесей

Раздел 5. Кольматанты для предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора

Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Поглощения в скважинах  буровых растворов и других жидкостей  – один из основных видов осложнений. Ежегодные затраты времени на их ликвидацию по предприятиям нефтегазовой промышленности составляют 500 - 6000 тыс. ч. Однако, эти затраты существенно увеличиваются в связи с тем, что из-за поглощений цементного раствора не обеспечивается проектная высота его подъема, что приводит к необходимости проводить ремонтные работы; кроме того при освоении скважин (первичном и после капитального ремонта) происходит снижение проницаемости продуктивных пластов и т.д.

Поэтому одним из путей  сокращения цикла строительства  скважин на 25-30 % и уменьшения времени  освоения скважин после капитального ремонта(особенно на последней стадии разработки месторождения) является совершенствование способов и средств борьбы с поглощениями буровых растворов и иных жидкостей в скважинах. Подход к решению проблемы вскрытия поглощающих горизонтов при бурении и освоении продуктивных горизонтов после капитального ремонта должен быть индивидуальным.

Методика выбора мероприятий по предупреждению и борьбе с поглощениями жидкостей основана на количественных критериях, отражающих геологическое строение и гидродинамическую характеристику пластов.

РАЗДЕЛ 1 ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ И ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ  ПОГЛОЩЕНИЙ

Поглощение бурового раствора – это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной  потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.

Поглощение промывочной  жидкости объясняется, во-первых, превышением  давления столба жидкости в скважине на пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее  поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.

Поглощение буровых растворов и иных жидкостей в поглощающие пласты обусловлены наличием пор, каналов, трещин, пустот в проходимых скважиной породах и (или) недостаточной устойчивостью (сопротивляемостью) пород давлению столба жидкости в скважине, в результате чего возникает гидроразрыв пород и в щели проникает жидкость.

Факторы, влияющие на возникновение  поглощений бурового раствора, можно  разделить на две группы:

1.Геологические факторы  – тип поглощающего пласта, его  мощность и глубина залегания,  недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.)

2.Технологические факторы  – количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-подъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

При поглощении многократно  увеличивается расход промывочной жидкости, необходимый для проходки скважины; замедляется темп углубления, так как буровая бригада вынуждена расходовать часть рабочего времени на приготовление и обработку значительного объема промывочной жидкости. В результате возрастает стоимость бурения.

   При поглощении  уровень промывочной жидкости  устанавливается на несколько  десятков и даже сотен метров  ниже уровня скважины. Вследствие  этого снижается противодавление  на стенки скважины и может  начаться приток пластовых жидкостей  и газа  из горизонта с более высоким коэффициентом аномальности. Иногда при снижении уровня жидкости обнажаются стенки скважины, сложенные неустойчивыми породами. Колебание противодавления на стенки и периодическое осушение и вновь увлажнение неустойчивых пород, вызванные изменением положения уровня промывочной жидкости могут быть причиной их осыпания  или обвала.

Поглощение может быть вызвано следующими причинами:

а)  увеличением плотности  промывочной жидкости выше предела;

б) чрезмерно высоким  гидродинамическим давлением возникающим при промывке скважины на участке от поглощаемого горизонта до устья и   обусловленным большой скоростью течения, малой величиной зазора между колонной труб и стенкой скважины либо неудачным выбором реологических свойств промывочной жидкости;

в)  высоким гидродинамическим  давлением в момент восстановления циркуляции, обусловленным большой  величиной статического напряжения сдвига промывочного раствора;

г) высоким гидродинамическим  давлением, возникающем при спуске колонны труб с большой скоростью либо с большим ускорением;

д) высоким гидродинамическим  давлением, возникающем при промывке скважины или в период СПО, если на колонне труб или долоте образовался  сальник.

РАЗДЕЛ 2 ХАРАКТЕРИСТИКА ПОГЛОЩАЮЩИХ ПЛАСТОВ

По современным  представлениям зоны полного поглощения бурового раствора возникают, в основном, при разбуривании кавернозных пластов, обладающих развитой естественной трещиноватостью, которая образует сеть наклонных и вертикальных трещин большого простирания. Указанные трещины, как правило, заполнены минерализованной водой плотностью 1120-1170 кг/м³. Значительная часть всего объема трещин и каверн приходится  на долю  вертикальных  трещин,  длина,   высота  и ширина (раскрытость) которых может достигать больших размеров (длина - от 50 до 100 и более метров, раскрытость - от 1-2 до 80-100 мм и более).

Все зоны поглощения условно разделены на три категории  по величине раскрытия каналов поглощения. Зоны I категории представлены мелкотрещиноватой и пористой средой с раскрытием каналов до 5 мм. Зоны II категории представлены среднетрещиноватой средой с раскрытием каналов в диапазоне 5-100 мм. Зоны III категории представлены крупнотрещиноватой и кавернозной средой с раскрытием каналов более 100 мм.

В зонах I категории возникают, как правило, частичные поглощения, которые поддаются ликвидации методами профилактики. В зонах II и III категорий возникают полные (катастрофические) поглощения.

Поглощающие пласты в  бурящихся скважинах могут быть представлены пористыми, трещины и обладают поровой и  трещинной проницаемостью, трещиноватые породы характеризуются межзерновой пористостью, а кавернозные породы разбиты микротрещинами различной раскрытости.

Проницаемость песчано-глинистых  пород зависит от размеров пор, которые  могут быть субкапиллярными, капиллярными и сверхкапиллярными. Соединяющиеся между собой поры образуют поровые каналы, которые служат путями движения жидкостей и газа. В субкапиллярных каналах жидкости удерживаются силами притяжения на поверхности минеральных зёрен, и в природных условиях жидкости в них перемещаются очень медленно. В капиллярных каналах движение жидкостей происходит только при приложении силы большей, чем противодействие капиллярных сил. По сверхкапиллярным каналам жидкости (вода, нефть и пр.) движутся свободно. К субкапиллярным каналам относятся каналы диаметром меньше 0,0002 мм, к капиллярным – 0,508 – 0,0002 мм и к сверхкапиллярным – больше 0,508 мм.

В трещиноватых мелко  – и среднезернистых песчаниках и алевролитах интенсивные поглощения буровых растворов не происходят, так как образуются при фильтрации раствора в пласт глинистая корка скважины имеет низкую проницаемость и препятствует проникновению раствора в пласт. В крупнозернистых песчанистых и алевролитах раствор фильтруется с большой скоростью. Ещё интенсивнее раствор проникает в пласты конгломератов, имеющих каналы диаметром 1-5 мм и более.

Наиболее часто буровой  раствор поглощается в карбонатных (обычно известняки) породах.

Различаются известняки с первичной или вторичной  пористостью и трещиноватые. К  первым относятся мел, раковинные и коралловые известняки. Ко вторым – все известняки и доломиты, пористость которых является результатом последующего выщелачивания. Третью группу составляют известняки и доломиты, трещиноватость которых обусловлена процессами доломитизации, вызывающими сокращение объема породы, или тектоническими причинами.

Раковинные, коралловые известняки и мел имеют высокую  пористость, но их пустоты не все  сообщаются между собой, что снижает  их проницаемость. Известняки со вторичной  пористостью являются хорошими коллекторами. Различаются известняки мелкопористые, крупнопористые и кавернозные. Трещиноватые известняки также обладают высокой проницаемостью.

Проницаемость К_т  трещиноватых пород зависит от коэффициента их трещинной пористости и степени раскрытия трещин. Наиболее часто величину К_т  рассчитывают по формуле

К_{т =} а ^.10⁶·δ² ·m_т,

где а - безразмерный коэффициент, который по данным различных исследователей колеблется в пределах 8,35 – 8,50; δ – величина раскрытия трещин, см; m_{т –} коэффициент трещинной пористости.

На интенсивность поглощений влияют также пересекаемые скважинами тектонические нарушения и гидравлические разрывы пластов. Тектонические нарушения разбирают пласты пород на блоки, которые могут быть смещены относительно друг друга до 1000 м и более. В зонах дробления пород в области тектонических нарушений нередко возникают интенсивные поглощения без выхода циркуляции. При гидравлическом разрыве пласта интенсивность поглощения резко возрастает за счет увеличения площади контакта бурового раствора с породой по поверхностям трещины.

По размерам поглощающих  каналов выбирают материал для изоляции поглощающих горизонтов.

РАЗДЕЛ 3 ТРЕБОВАНИЯ К ТАМПОНАЖНЫМ МЕТАРИАЛАМ

Для перекрытия поглощающих  каналов применяют различные  тампонажные  смеси. В большинстве случаев их приготавливают на поверхности с применением оборудования, а затем  по колонне бурильных труб или по стволу скважины доставляют к зоне поглощения. Для обеспечения возможности прокачивания смеси к зоне поглощения и для качественного перекрытия поглощающих каналов смесь должна иметь определенные физико-механические свойства и отвечать технологическим требованиям проведения тампонажных работ.

Сроки схватывания, пластическая прочность и загустевание должны легко регулироваться применительно к конкретным геолого-техническим условиям. Начало схватывания смеси после окончания продавливания ее в пласт должно быть не менее 10-15 мин, но не более 25-30 мин. Тампонажная смесь должна быть устойчивой к разбавлению буровым раствором или пластовой водой, быстро наращивать структурно-механические свойства после продавливания в поглощающий пласт. Тампонажный камень должен иметь прочность на сжатие не менее 0,5-1 МПа через 8-16 ч твердения и не разрушаться под действием агрессивных пластовых вод, температуры и давления.

Перед закачкой смеси  следует провести экспресс-анализ ее при температуре и давлении данного  поглощающего пласта с использованием контактных материалов и реагентов, которые будут применяться при  тампонажных работах.

Для изоляции зон поглощений используют смеси на основе вяжущих веществ, полимеров и на глинистой основе. В зависимости от начальных структурно-механических свойств смеси условно подразделяют на растворы и пасты. К растворам относят смеси с незначительной начальной прочностью структуры (до 0,3 - 0,8 кПа), имеющие хорошую текучесть (растекаемость не менее 13-15 см) и прокачиваемость. Тампонажные  растворы наиболее эффективны для изоляции пластов, представленных пористыми и мелкотрещиноватыми коллекторами малой и средней интенсивности поглощения. К тампонажным пастам относятся нерастекаемые, но прокачиваемые массы, характеризующиеся начальной пластической прочностью свыше 0,8 кПа. Хорошую прокачиваемость по бурильным трубам и высокую эффективность при тампонировании зон интенсивных поглощений имеют пасты с начальной пластической прочностью 1,8 - 2,5 кПа. Пасты эффективны при изоляции интенсивных поглощений, приуроченных к крупнотрещиноватым и кавернозным породам.

В зависимости от компонентного  состава тампонажные смеси могут быть твердеющими и нетвердеющими. Твердеющие смеси на основе вяжущих и полимеров в результате отверждения в поглощающем пласте образуют тампонажный камень, обладающий достаточной механической прочностью. Нетвердеющие смеси на глинистой основе представляют собой высоковязкие изолирующие тампоны, обладающие высокой конечной пластической прочностью.                                  

РАЗДЕЛ 4 СОСТАВЫ И СВОЙСТВА ТАМПОНАЖНЫХ СМЕСЕЙ

Успех работ по борьбе с поглощениями в значительной мере определяется качеством применяемых тампонажных смесей.

Тампонажная смесь должна обладать рядом особенностей. Она должна оставаться текучей в процессе транспортирования ее к месту поглощения и быстро схватываться, превращаясь в камень за короткое время. Камень не должен разрушаться под действием пластовых вод, температуры и давления. Выбирать компоненты тампонажной смеси и устанавливать ее свойства следует с обязательным учетом конкретных условий скважин.

Многие свойства тампонажных  смесей, применяемых для борьбы с поглощениями, близки к свойствам тампонажных растворов, применяемых для цементирования обсадных колонн. Оценка пригодности тех и других материалов для  применения их во многих случаях одинакова.

Физико-механические свойства камня из тампонажных смесей не регламентированы, но на основании данных практики и лабораторных исследований можно считать, что тампонажные смеси, затвердевающие в камень с механической прочностью на сжатие 3-4 МПа и проницаемостью (1=2) 10^-3 мкм², могут считаться вполне пригодными для проведения изоляционных работ.

Очень важным свойством  тампонажных смесей для борьбы с  поглощениями является рост вязкости после доставки их к месту поглощения. При этом должна быть сохранена подвижность  смесей в процессе продавливания  их в затрубное пространство скважины.

Для приготовления тампонажных  смесей применяют различные вяжущие  основы. Наиболее распространены неорганические вяжущие портландцемент (тампонажный, строительный), глиноземистый, гипсоглиноземистый, гипсовый цементы и др.

Применяют и волокнистый цемент, особенно при закупоривании относительно больших пор и трещин. Его приготавливают обычно на базе портландцемента. В качестве волокнистого наполнителя применяют материалы минерального и органического (естественного и искусственного) происхождения (асбестовые и кожаные волокна, измельченная пластмасса, ореховая и хлопковая скорлупа и др.). Обычно волокна материалов имеют длину до 8-10 см. При добавке в портландцементы порошкообразной резины получают так называемые пластические цементы.

Для борьбы с поглощениями применяют соляробетонные смеси. Они быстро повышают прочность структуры, что способствует эффективной герметизации поглощающего пласта. Однако, соляробентонитовым смесям присущи недостатки – они реагируют на введение в их состав воды и имеют низкую механическую прочность.

Быстросхватывающиеся  тампонажные смеси очень часто  применяют при ликвидации поглощений в условиях, где температуры не превышают 50-70⁰ С. В этих условиях тампонажные и строительные растворы имеют затяжные сроки схватывания, что не обеспечивает тампонирующего эффекта, вследствие удаления раствора от ствола скважин. Быстросхватывающиеся смеси, попав в трещины и каверны, меньше разбавляются  пластовыми водами или буровым раствором и после доставления их к месту поглощения интенсивно загустевают и затвердевают в камень. Время превращения их в камень значительно меньше, чем обычных цементных растворов; время ожидания затвердевания цементного раствора (ОЗЦ) короче.

Обычно быстросхватывающиеся тампонажные смеси  приготавливают  на базе тампонажных цементов с введением в воду затворения некоторого количества ускорителей процессов структурообразования (схватывания) растворов.

Большинство реагентов или приемов, ускоряющих процессы схватывания тампонажных  растворов, способствуют увеличению механической прочности цементного камня на ранней стадии твердения.

В практике борьбы с поглощениями чаще используют хлорид кальция СаСl₂. При введении в цементные растворы с водой затворения 2-3 % СаСl₂ начало схватывания раствора сокращается до 30-60 мин; начальная механическая прочность резко увеличивается.

Для повышения качества изоляционных работ перед цементным раствором  в скважину закачивают раствор хлорида  кальция, очищающий стенки трещин и  каналов, подлежащих тампонированию.

В качестве ускорителя сроков схватывания тампонажных растворов применяют также до 3-5 % поваренной соли NaCl. При несколько более повышенном ее содержании сроки схватывания тампонажного раствора замедляются.

Для подобных целей используют гипс как добавку к тампонажным цементам или самостоятельно, если температуры зоны поглощения не превышают 50-60⁰С. В этих условиях иногда требуется применять и замедлители структурообразования для обеспечения необходимых сроков схватывания смеси. В качестве замедлителей используют те же реагенты, что и для замедления сроков схватывания тампонажных растворов при первоначальном цементировании.

Гипс обычно добавляют к цементу  и смесь тщательно перемешивают. Цемент со смесью гипса при затвердении  водой отличается быстрыми сроками  схватывания. Прочность раствора нарастает быстро: через 102 ч после затворения камень характеризуется пределом прочности на сжатие, равным более 10 Мпа. Раствор при затвердевании несколько расширяется. Значительные количества  жидкого стекла  способствует резкому увеличению структурообразования цементного раствора, однако,  при его использовании схема расположения наземного оборудования может быть усложнена. Для этого применяют также кальционированную соду (в небольшой концентрации), которую следует вводить в тампонажный раствор (призатвердении цемента) в количестве, точно соответствующем подобранному лабораторией.

В качестве быстросхватывающихся компонентов в цементы вводят различные смеси. Такие системы  отличаются определенными преимуществами, однако во всех случаях все тампонажные растворы должны быть проверены в лаборатории в условиях, близких к существующим в скважине.

В Волгоград НИПИ нефти  разработаны облегченные глиноцементные смеси с наполнителями  для  изоляции зон поглощения в глубоких скважинах. Состав раствора (в  %): глинопорошок 50-70, тампонажный порошок 20-45, инертный наполнитель – керамзит, кварцевый песок с размерами частиц до 5мм. 5. Плотность этих растворов составляет 1,25-1,45 г/см³.

Облегченные бентонитоцементные смеси с инертными наполнителями целесообразно применять при ликвидации полных поглощений бурового раствора в трещиноватых и кавернозных породах в скважинах на глубине более 3000 м при повышенной температуру в стволе (70-95⁰С).

Под гельцементами принято  понимать пастообразные растворы, состоящие из цемента и глины (бентонита). Часто их приготавливают затворением цемента глинистым раствором или водой с некоторым содержанием бентонита.

Полученный раствор  имеет пониженную плотность, характеризуется  наличием прочной структуры и  затвердевает в камень. При приготовлении растворов пресную воду иногда обрабатывают карбонатом натрия и каустической содой.  Затем к воде добавляют бентонит из расчета 250-300 кг/м³ и дают ему распуститься.

Чтобы снизить давление на пласты при борьбе с поглощениями применяют тампонажные растворы пониженной плотности: цементно-бентонитовые, цементно-перлитовые, смеси с добавками пуццолана, опоки, диатомита, трепела, пемзы и др. В зарубежной практике используют гильсонит, перлит, диатомовую землю.

При использовании  современных изоляционных методов ликвидации катастрофических поглощений остаются нерешенными отдельные задачи по предотвращению размыва и разбавления твердеющей тампонажной смеси пластовыми жидкостями и по удержанию ее вблизи ствола скважины до момента затвердевания. Применение вязкоупругих гелевых систем на основе полиакриламида в  качестве буферной жидкости позволяет значительно повысить устойчивость твердеющей высокоплотной тампонажной смеси к размыву и разбавлению за счет оттеснения пластовой жидкости. Другая функция, выполняемая буферной жидкостью на гелевой основе, - это удержание этой смеси в приствольной части зоны поглощения от действия гравитационных сил и гидродинамических давлений при выполнении различных технологических операций.

В ОАО «Гипровостокнефть» накоплен значительный промысловый опыт по применению вязкоупругих гелевых систем на основе полиакриламида и глинистых суспензий, а также водного раствора полиакриламида и сшивателей для ликвидации поглощений. Однако технология приготовления этих систем путем смешения через тройник не всегда обеспечивает прочность и малоподвижность гелей. Новая технология получения прочных малоподвижных гелей, включающая интенсивное перемешивание с использованием бетоносмесителя, позволила устранить указанный недостаток. При этом удается получать прочные малоподвижные гели на основе водного раствора полиакриламида и сшивателей, например хромокалиевых квасцов. Одновременно могут быть получены однородные гели с наполнителями различных видов, обеспечивающие высокую кольматирующую способность буферных систем.

Рецептуры прочных  малоподвижных гелей с наполнителями, зашитых раствором хромокалиевых квасцов, приведены в табл.1.

Достоинством этих смесей является их малая подвижность и  плотность, а также высокая прочность. Кроме того, малый расход дорогостоящих материалов (полиакриламида и хромокалиевых квасцов) позволяет получать недорогие смеси. С помощью новой технологии можно получать однородные смеси даже из одного вида наполнителей (например резиновой крошки), что важно в условиях их дефицита.

Таблица 1 Рецептуры прочных  малоподвижных гелей с наполнителями, зашитых раствором хромокалиевых  квасцой

В целом, применение малоподвижных  гелей на основе сшитого полиакриламида и инертных наполнителей позволит значительно повысить эффективность изоляционных работ по ликвидации зон поглощений различных категорий.

РАЗДЕЛ 5 КОЛЬМАТАНТЫ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВОГО РАСТВОРА

К эффективным мероприятиям по предотвращению поглощения бурового раствора относится введение в циркулирующий буровой раствор наполнителей. Цель их применения состоит в создании в каналах поглощения тампонов, которые служат основой для отложения глинистой корки и изоляции поглощающих пластов.

В.Ф. Роджерс считает, что закупоривающим агентом может практически любой материал, который состоит из частиц достаточно малых размеров и при вводе которого в промывочную жидкость она может прокачиваться буровыми насосами. В США для закупоривания поглощающих каналов применяют более 100 типов наполнителей и их комбинации. В качестве закупоривающих агентов используют древесную стружку или мочало, рыбью чешую, сено, резиновые отходы, листочки гуттаперчи, хлопок, коробочки хлопчатника, волокна сахарного тростника, ореховую скорлупу, гранулированные пластмассы, перлит, керамзит, текстильные волокна, битум, слюду, асбест, изрезанную бумагу, мох, изрезанную коноплю, хлопья целлюлозы, кожу, пшеничные отруби, бобы, горох, рис, куриные перья, комки глины, губку, кокс, камень и др. Эти материалы можно применять отдельно и в комбинациях, изготовленных промышленностью или составляемых перед употреблением. Определить в лаборатории пригодность каждого закупоривающего материала весьма трудно, так как необходимо знать размер отверстий, которые должны быть закупорены.

В зарубежной практике особое внимание уделяется обеспечению «плотной» упаковки наполнителей. Придерживаются мнения Фернаса, согласно которому наиболее плотная упаковка частиц отвечает условию распределения их по размерам в соответствии с законом геометрической прогрессии; при ликвидации поглощения наибольший эффект может быть получен при максимально уплотненной пробке, особенно в случае  мгновенного ухода бурового раствора.  Согласно данным Думбольда, для предотвращения мгновенного ухода раствора в трещину необходимо наличие 1 м³ несущей жидкости 340 кг крупных твердых частиц (диаметром около 0,14 мм). Практика борьбы с поглощениями далеко не всегда подтверждает приведенные соображения.

Наполнители по качественной характеристике подразделяются на волокнистые, пластинчатые и зернистые.

Волокнистые материалы  имеют растительное, животное  и  минеральное происхождение; сюда же относятся и синтетические материалы.

 Тип и размер  волокна значительно влияет на  качество работ. Важна устойчивость  волокон при циркуляции их  в буровом растворе. Материалы дают хорошие результаты при закупоривании песчаных и гравийных пластов с зернами диаметром до 25 мм, а также при закупоривании трещин в крупнозернистых (до 3 мм) и мелкозернистых (до 0,5 мм) породах.

Пластинчатые материалы  пригодны для закупорки пластов крупнозернистого гравия и трещин размером до 2,5 мм. К ним относят целлофан, слюду, шелуху, хлопковые семена и т.д.

Зернистые материалы  – это перлит, измельченная резина, кусочки пластмассы, ореховая скорлупа и др. Большинство из них эффективно закупоривает пласты гравия с зернами диаметром до 25 мм. Перлит дает хорошие результаты в гравийных пластах с диаметром зерен до 9-12 мм. Ореховая скорлупа размером (2.% мм и менее) закупоривает трещины размером  до 3 мм, а более крупная (до 5 мм) и измельченная резина – трещины размером до 6 мм; этими материалами можно закупорить трещин в два раза больше, чем при использовании волокнистых или пластинчатых материалов.

При отсутствии данных о  размера зерен и трещин поглощающего горизонта применяют смеси волокнистых материалов с пластинчатыми или зернистыми, волокнистых с чешуйчатыми и зернистыми, а также смешивают зернистые (перлит с резиной или ореховой скорлупой) и пластинчатые (целлофан со слюдой) материалы.

Важнейшие свойства наполнителей – оптимальное распределение размеров частиц, их форма, масса или плотность, жесткость и инертность. Максимальный размер частиц определяется сечением поглощающих каналов. Материалы, состоящие из однородных по размерам частиц (пластинчатые материалы), не образуют корки, перекрывающей отверстия. Волокнистые материалы, содержащие волокна различной длины и диаметра, образуют непроницаемую корку, но часто волокна не выдерживают перепада давлений и разрываются, что снова приводит к потере циркуляции.

Лучшей смесью для ликвидации поглощений при низких давлениях является высококоллоидальный 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.

Что касается РУП ПО «Белоруснефть» анализ осложнений при бурении скважин в СУБР за 10 лет дает возможность с полной уверенностью утверждать, что около 40% случаев открытых осложнений составляют поглощения бурового раствора, причем основная их часть приходится на поглощения в надсолевом (35%) и подсолевом (44%) комплексах пород.