«Методы предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин»

Краткий обзор современных методов предупреждения и ликвидации зон поглощений бурового раствора

Все современные методы борьбы с поглощениями бурового раствора можно разделить на две группы:

- профилактические мероприятия по предупреждению и ликвидации зон поглощений бурового раствора в процессе углубления скважины;

- специальные методы ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений бурового раствора, выполняемые с прерыванием процесса углубления скважины (например, закачка в зону тампонов, изоляционные работы, установка перекрывателя и др.).

В основе профилактических мероприятий по предупреждению и ликвидации зон поглощений при бурении скважин лежит процесс закупоривания (кольматации) трещин при минимальной репрессии на поглощающий пласт. В качестве кольматантов могут выступать твердые частицы из бурового раствора или специально введенные в него инертные наполнители для усиления кольматационного процесса.

Эффективность процесса кольматации зависит от соотношения раскрытости трещин и фракционного состава кольматанта, а также величины репрессии на поглощающий пласт. Мнения исследователей по вопросу влияния твердой фазы буровых растворов на поровое пространство коллекторов весьма противоречивы.

Экспериментальными исследованиями [13], проводившимися на образцах прессованного песка, установлено, что глинистые частицы проникают в поровые каналы данного коллектора на глубину примерно 45 см. Эти опыты справедливы для проницаемости порядка сотен и тысяч миллидарси. С другой стороны глинистые частицы, образуя на фильтрующей поверхности корку, не проникают в песок.

Данные Роджерса В. Ф. [14] показывают, что при проницаемости даже до 200 мД при незначительных перепадах давления (до 0,7 МПа) возможно проникновение глинистых частиц на глубину 2-3 см.

Таким образом, пористые среды с проницаемостью сотен и тысяч миллидарси представляется возможным кольматировать регулированием параметров бурового раствора (фильтрации, вязкости и плотности). При этом потери бурового раствора происходят, в основном, за счет фильтрации жидкости в пористую среду.

В трещиноватых средах, когда попытки ликвидировать поглощение с помощью описанных выше методов безуспешны, вводят в циркулирующий буровой раствор закупоривающие материалы - наполнители. В США, например, 90 % всех случаев поглощений ликвидируют с помощью наполнителей. С практической точки зрения выбор закупоривающих материалов и их фракционного состава ограничивается материалами, которые при добавлении к буровому раствору могут прокачиваться буровыми насосами через бурильные трубы (турбобур) и промывочные отверстия долота.

Вопрос о соотношении раскрытости каналов поглощения и размеров наполнителей является многофакторным и одним из основных при разработке изоляционных методов ликвидации поглощений бурового раствора.

В качестве наполнителей могут быть использованы: кордное волокно, резиновая крошка, целлофановая стружка, щебень, песок, измельченная солома, опилки, древесная стружка, подсолнечная лузга, ореховая скорлупа, гранулированные пластмассы, слюда, комки карьерной глины и др. материалы.

В России разработаны и применяются различные инертные наполнители [15]. При добавлении наполнителей к буровым и тампонажным растворам возрастает их закупоривающая способность, что способствует уменьшению расхода растворов и материалов для их приготовления, а также сокращения затрат времени на изоляционные работы. В отечественной практике в последние годы резко сократился ассортимент используемых наполнителей, порой до одного-двух компонентов: кордного волокна или резиновой крошки, что снижает эффективность профилактических мероприятий и изоляционных работ.

За рубежом около 60 фирм поставляют наполнители различных типов и фракционных составов более 500 наименований в зависимости от потребности буровиков. Причем, практически все наполнители, поставляемые фирмами, представляют собой композиции различных материалов под фирменными названиями, например, КВИКСИЛ [16]. Композиции наполнителей более эффективно кольматируют зону поглощения.

В работах [14, 16] представлены результаты испытаний закупоривающих материалов на трёх типах искусственно изготовленных пористых формаций: на модели из круглых частиц, на модели из щелей с параллельными гранями и на модели с клиновидными щелями.

С помощью модели из круглых шариков можно, по-видимому, моделировать поглощение в галечниках или песчаных пластах; однако большинство интенсивных поглощений происходит, вероятно, по трещинам разрыва и разлома, которые лучше воспроизводить с помощью модели из щелей с параллельными гранями или модели с клиновидными щелями.

В результате исследований определен минимальный размер щелей, которые могли бы быть закупорены большинством обычно применяемых материалов, т. е. коробочками хлопчатника, измельченной древесиной или хлопьями целлофана, колеблется от 1,25 до 2,5 мм. Для закупоривания более крупных щелей требовались прочные материалы с крупными размерами частиц; например, для закупоривания щелей с шириной 5 мм применялась измельченная скорлупа грецких орехов. В качестве прочных материалов могут выступать частицы выбуренной породы при бурении в карбонатных отложениях.

В подавляющем большинстве случаев оптимальные результаты ликвидации зон поглощений могут быть получены при использовании гетерогенных смесей, включающих наполнители, различные по размерам и форме частиц и составленные с различными свойствами.

Наполнители должны удовлетворять следующим требованиям:

- частицы наполнителей должны иметь такие размеры и форму, чтобы обеспечивалось надежное закупоривание поглощающих каналов с различным раскрытием;

- материал, из которого состоят частицы, не должен изменять своих свойств под влиянием транспортирующей жидкости-носителя, образовывать кислые побочные продукты и токсичные вещества;

- частицы наполнителей не должны разрушаться в поглощающих каналах под воздействием пластовой температуры и давления;

- плотность материала частиц должна иметь широкий диапазон - от 400 до 3200 кг/м3, благодаря чему достигается эффективность применения наполнителей при вводе их в циркулирующие буровые растворы с различной плотностью;

- наполнитель должен иметь невысокую абразивность и образовывать с растворами хорошо прокачиваемые смеси;

- после намыва в поглощающий пласт наполнитель должен противостоять воздействию гидродинамического давления в процессе бурения скважин и цементирования обсадных колонн;

- свойства наполнителя не должны изменяться в процессе хранения.

Требования к наполнителям в составе тампонажных смесей несколько другие и будут рассмотрены ниже.

Процесс кольматации при бурении в зонах поглощений, представленных мелкотрещиноватой средой (раскрытость каналов до 5 мм), происходит достаточно эффективно при определенном гидродинамическом режиме в скважине; этот режим должен быть близок к режиму гидродинамического равновесия в системе “скважина-пласт”. При бурении скважин с негерметизированным устьем и существующим уровнем оснащения измерительной техникой такой режим практически не осуществим. Поэтому, в настоящее время целесообразно использовать режим минимальной репрессии на поглощающие и вышележащие водонефтесодержащие пласты.

Режим минимальной репрессии достигается известностью пластовых давлений, регулированием гидростатического давления столба бурового раствора в скважине и гидродинамических давлений в процессе бурения и выполнения других технологических операций (СПО, восстановление циркуляции и т. п.).

Правила безопасности [11] рекомендуют величины превышения гидростатического давления над пластовым при различных глубинах скважин. Однако, накопленный опыт бурения в зонах поглощений показывает, что эти величины завышены. Вопрос о рациональном значении запаса противодавления является предметом исследования в настоящем отчете. Решение этой задачи осложняется различными коэффициентами аномальности вышележащих водонефтепроявляющих пластов. Предупреждение притока пластовых флюидов в ствол бурящейся скважины при обычном способе бурения достигается выбором надлежащего значения плотности бурового раствора, режима подъема инструмента и долива скважины.

В работе [17] выведена формула определения минимальной плотности бурового раствора исходя из условия, что давление в скважине во время подъема инструмента не должно быть ниже пластового. Минимально необходимый и достаточный запас противодавления выражается формулой:

R ´ g ´ L - Pпл = k ´ Pmax,

После некоторых преобразований, решив уравнение относительно r, получают формулу для определения плотности бурового раствора с минимальным противодавлением:

Таким образом, плотность бурового раствора, необходимую для бурения с минимальным противодавлением, нужно определять с учетом давления в пласте, глубины его залегания, реологических свойств раствора, величины кольцевого зазора (в т. ч. КНБК) и режима подъема инструмента. В этом случае при выборе плотности принимают во внимание как инженерно-геологические условия бурения, так и технико-технологические факторы, например, режим долива скважины.

Кроме гидростатического на зону поглощения воздействуют гидродинамические давления, связанные с динамическими факторами при проведении различных технологических операций (промывка, спуск и подъем бурильного инструмента, восстановление циркуляции и др.). Изменения гидродинамического давления приводят к возникновению серьезных осложнений в скважине: поглощению промывочной жидкости, обвалам неустойчивых горных пород, водогазонефтепроявлениям.

Знание величины гидродинамического давления при различных технологических операциях и ее минимизация позволяет разрабатывать рациональные конструкции скважин и компоновки бурильного инструмента, режимы бурения, допустимые скорости спуска бурильного инструмента и др.

Вопросам определения потерь давления в затрубном пространстве, которые являются гидродинамической составляющей давления на зону поглощения при промывке скважины в процессе бурения, посвящены работы [18, 19, 20]. Зависимости, представленные в этих работах, позволяют в определенном диапазоне регулировать параметры бурового раствора, его расход и геометрию затрубного пространства с целью минимизации потерь давления в затрубном пространстве при прохождении зон поглощений.

Теоретическим вопросам определения гидродинамических давлений в процессе спуско-подъемных операций в скважине посвящены работы [21, 22, 23]. Обобщения и сравнительный анализ этих материалов показали, что расчетные зависимости не учитывают ряд факторов, в частности, влияние параметрической характеристики проницаемой зоны на изменение гидродинамического давления при спуске инструмента в скважину. В этой связи приобретают актуальность исследования, посвященные натурным измерениям с помощью глубинных манометров гидродинамических давлений при выполнении различных технологических операций в бурящейся скважине и их обобщениям [24, 25, 26, 27].

Исследованиями института «Гипровостокнефть» установлена корреляционная зависимость гидродинамического давления от скорости спуска бурильного инструмента (при турбинном и роторном способах бурения) в скважину как с обсаженным, так и открытым стволом. Результаты этих исследований использованы при формировании отдельных положений Регламента [1] и корректировки его в части минимизации репрессии при вскрытии и прохождении зон поглощений.

Практика прохождения зон поглощений свидетельствует о том, что внешние проявления не отражают их истинной структуры (характера трещиноватости, раскрытости каналов поглощения и пространственной их ориентации - наклонные, вертикальные или горизонтальные).

Встречаются зоны со значительными «провалами» бурильного инструмента (например, 1-2 м) с потерей циркуляции, однако, при дальнейшем углублении скважины с применением комплекса профилактических мероприятий зона постепенно кольматируется и циркуляция восстанавливается полностью. Есть случаи, когда зона с незначительным «провалом» инструмента (например, 0,3-0,5 м) также сопровождается потерей циркуляции, но не поддается кольматации с применением комплекса профилактических мероприятий и даже изоляционных методов с использованием «мягких» тампонов, малоподвижных нетвердеющих и твердеющих тампонажных смесей при настоящем уровне организации и обеспечения работ. Эти полярные примеры свидетельствуют о сложной тектонической структуре зоны поглощения, причем, с индивидуальной вариацией в стволе каждой скважины.

По современным представлениям полное (катастрофическое) поглощение бурового раствора возникает в основном при разбуривании пластов, представленных карбонатными породами и обладающих естественной кавернозностью и трещиноватостью, которая образует разветвленную сеть наклонных и вертикальных трещин большого простирания и раскрытости. Причем, трещины и каверны в интервале зоны поглощения по величине могут распределяться произвольно, одновременно могут быть представлены каверны и трещины крупные (более 100 мм), средние (100-5 мм) и мелкие (менее 5 мм).