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

Специальные методы ликвидации полных (катастрофических) поглощений бурового раствора

Накоплен определенный отечественный и зарубежный опыт по ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений бурового раствора. Дадим краткий обзор современных методов ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений бурового раствора.

Известные методы ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений условно можно разделить на три основные группы [28]:

- намыв наполнителей;

- закачивание тампонажных смесей;

- установка перекрывающих труб (профильных перекрывателей и «хвостовиков»).

Намыв наполнителей

Намыв наполнителей применяется при ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений в целях снижения их интенсивности. Способ заключается в закупоривании поровых каналов и трещин материалами, доставляемыми в зону поглощения различными жидкостями-носителями, например, буровыми растворами, инвертными эмульсиями и др. Эти материалы могут быть различны по виду и фракционному составу. В зависимости от размера трещин и каверн подбирают соответствующие размеры наполнителей. В России наибольшее распространение нашли следующие наполнители: древесные опилки, «кожа-горох», кордное волокно, слюда, резиновая крошка, отходы реактопласта, ореховая скорлупа и др. [28].

Важнейшими свойствами закупоривающих материалов являются: оптимальное распределение размеров частиц (фракционный состав), форма, плотность частиц, их жесткость (способность деформироваться при определенных нагрузках) и др.

Процесс намыва может быть длительным, когда раствор закачивают непрерывно (до нескольких суток) при постоянном вводе в него наполнителя, или же осуществляться закачиванием отдельных тампонов.

Исходя из практики последних лет, можно выделить следующие способы намыва наполнителя в скважину: через воронку, установленную на устье скважины, на бурильные трубы и по закрытой нагнетательной линии [29].

Если динамический уровень раствора ниже устья скважины (не менее чем на 50 м), наполнители намывают через воронку. В зависимости от конкретных геолого-технических условий в скважине намыв наполнителей этим способом возможен по колонне бурильных труб, с открытым концом или пакером, а также по открытому стволу скважины. При этом тампонажные материалы движутся к зоне поглощения за счет разности между пластовым давлением и давлением столба жидкости в скважине.

Намыв через воронку производится путем одновременной подачи в воронку наполнителя и бурового раствора с периодическим продавливанием смеси с помощью цементировочных агрегатов (ЦА) или буровых насосов. Через воронку намываются различные наполнители с размером до 30 мм [29]. Когда условия в скважине не позволяют транспортировать тампонажные материалы к зоне поглощения без приложения избыточного давления на устье (динамический уровень раствора на устье скважины), намыв наполнителей производят по закрытой нагнетательной линии от цементировочных агрегатов или буровых насосов, соединенной с колонной бурильных труб через открытый конец или пакер [29]. При намыве цементировочными агрегатами наполнитель в буровой раствор вводят через вспомогательную емкость ЦА, а при намыве буровыми насосами через технологическую мерную емкость, в которой наполнитель перемешивается, а затем закачивается в скважину. Кроме этого при намыве наполнителя по закрытой нагнетательной линии в России используют различные устройства [30, 31, 32]. Содержание наполнителей в тампонажном растворе (массовая доля) при загрузке в цементосмесительную машину, вводе с помощью гидромешалки или через приёмный чанок ЦА не превышает 6 %, а при намыве через воронку - 15 % [33]; при этом оценить и контролировать структурно-механические свойства получаемого тампонажного раствора не представляется возможным.

При полном (катастрофическом) поглощении бурового раствора широко применяются тампоны типа «мягких» пробок. Тампон представляет собой концентрированную тестообразную массу различных наполнителей, смешанных с глинистым или цементным раствором, задавливаемую буровым раствором в зону поглощения. Количество наполнителей в тампоне достигает 150 кг на 1 м3 раствора. Объем тампона должен быть не менее 5 м3, в отдельных случаях в зависимости от мощности поглощающего пласта - 50 м3.

Достоинствами способа намыва наполнителей является его простота, возможность использования недефицитных материалов. К существенным недостаткам данного способа относятся:

- большие затраты времени и трудоемкость процесса;

- низкое содержание наполнителей в тампонажных смесях (6-15 %);

- вследствие неоднородности получаемых тампонажных смесей, невозможности контроля и регулирования содержания наполнителей в процессе намыва создаются пробки в местах сужения бурильных труб, что снижает эффективность работ, приводят к непроизводительным затратам и отрицательным результатам;

- ограниченность применения крупных наполнителей (более 20 мм) в зависимости от применяемых технических средств (цементировочных агрегатов и буровых насосов).

Применение (по предложению института «Гипровостокнефть») автобетоносмесителя для приготовления тампонажных смесей (нетвердеющих и твердеющих) и автобетононасоса для закачки этих смесей в бурильные трубы позволяет существенно расширить объемы применения тампонажных смесей с высоким содержанием наполнителей (до 350 % мас. от объема жидкости-носителя) и крупностью их до 40 мм [34].

Нетвердеющие смеси используются как для намыва наполнителей, так и как буферные смеси при изоляции зон полного поглощения твердеющими смесями.

БашНИПИнефть [35] использует тампоносмеситель (объемом 17 м3) и тампононасос (на базе также бетононасоса) для намыва «мягких» наполнителей с содержанием их не более 15-20 % (мас.). В технологическом аспекте решается частная задача - изоляции зон поглощения средней интенсивности.

Закачивание тампонажных смесей

Способ закачивания тампонажных смесей заключается в изоляции поглощающих каналов загустевающими или твердеющими тампонажными смесями. В большинстве случаев тампонажные смеси приготавливают на поверхности и закачивают по бурильным трубам или по стволу скважины. Если устье скважины оборудовано превентором или на конце бурильных труб установлен пакер, то смесь задавливается в поглощающий пласт. В случае необходимости перед задавливанием в пласт тампонажную смесь выдерживают в стволе скважины. Одновременно на поверхности контролируется пластическая прочность пробы смеси. Успех операции при изоляции зоны поглощения зависит от свойств применяемой тампонажной смеси и от технологии доставки ее в зону.

Постоянные поиски эффективных способов изоляции поглощающих пластов в различных геолого-технических условиях проводки скважин привели к разработке большого числа тампонажных смесей [28].

Исследования показывают, что для успешного проведения изоляционных работ следует использовать такие тампонажные смеси, которые обладают дополнительными сопротивлениями при движении в пористой среде и вязкость которых увеличивается при высоких скоростях сдвига. Такие свойства присущи вязкоупругим жидкостям.

Для изоляции каналов высокоинтенсивных поглощений в настоящее время применяют специальные смеси: глинолатексную смесь, цементно-глинистую пасту, соляробентонитовую смесь, метасоцементную, гипаноцементную, полимерцементную пасты и др. [36].

Наиболее эффективными при изоляции поглощений являются смеси с относительно высокими структурно-механическими свойствами, такие как метасоцементная паста [37] и гидролизованная полиакриламидцементная паста [38]. Эти пасты получаются путем впрыскивания раствора метаса или полиакриламида в цементную суспензию и подаются по бурильным трубам или по стволу скважины под давлением в зону поглощения. При этом тампонажные пасты обладают достаточно высокими структурно-механическими свойствами. Однако, их пластическая прочность варьируется в широком диапазоне 1,5-5,5 кПа. Объясняется это тем, что соотношение раствора метаса или полиакриламида в цементной суспензии регулируется весьма приближенно - скоростями подачи цементировочных агрегатов. Кроме того, низкая степень перемешивания в потоке при методе впрыска не обеспечивает получения тампонажных паст с заданными структурно-механическими свойствами. Поэтому получить заданную пластическую прочность практически невозможно. Другими недостатками этих паст являются высокая плотность и низкая кольматирующая способность.

В ОАО «Гипровостокнефть» разработаны весьма эффективные тампонажные смеси на основе полимеров (например, ПАА) и сшивателей (типа хромокалиевых квасцов).

Разработаны рецептуры и технология получения гелевых систем без использования наполнителей и с использованием наполнителей. Последние могут быть получены и доставлены в бурильные трубы с помощью автобетонокомплекса (автобетоносмесителя и автобетононасоса).

Гелевые системы без использования наполнителей могут быть получены и доставлены в бурильные трубы с помощью обычных цементировочных агрегатов.

Тампонажные смеси на основе полимеров (гели) могут быть использованы как буферные системы, которые закачиваются перед твердеющими смесями и служат целям сохранения последних от разбавления и растекания.

Применение автобетонокомплекса (АБК) для приготовления и закачки в бурильные трубы высокоструктурированных тампонажных смесей (в т. ч. твердеющих) с высоким содержанием наполнителей существенно повышает эффективность изоляционных работ [34]. В 1988-1990 гг. в ОАО «Самаранефтегаз» в 33Х зонах поглощений проводились исследования с целью оценки эффективности указанных тампонажных смесей при ликвидации полных (катастрофических) поглощений. Положительный результат был получен в 20 зонах, что составляет порядка 60 % от общего числа зон. Это достаточно высокий результат в условиях эксперимента.

Установка перекрывающих труб

(профильных перекрывателей и «хвостовиков»)

Профильный перекрыватель конструкции ТатНИПИнефть предназначен для изоляции трещиновато-кавернозных пластов с полным (катастрофическим) поглощением бурового раствора. Профильные перекрыватели выпускаются двух типов: ОЛКС-216у - для установки в стволе скважины диаметром 215,9 мм с последующим переходом на бурение ствола скважины диаметром 190,5 мм и ОЛКС-216 - для установки в стволе скважины диаметром 215,9 мм с предварительным расширением ствола в интервале его установки. В последнем случае диаметр ствола скважины остается прежним - 215,9 мм.

Основной недостаток профильного перекрывателя ОЛКС-216у связан с последующей потерей диаметра ствола скважины с диаметра 215,9 мм до 190,5 мм. Перекрыватель ОЛКС-216 - лишен этого недостатка, однако, появляется трудоёмкий и ненадёжный процесс расширения участка ствола скважины в условиях поглощения. Расширитель часто выходит из строя (порой случается авария - слом его или инструмента) ввиду недостаточной прочности и больших крутящих моментов, возникающих из-за вертикальной и наклонной ориентации трещин в зоне поглощения.

Наиболее предпочтительные случаи применения профильного перекрывателя:

- зона полного (катастрофического) поглощения имеет значительную мощность (50-100 м и более);

- кавернометрия в зоне поглощения представлена чередованием номинального и увеличенного диаметров скважины;

- нижележащий интервал скважины разбуривается незначительным количеством долот (с целью недопущения протирания перекрывателя).

Анализ промыслового материала, выполненный институтом «Гипровостокнефть», свидетельствует, что технология применения профильного перекрывателя в настоящее время имеет следующие недостатки:

- разрыв перекрывателя во время раздувания;

- «полет» перекрывателя в скважину;

- отрыв или перетирание перекрывателя при развальцовке;

- ненадежность перекрывателя в стволах с большой и непрерывной кавернонозностью на значительном участке (скв. 306 Преображенской площади);

- большая стоимость комплекта (250 м) перекрывателя (687 тыс. руб.).

Во многих случаях после установки перекрывателя или вскрывается новая зона поглощения, или скважина продолжает поглощать и заканчивается бурением при частичном поглощении - 2-3 м3/ч.

Перекрытие зоны полного (катастрофического) поглощения «хвостовиком» считается достаточно традиционным и надежным методом. Однако, в практике бурения наблюдаются случаи недоспуска «хвостовика» до необходимого интервала, особенно в наклонном стволе. Цементирование «хвостовика» осуществляется достаточно успешно от башмака до зоны поглощения. «Голова» «хвостовика», как правило, требует повторного, часто неоднократного цементирования.

Наиболее существенным недостатком применения «хвостовика» является необходимость бурения значительного интервала (1130 - 2175 м) резервным диаметром долота (269,9 мм или 295,3 мм под 245-мм «хвостовик»). Показатели работы этих долот значительно ниже, чем у долот диаметром 215,9 мм. Кроме того, бурение в условиях поглощения требует дополнительных затрат времени и средств. Кроме потерь времени на собственно углубление скважины за счет разницы в показателях работы долот имеют место потери, связанные со спуском «хвостовика» и его цементированием.

Применение «хвостовика» с целью ликвидации зон поглощений закладывается на стадии выбора и обоснования рациональной конструкции скважины. Этому выбору должен предшествовать анализ статистических данных по борьбе с поглощениями на разбуриваемой площади.

Таким образом, ликвидация поглощений бурового раствора установкой перекрывающих труб является весьма трудоемким и дорогостоящим процессом.

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

Зарубежный опыт ликвидации поглощений бурового раствора

Наиболее эффективным способом ликвидации зон поглощений за рубежом является закупорка каналов с помощью наполнителей. Выше указывалось, что специализированные фирмы полностью удовлетворяют потребности буровиков в наполнителях, причем, в виде готовых научно …

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 …

Как с нами связаться:

Украина:
г.Александрия
тел./факс +38 05235  77193 Бухгалтерия
+38 050 512 11 94 — гл. инженер-менеджер (продажи всего оборудования)

+38 050 457 13 30 — Рашид - продажи новинок
e-mail: msd@msd.com.ua
Схема проезда к производственному офису:
Схема проезда к МСД

Контакты для заказов шлакоблочного оборудования:

+38 096 992 9559 Инна (вайбер, вацап, телеграм)
Эл. почта: inna@msd.com.ua