Поглощение бурового раствора

«Лидерами»  по числу проявления поглощений являются следующие месторождения нефти:

• при бурении надсолевого комплекса пород - Чкаловское;
• при бурении подсолевого комплекса пород - Вишанское, Ре-чицкое, Рассветовское, Золотухинское.

Неудачные попытки  ликвидации поглощений приводят к большим потерям материального и временного характера. В связи с этим перед лабораторией промывочных жидкостей БелНИПИнефть была поставлена задача разработать эффективный способ предупреждения и ликвидации поглощений при бурении скважин, боковых стволов и ремонтных работах. С этой целью был разработан метод системного подхода к возможности закупорки каналов пласта частицами разного гранулометрического состава и определения кольматирующей способности растворов. Для отработки метода был сконструирован лабораторный прибор определения закупоривающей способности (ОЗС). Подбор соотношения зерен наполнителя различных размеров осуществлялся в соответствии с идеальной гранулометрической кривой по Фуллеру.

Отработка в  течение двух лет данного метода при ликвидации поглощений в промысловых  условиях убедила нас в правильности подхода к решению поставленной перед лабораторией проблемы. Испытание метода позволило создать технологию предупреждения и ликвидации поглощений в зависимости от их категории и целевого назначения пластов-коллекторов.

Классификация поглощений бурового раствора при бурении скважин в зависимости от их интенсивности приведена в таблице 2.

Таблица 2 - Классификация поглощений бурового раствора при бурении скважин

Классификация пластов-коллекторов  по их целевому назначению позволяет подбирать технологию ликвидации поглощения с точки зрения эффективного освоения пластов-коллекторов для добычи или закачки после ликвидации поглощения.

К технологиям  предупреждения поглощений мы относим:

• снижение плотности раствора при подходе к поглощающему горизонту до минимально возможных пределов с целью снижения гидростатического давления до уровня, превышающего пластовое не более чем на 5%;
• введение в буровой раствор смазочной добавки для поддержания коэффициента трения металла о металл в среде бурового раствора не более 0,2;
• переход на роторный способ бурения перед вскрытием поглощающего горизонта (по возможности);
• периодическую промывку скважины в процессе спуска бурильной колонны (через каждые 500 м);
• промывку скважины с минимальной производительностью насосов, обеспечивающей вынос шлама;
• включение в компоновку бурового инструмента кольмататора;
• ввод в буровой раствор кольматанта К-4 или опилок, просеянных через сито с ячейкой 5 мм при роторном способе бурения.

Технология  ликвидации поглощений заключается в порционной закачке закупоривающих составов на основе жидкости-носителя с наполнителями в поглощающий пласт.

Состав жидкостей-носителей, закупоривающих материалов, их концентрация подбираются исходя из категории поглощения и целевого назначения поглощающего пласта-коллектора.

Для создания закупоривающих композиций рекомендуется  использовать следующие наполнители:

• кислоторастворимые карбонатные (особенно при ликвидации поглощений в продуктивных горизонтах): мел, муку доломитовую, щебень доломитовый;
• волокнистые наполнители К-4, К-8;
• древесные опилки.

Эффективность использования кольматантов при  ликвидации поглощений различной интенсивности  была доказана промысловыми испытаниями  при бурении скважин СУБР, снижении приемистости перед установкой цементных мостов, ограничении водопритока, при бурении боковых стволов УПНП и PC.

При ликвидации поглощений проводилось инженерное сопровождение работ на скважинах. С помощью прибора ОЗС производилась оценка тампонирующего состава и, в случае необходимости, - его корректировка.

Наиболее проблемной для ликвидации поглощения является третья категория (катастрофическое поглощение). Подобранный на приборе ОЗС для ее ликвидации кольматирующий состав был впервые испытан при поглощении в семилукском горизонте скважин 10 Золотухинской и 266 Речицкой площадей.

Золотухинская скважина долгое время использовалась в системе ППД. Для перевода ее на вышележащий горизонт необходимо было полностью отсечь принимающий пласт. Предлагаемый кольматирующий состав на основе 8%-го палыгорскитового раствора включал: мел, муку доломитовую, кольматант К-8 и щебень доломитовый. Гранулометрический состав и концентрация наполнителей определялись для ликвидации поглощений 3 категории. Однако, в виду отсутствия на момент поглощения доломитового щебня (размер частиц до 5 мм), пришлось подать в скважину первый состав, содержащий мел, муку доломитовую, кольматанты К-4 и К-8.

Закачку вели двумя порциями по 10 м³. При продавке в принимающий интервал, как первой, так и второй порции состава получили быстрое падение давления до нулевой отметки, что говорило об уходе состава в пласт.

Третья порция кольматирующего состава была приготовлена согласно нашей рекомендации и включала щебень доломитовый. Приготовление состава велось в чанке цементировочного агрегата на повторном соленасыщенном растворе. Было закачано 6 м³ кольматирующего состава. При задавке в принимающий интервал давление поднялось до 150 атм. Спуск воронки показал, что закупоривающий состав

находится выше интервала  перфорации на 5 метров. На кольматацию ушло около 3 м³ закупоривающего состава. Цементный мост был установлен без осложнений.

На основании  изложенного можно сделать вывод, что ликвидировать поглощение удалось только после третьей закачки кольматирующего состава благодаря наличию доломитового щебня, что подтверждает целесообразность системного подхода к подбору кольматантов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Опыт борьбы с поглощениями в нашей стране и за рубежом  показывает, что одним из эффективных  способов ликвидации поглощений является закупорка поглощающих каналов с помощью наполнителей.

При бурении используется более семисот видов закупоривающих и других материалов, хотя стабильно  и широко применяется ограниченное их количество (как правило, наиболее дешевые).

Постоянные поиски эффективных способов изоляции поглощающих пластов в различных геолого-технических условиях проверки скважин привели к разработке большого количества тампонажных смесей. Исследования показали, что для успешного проведения изоляционных работ следует использовать такие тампонажные смеси, которые обладают дополнительными сопротивлениями при движении в пористой среде и вязкость которых сильно возрастает при высоких скоростях сдвига. Эти свойства присущи вязкоупругим жидкостям. Придать тампонажным смесям вязкоупругие свойства можно обработкой их полимерными материалами.

При изоляции зон поглощения наибольшие трудности представляют зоны с повышенной интенсивностью поглощения, особенно с полной потерей циркуляции.

Установить какие-либо закономерности возникновения поглощений и выбрать эффективные мероприятия и технологию проведения работ по их предупреждению и ликвидации очень сложно из-за большого числа факторов, обусловливающих это явление. Поэтому в последние годы для прогнозирования зон поглощений и выбора наиболее эффективных технологических мероприятий по борьбе с ними используют вероятность – статистические методы.

 

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Ю.В. Вадецкий «Бурение нефтяных и газовых скважин».- М.: Недра, 1985. - 420 с.
2. Булатов А.И. «Тампонажные материалы и технология цементирования скважин». - М.:Недра, 1991. - 336 с.
3. Винарский М.С. Практическое руководство по исследованию и изоляции поглощающих пластов при бурении скважин. – М.: Саратов, 1975.
4. Сб.трудов БелНИГРИ. – М.:Минск, 1989. – с.109.
5. Практическое применение системного подхода к выбору состава кольматантов при ликвидации поглощений бурового раствора / Бруй Л.К. и др. // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики  Беларусь: Сб.научн.тр.- Вып.6. – Гомель: ЧУП «ЦНТУ Развитие», 2007. – с.338.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Министерство Образования

Республики Беларусь

 

Гомельский государственный  технический университет им. П.О. Сухого

 

Кафедра: «РЭНМ и ТН»

 

 

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

на тему «Тампонажные смеси и технология изоляции зон поглощения при бурении скважин»

 

по курсу: «Буровые и тампонажные растворы» 

 

 

 

 

 

                                                              Выполнил студент

                                                         группы ЗНР-41

                                                              

                                                                         Проверил преподаватель

                                                Бруй Л.К.

 

 

 

Гомель 2010