К выбору состава кольматирующих добавок в поглощающих горизонтах | Статья в журнале «Молодой ученый»

Автор:

Рубрика: Технические науки

Опубликовано в Молодой учёный №11 (70) июль-2 2014 г.

Дата публикации: 06.07.2014

Статья просмотрена: 176 раз

Библиографическое описание:

Хохлов А. В. К выбору состава кольматирующих добавок в поглощающих горизонтах // Молодой ученый. — 2014. — №11. — С. 127-129. — URL https://moluch.ru/archive/70/11718/ (дата обращения: 16.07.2018).

Известно, что поглощение буровых растворов — тяжелое осложнение процесса строительства скважины, приводящее к значительным затратам времени и материальных ресурсов, предупреждением которого занимаются как буровые предприятия, так и научные подразделения.

Рассмотрение вопроса по предупреждению поглощений на примере Пачгинской площади, расположенной на юге — востоке республики Коми. Она приурочена к Патраковской складчатости. Выделенная структура представляет собой антиклиналь. Разрез осложнен тектоническими нарушениями, что сразу определяет наличие слабых пластов с одной стороны, а с другой — аномалии пластовых давлений. Согласно геолого-геофизическим исследованиям кровля продуктивных пластов представлена солевыми отложениями, кроме того, в разрезе представлены терригенные и карбонатные отложения пермского возраста, при этом в основном глинисто-песчаные породы занимают более 50 %.

Из-за неучтенных проектировщиками геологических условий была сделана ошибка при расчете плотности, что потребовало утяжелить буровой раствор. При использовании плотности 1500 кг/м3 любые колебания приводили либо к поглощениям, либо к газопроявлениям.

В свою очередь, высокая плотность бурового раствора наряду со снижением площади кольцевого пространства по длине забойного двигателя приводит к значительным репрессиям на стенки скважины, представленные «слабыми» пластами, раскрытию естественных трещин (в карбонатах) и нарушению сплошности сланцевых пород, что, соответственно, интенсифицирует фильтрационные потери, на ликвидацию которых требуется проведение специальных работ. При этом поглощения в глинисто-песчаных породах были ликвидированы с использованием механической кольматации (карбонатный кольматант), что свидетельствует о незначительной «вторичной» проницаемости. В карбонатных породах, по-видимому, произошел гидроразрыв пласта, что привело не только к значительным потерям бурового раствора, но и потребовало использовать специальные мероприятия, успешность которых (кроме, возможно, цементного моста) сомнительна.

Во всех трех интервалах поглощений использовалась КНБК с ВЗД. При дальнейшем применении роторной КНБК поглощения прекратились. Это свидетельствует о том, что при прохождении интервалов «слабых» пластов роторными КНБК существенно понижается риск гидроразрыва пласта, тем самым предупреждая потери промывочной жидкости.

Еще одно мероприятие, повлекшее за собой потери бурового раствора — это запуск циркуляции. Структурные свойства бурового раствора имеют важное значение при включении насосов, особенно в потенциально поглощающих горизонтах. Запуск двух насосов одновременно создает гидроудар, что приводит к разрыву пласту и началу поглощения. Расхаживание и вращение колонны для разрушения структуры раствора, поочередный запуск насосов позволяют уменьшить пусковое давление, тем самым предотвращая осложнения.

В настоящее время для борьбы с поглощениями существует огромное количество способов, самым распространенным является использование наполнителей.

Для исследования фильтрации жидкости в пористую среду на кафедре бурения был сконструирован прибор. Для имитации пористой среды использовалась губка. Использование данного прибора позволяет наблюдать процесс проникновения жидкости в пористую среду, определить глубину кольматации, вычислить объем жидкости на входе и на выходе прибора, и на основе полученных результатов сделать выводы о влиянии состава и свойств промывочной жидкости на прохождение интервалов проницаемых пород.

Для простейшей демонстрации прохождения жидкости сквозь пористую среду были взяты пробы воды без наполнителя и с наполнителем. Анализ результатов исследований показал, что наполнитель, в данном случае МК — 40, изменяет в первую очередь глубину проникновения жидкости. При этом формируется зона кольматации, обеспечивающая снижение фильтрационных потерь. Полученные данные по фильтрации не противоречат известным раннее результатам, поэтому предлагаемая модель может использоваться для дальнейших экспериментальных работ.

Следующим этапом лабораторных экспериментов является оценочное сравнение кольматационного воздействия безглинистого и полимерглинистого раствора. Исходя из результатов эксперимента можно сделать вывод о том, что наличие коллоидной фазы уменьшает глубину проникновения жидкости и тем самым уменьшает объем поглощенного раствора. Образовавшаяся фильтрационная корка выступает в роли барьера на пути движения жидкости в пласт.

Наиболее простым способом для ликвидации (профилактики) поглощения является применение наполнителей и поэтому следующим исследованием было сравнение различного состава кольматирующих добавок. При использовании безглинистого раствора с наполнителями МК — 40 и Nut Shelles Fine получилась 100 % кольматация пористой модели, объем раствора на выходе равнялся 0. В остальных двух растворах в качестве кольматанта использовалась МК — 40 и слюда. По результатам опытов можно сделать вывод о том, что разнофракционный состав наполнителей дает более положительный результат, чем применение однотипной добавки. Если сравнивать растворы с МК — 40 и слюдой, то при использовании мраморной крошки глубина проникновения наполнителя больше, и тем самым закупоривание пор произошло наиболее эффективно. Это объясняется размером и формой частиц. Размер частиц МК — 40 меньше чем у слюды, а значит в зоне кольматации происходит более плотная укладка, что связано, в том числе, с формой частиц слюды — это пластинки, которые целесообразно применять в группе с другими типоразмерами наполнителей.

Необходимо отметить, что при использовании кольматантов может возникнуть две проблемы. Первая связана с несоразмерно большим размером, а вторая — наоборот, т. е. дисперсность твердой фазы такова, что она фильтруется вместе с жидкой фазой и не способна формировать кольматационный экран. Разнофракционный состав наполнителей помогает решить этот вопрос.

Использование понизителей водоотдачи оказывает влияние на интенсивность фильтрации в пласт. Для сравнения были взяты полимерглинистый раствор, безглинистый с МК — 40 и полимерглинистый с резиновой крошкой различной дисперсности, модифицированной в смазке. В качестве стабилизатора использован реагент Poly Pac UL. Сравнивая с предыдущими результатами можно отметить следующее: использование понизителей водоотдачи приводит к меньшим потерям промывочной жидкости за счет связывания свободной воды. Модифицированная резиновая крошка выступила в роли демфирующейся добавки. За счет своей деформации частиц она более плотно закупорила каналы пористой модели. По сравнению с МК — 40 мы наблюдаем меньшую глубину проникновения как кольматанта, так и самого раствора. При движении в пористой среде вязкость, начиная с некоторой скорости сдвига, сильно растет и во много раз превосходит начальную вязкость раствора. Полимерные растворы, наряду с эффектами вязкоупругости, проявляют при движении в пористой среде и аномалии, обусловленные их микрогетерогенностью и способностью сорбироваться в скелете пористой среды, изменяя ее гидравлическое сопротивление. Для сравнения взяли два полимерглинистых раствора с разной вязкостью. По результатам можно сказать следующее, что увеличение вязкости снижает глубину проникновения жидкости. Раствор, попадая в пористую среду, загустевает в каналах, создавая дополнительное препятствие на пути движения раствору, попадающему в поры. Сила такого сопротивления зависит от структурно-механических свойств раствора, размеров и формы каналов, а также от глубины проникновения раствора в пласт. Растворы полимеров при движении в пористой среде обладают способностью уменьшать приемистость породы в результате адсорбции и механического улавливания полимера породой. Во время бурения скважины № 1 Пачгинской площади наблюдалось поглощение бурового раствора плотностью 1500 кг/м3. Для сравнения взяли этот же раствор, только в первом случае без добавок кольматанта, а во втором добавили МК — 40. На первый взгляд, раствор с такой плотностью должен проходить через модель пористой среды быстрее, но как мы видим все получилось иначе. Дело в том, что утяжеление до плотности 1500 кг/м3 производилось баритом, который выступил в данном случае и в роли утяжелителя, и в роли кольматанта. При добавке МК — 40 глубина проникновения раствора уменьшилась, и как уже говорилось в предыдущих опытах, разнофракционный состав дает наиболее положительный результат.

Анализ промысловых и лабораторных исследований (рисунок 1.1) показал:

-        коллоидная фаза снижает интенсивность фильтрации в пласт. Фильтрационная корка выступает в роли барьера на пути движения жидкости в пласт;

-        сочетание МК — 40 и ореховой скорлупы, а также бентонита и модифицированной резиновой крошки создают прочный кольматационный экран. Разнофракционных состав наполнителей наиболее эффективно снижает фильтрационные потери;

-        увеличение вязкости снижает глубину проникновения, уменьшает объем поглощенного раствора. При увеличение вязкости на 21 сек снижается глубина проникновения жидкости на 11 мм. Чем меньше раскрытие трещин, тем большее значение приобретает пластическая вязкость. С увеличением раскрытия трещины возрастает роль динамического напряжения сдвига.

Рис. 1.1. Глубина проникновения жидкости в пористую среду: 1 — Вода; 2 — Вода + МК-40; 3 — Безглинистый; 4 — Полимерглинистый; 5 — Безглинистый + МК-40 + ореховая скорлупа; 6 — Полимерглинистый + МК-40; 7 — Полимерглинистый + слюда; 8 — Полимерглинистый + понизитель водоотдачи; 9 — Безглинистый + понизитель водоотдачи + МК-40; 10 — Полимерглинистый + понизитель водоотдачи + модифицированная резиновая крошка; 11 — Полимерглинистый с высокой вязкостью; 12 — Полимерглинистый с низкой вязкостью; 13 — Раствор плотностью 1500 кг/м3, утяжеленный баритом; 14 — Раствор плотностью 1500 кг/м3, утяжеленный баритом и МК-40

Основные термины (генерируются автоматически): пористая среда, буровой раствор, глубина проникновения жидкости, раствор, модифицированная резиновая крошка, пласт, понизитель водоотдачи, промывочная жидкость, состав наполнителей, увеличение вязкости.


Похожие статьи

Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт

Проникновению промывочной жидкости в пласт способствуют несколько факторов.

Глубина проникновения фильтрата в гранулярный пласт под влиянием избыточного давления тем больше, чем выше водоотдача промывочной жидкости, продолжительность...

Применение облегченных технологических жидкостей для...

Если вязкость промывочной жидкости вследствие избытка стабилизаторов превышает требуемую величину, необходимо разбавить

Недостаточное содержание понизителя водоотдачи.

Например, при снижении водоотдачи раствора изменяются вязкость и СНС.

Материалы и реагенты для приготовления промывочных...

Глины, используемые для приготовления промывочных жидкостей, могут быть в виде комков и порошков.

1. Углещелочной реагент (УЩР) применяется для повышения стабильности, снижения водоотдачи и вязкости раствора при температуре до 140°С, что важно для...

Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов

понизители водоотдачи тампонажных растворов объемных условиях должны в затрубном пространстве отвечать всем требованиям технологии цементирования, а в пористой среде блокировать поровые каналы...

Новые ингибиторы для бурения неустойчивых глинистых...

Практика показала, что большинство сред, вызывающих процесс ингибирования набухания приводит к диспергированию глинистых образцов, что оказывает негативное воздействие на качество промывочной жидкости. Методику оценки ингибирующей способности бурового...

Превентивные меры в борьбе с поглощениями при бурении...

Эффективным способом ликвидации поглощения буровых растворов при бурении нефтяных и газовых скважин, который используется в 90 % случаев, является закупорка каналов

— М.: Недра, 1984. 7. В. Ф. Роджерс. Состав и свойства промывочных жидкостей.

Химическая обработка бурового раствора при бурении на...

Буровой раствор, обработанный по принятой рецептуре, малоопасен для окружающей природной среды.

Повышает вязкость пресных растворов, для обработки которых рекомендуется гипан-1; содержание его в растворе обычно до 0,2–0,3 %. Термостойкость...

Использование полимеров в качестве сорбентов

Модификация каучуков указанным способом приводит к образованию oбъемно-пористых продуктов коричневого или темно-коричневого цвета.

Это приводит к значительному увеличению вязкости суспензии в целом, и при больших концентрациях порошковых...

Реагенты и жидкости для гидравлического разрыва пласта

Выбор жидкости гидроразрыва — первоочередная задача. При этом необходимо учесть еще и тип

Деструктор капсулированный представляет собой окислительный состав на основе

Материалы и реагенты для приготовления промывочных растворов в нефтехимической...

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle

Похожие статьи

Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт

Проникновению промывочной жидкости в пласт способствуют несколько факторов.

Глубина проникновения фильтрата в гранулярный пласт под влиянием избыточного давления тем больше, чем выше водоотдача промывочной жидкости, продолжительность...

Применение облегченных технологических жидкостей для...

Если вязкость промывочной жидкости вследствие избытка стабилизаторов превышает требуемую величину, необходимо разбавить

Недостаточное содержание понизителя водоотдачи.

Например, при снижении водоотдачи раствора изменяются вязкость и СНС.

Материалы и реагенты для приготовления промывочных...

Глины, используемые для приготовления промывочных жидкостей, могут быть в виде комков и порошков.

1. Углещелочной реагент (УЩР) применяется для повышения стабильности, снижения водоотдачи и вязкости раствора при температуре до 140°С, что важно для...

Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов

понизители водоотдачи тампонажных растворов объемных условиях должны в затрубном пространстве отвечать всем требованиям технологии цементирования, а в пористой среде блокировать поровые каналы...

Новые ингибиторы для бурения неустойчивых глинистых...

Практика показала, что большинство сред, вызывающих процесс ингибирования набухания приводит к диспергированию глинистых образцов, что оказывает негативное воздействие на качество промывочной жидкости. Методику оценки ингибирующей способности бурового...

Превентивные меры в борьбе с поглощениями при бурении...

Эффективным способом ликвидации поглощения буровых растворов при бурении нефтяных и газовых скважин, который используется в 90 % случаев, является закупорка каналов

— М.: Недра, 1984. 7. В. Ф. Роджерс. Состав и свойства промывочных жидкостей.

Химическая обработка бурового раствора при бурении на...

Буровой раствор, обработанный по принятой рецептуре, малоопасен для окружающей природной среды.

Повышает вязкость пресных растворов, для обработки которых рекомендуется гипан-1; содержание его в растворе обычно до 0,2–0,3 %. Термостойкость...

Использование полимеров в качестве сорбентов

Модификация каучуков указанным способом приводит к образованию oбъемно-пористых продуктов коричневого или темно-коричневого цвета.

Это приводит к значительному увеличению вязкости суспензии в целом, и при больших концентрациях порошковых...

Реагенты и жидкости для гидравлического разрыва пласта

Выбор жидкости гидроразрыва — первоочередная задача. При этом необходимо учесть еще и тип

Деструктор капсулированный представляет собой окислительный состав на основе

Материалы и реагенты для приготовления промывочных растворов в нефтехимической...

Задать вопрос