1. Актуальность проблемы
Одним из основных видов осложнений при проводке скважин является поглощение буровых и цементных растворов. Ежегодные затраты времени на борьбу с поглощениями весьма значительны.
Поэтому разработка эффективных методов предупреждения поглощений и борьбы с ними является одним из резервов снижения затрат на проводку скважин и увеличения технико-экономических показателей бурения.
Исследования по проблеме проводки скважин в поглощающих пластах проводятся с позиции гидродинамики, физико-химии и конструирования технических средств.
Гидродинамические исследования выполняются для определения характеристик поглощающих пластов, выбора реологических параметров буровых растворов и тампонирующих систем; физико-химические исследования, в основном, связаны с подбором рецептур буровых растворов и тампонажных смесей.
Недостаточная связь между отдельными этими исследованиями не обеспечивает высокую эффективность предупреждения и ликвидации поглощений.
Поэтому только комплексное решение рассматриваемой проблемы, предусматривающее гидродинамические исследования поглощающего пласта для получения информации о его состоянии и параметрах, физико- химические исследования тампонирующих систем, а также разработку и внедрение технических средств и технологических приемов, применяемых в соответствии с характеристиками поглощающего пласта, позволят успешно решить проблему проводки скважин в поглощающих пластах.
Теоретическому и экспериментальному исследованию физико-геологической сущности явлений поглощения, определению параметров поглощающего пласта, а также разработке мероприятий по предупреждению и ликвидации этого вида осложнений посвящено большое количество работ отечественных и зарубежных исследователей [1–6].
Однако многие вопросы рассматриваемой проблемы требуют дальнейшей разработки. Теоретические положения о взаимодействии поглощающих пластов, требования к тампонирующим смесям, определение необходимого количества тампонирующей смеси, эффективные способы борьбы с поглощениями на площадях с аномально низким давлением при высокой интенсивности поглощения разработаны недостаточно и являются актуальными и на сегодняшний день.
Современное состояние проблемы проводки скважин в поглощающих пластах показывает, что эффективность изоляционных работ может быть повышена, а в ряде случаев осложнения могут быть предупреждены при комплексном подходе к решению проблемы в содружестве специалистов науки и производства.
2. Потеря циркуляции
Потеря циркуляции — это частичный или полный уход бурового раствора в породы. Это может произойти в только случае, когда естественные или созданные трещины в породе достаточно велики, чтобы пропустить буровой раствор, и когда давление, создаваемое столбом бурового раствора, превышает поровое давление пласта. Признаки потери циркуляции зависят только от степени поглощения. Это может быть как постепенное снижение уровня в емкостях, так и полное прекращение выхода раствора на поверхность.
Поглощения могут происходить в четырех типах пород, к которым относятся следующие:
1. Несцементированные или высокопроницаемые породы, т. е. пласты гравия;
2. Породы с естественной трещиноватостью: известняки, доломиты, мел, крепкие песчаники и сланцевые глины;
3. Породы с искусственно наведенными трещинами;
4. Кавернозные породы, т. е. известняки, выщелоченные проса-чиванием воды.
Каждая из указанных выше зон проявляет определенные идентифицирующие характеристики, которые можно кратко изложить следующим образом:
а. Несцементированные породы
|
Местонахождение: |
могут встречаться в породах любого типа, но обычно встречаются в породах со слабыми плоскостями напластования. Может встречаться как в устойчивых, так и в слабосцементированных породах. Часто встречается вслед за внезапными гидравлическими ударами и поэтому является признаком неквалифицированного ведения буровых работ |
|
Тип поглощения: |
вначале постепенное снижение уровня в емкостях |
б. Породы с естественной трещиноватостью
|
Местонахождение:
Тип поглощения:
|
в горных породах любого типа, обычно на больших глубинах, широко распространены. вначале постепенное снижение уровня в емкостях. |
|
|
в. Искусственно наведенные трещины |
|
|
|
Местонахождение: |
могут встречаться в породе любого типа, но обычно встречаются в породах со слабыми плоскостями напластования. Может встречаться как в устойчивых, так и в слабосцементированных породах. Часто встречается вслед за внезапными гидравлическими ударами и поэтому является признаком неквалифици-рованного ведения работ. |
|
|
Тип поглощения: |
обычно происходит внезапно с полной потерей циркуляции. |
|
г. Кавернозные породы, т. е. известняки, выщелоченные просачиванием воды
|
Местонахождение:
|
обычно ассоциируются с выще-лоченными известняками. Имеют широкое распространение, обычно в прибрежных регионах. |
|
Тип поглощения: |
Обычно внезапное и полное, сопровождаемое проваливанием долота на глубину от нескольких дюймов до метра [9]. |
3. Превентивные меры в борьбе с потерей циркуляции
Наиболее эффективной, с точки зрения затрат, обработкой является предотвращение. Расчеты и оценки показывают, что почти 50 % всех осложнений, связанных с потерей циркуляции, можно предотвратить, используя соответствующую технологию бурения и соответствующий раствор.
Двумя наиболее распространенными причинами потери циркуляции, которых можно избежать, являются следующие:
1. Слишком высокие давления на забое;
2. Слишком высоко установленная промежуточная колонна.
Слишком высокие давления на забое могут быть вызваны:
- избыточным гидростатическим давлением;
- слишком высокой скоростью циркуляции;
- пульсацией насоса;
- нарастанием фильтрационной корки;
- слишком быстрым спуском инструмента (гидравлический удар);
- слишком быстрым подъемом инструмента (поршневание);
- чрезмерной вязкостью;
- набуханием предохранительных колей для обсадных труб.
Все эти причины чрезмерного давления на забой можно предотвратить, используя правильную технологию бурения и поддерживая параметры бурового раствора в требуемых пределах.
Если зона поглощения ожидается, то рекомендуется предварительная обработка бурового раствора наполнителями для борьбы с поглощением. Если восстанавливать циркуляцию должным образом, то можно предотвратить большинство гидравлических ударов. Хорошая реология обеспечит качественную очистку ствола, тогда как поддержание в безопасных пределах низких плотностей раствора снизит вероятность потери циркуляции, вызываемой избыточным гидростатическим давлением [1].
4. Классификация зон поглощения
Когда происходит потеря циркуляции, то прежде, чем предпринимать какие-то бы ни было меры, нужно иметь некоторую информацию об этой проблеме.
Во-первых, необходимо установить местонахождение поглощающей зоны. Если поглощение произошло не на забое, не у башмака обсадной колонны и не вблизи зоны, в которой поглощение было в последний раз, то для точного определения места поглощения можно провести температурный или гамма-каротаж.
Во-вторых, нужно знать тип поглощающей породы. Обычно для этого можно использовать анализ литологических данных, имеющихся на буровой, или проанализировать события, которые привели к поглощению
И, наконец, необходимо определить масштабы поглощения, которые могут быть в пределах от небольшой утечки раствора до катастрофического поглощения без выхода на поверхность.
В общем виде масштабы поглощения классифицируются следующим образом:
- Утечка: обычно 0,26–1,59 м3/ч;
- Частичное поглощение: 1,59–7,95 м3/час;
- Полное поглощение: уровень раствора в скважине находится на 69–150м ниже устья;
- Катастрофическое поглощение: уровень раствора в скважине падает ниже 150м от устья.
Каждое из этих поглощений зависит от типа поглощающей породы.
Если провести сравнение между типом поглощающей зоны и масштабом поглощения, то можно отметить следующее:
1. Утечка может иметь место в любой породе, пористость и проницаемость которой позволяют движение бурового раствора, а гидростатическое давление бурового раствора превышает пластовое.
2. Частичные поглощения обычно происходят в пластах гравия, несцементированных крупнозернистых песчаниках, в небольших естественных и искусственных трещинах.
3. Полное поглощение может произойти в длинных необсаженных интервалах гравия, естественных и искусственных трещинах.
4. Катастрофическое поглощение происходит в кавернозных породах, в породах с большими естественными и искусственными открытыми трещинами [1].
5. Классификация материалов для борьбы с поглощением
В целях квалификации материалы для борьбы с поглощениями можно разделить на следующие категории:
А. Волокнистые материалы. Эти волокнистые материалы можно получить из органических, неорганических или синтетических материалов. Это могут быть: волокно древесины, шерсть животных, минеральная вата, стекловолокно, солома, асбест, отходы ковровых изделий и др.
В. Пластинчатые или чешуйчатые материалы. Примерами пластинчатых материалов могут служить слюда, целлофан, рисовая шелуха, различные переработанные пластмассы.
С. Гранулированные материалы. В категорию гранулированных входят измельченная скорлупа ореха, молотые пластмассы, семена, бентонит крупного помола, асфальт, известняк и т. д.
D. Смесь вышеназванных материалов. Имеются различные коммерческие смеси под различными торговыми названиями.
Е. Упрочняющие пробки (тампоны) и цементирование. Упрочняющие, или мягкие, пробки можно приготовить из дизтоплива, смеси нефти с бентонитом, палыгорскитом, лигносульфонатом кальция, из специальных цементов и некоторых полимеров. По желанию в них можно добавить волокнистые, чешуйчатые или гранулированные наполнители для борьбы с поглощениями. В зависимости от типа используемой пробки они могут устанавливаться термическим или химическим способом, а также с временной выдержкой.
Используются и цементные пробки, но у них слишком много ограничений, которых нет у большинства мягких пробок. У цементных растворов слишком высокие прочности геля и при их продавливании трещины фактически увеличиваются [2].
6. Применение стандартных наполнителей для борьбы с поглощением
В отечественной и зарубежной практике для борьбы с поглощениями используется до 40–60 наименований различных типов наполнителей: гранулированных — до 50 %, пластинчатых и чешуйчатых — до 30 % и волокнистых — 20 %. Такое многообразие изолирующих материалов обуславливается различием геолого-технических условий строительства скважин, территориальной удаленностью объектов от сырьевой базы, а также технологическими особенностями проведения ремонтно-изоляционных работ. Зачастую используются материалы, изготовленные в других регионах, и чтобы оценить их результативность применительно к новым геологическим условиям, необходимо изучить их изолирующие свойства [3].
Таблица 1
Применение стандартных наполнителей в зависимости от масштаба поглощения
|
Размер изолируемой трещины |
Масштаб поглощения |
Материалы и диапазоны размера |
|
3,2–6,4 |
От утечки до полного |
Мелкие гранулированные Мелкие волокнистые Чешуйчатые от средних до крупных |
|
|
Полное |
Крупные гранулированные Крупные волокнистые Крупные чешуйчатые |
|
6,3–304 |
Полное (каверны) |
Чистый цемент |
|
Более 304 |
Полное (каверны) |
Мягкая пробка или бурение без выхода бурового раствора |
Эффективным способом ликвидации поглощения буровых растворов при бурении нефтяных и газовых скважин, который используется в 90 % случаев, является закупорка каналов гидропроводности наполнителями
Общим принципом выбора наполнителя для ликвидации поглощения является его фракционный состав, частицы которого должны иметь фракции как в 2–3 раза меньше раскрытия каналов трещин, так и соответствующие размеры раскрытия трещин пород.
Эффективность изоляционных работ значительно повышается при использовании наполнителей разной природы, как было показано выше, и исключении относительного движения фаз в среде жидкости, применяемой для транспорта наполнителя в зону поглощения [5].
7. Описание тампонов, рекомендованных для ликвидации поглощений, и технология их применения
Вскрытие бурением горизонтов с трещиноватыми породами приводит к потере циркуляции промывочной жидкости и, как следствие, невозможности продолжать работы по углублению скважин. Известно также, что при прохождении долотом горизонтов с трещиноватыми породами с раскрытием трещин более 0,1мм, как и при вскрытии кастровых провалов и пустот, все известные методы малоэффективны
На площадях вскрытие пород с естественной трещиноватостью (известники и др.) приводит в начале к постепенному снижению уровня бурового раствора в емкостях, а затем к потере циркуляции и невозможности продолжать работы по углублению и заканчиванию скважин.
Для борьбы с поглощениями на скважинах закачивали тампонирующую смесь, в составе которой были асбест, резиновая крошка, рисовая шелуха и пр. Однако применением стандартных наполнителей не удавалось предотвратить катастрофические поглощения в этих породах.
В результате исследований новых методов борьбы с серьезными осложнениями, вызываемыми поглощением бурового раствора на скважинах, нами разработаны и предложены к использованию несколько видов тампонирующих материалов и способы их применения.
7.1. Тампон на основе полиакриламида и сульфата алюминия
Это мягкий тампон, представляющий собой черную (если в качестве инертного носителя использовать нефть) или светло-бежевую (если в качестве инертного носителя использовать конденсат) медузоподобную массу.
Его можно получить химическим способом в зоне поглощений в трещиноватых пластах за счет закачки в пласт последовательно: сначала инертной жидкости, содержащей смесь полиакриламида и сульфата алюминия и глубоко проникающей в поры, трещины и пустоты поглощающего пласта, а потом — воды. При контакте с водой полиакриламид набухает и в сотни раз увеличивается в объеме, а сульфат алюминия сшивает набухшие линейные молекулы ПАА. При этом образуется разветвленная структура, способная закупорить поры и трещины и создать защитный экран.
Сущность применяемой технологии заключается в повышении эффективности изоляции зон катастрофических поглощений в трещиноватых пластах, кастровых провалах и пустотах за счет быстро расширяющегося в воде полиакриламида, сшиваемого сульфатом алюминия, доставляемые в зону поглощения средой инертных носителей (нефти или дизельного топлива).
7.2. Тампон из крахмала и цементного раствора.
Тампон был разработан без специальных материалов и смесительного оборудования. Тампон можно легко и быстро приготовить на стандартном оборудовании, имеющемся на буровой.
При установлении этого тампона используется тот факт, что при попадании цементного раствора в раствор крахмала образуется прочный каучукоподобный материал.
Этот тампон может быть получен также химическим способом в зоне поглощений за счет закачки в пласт последовательно: сначала крахмального раствора, который глубоко проникающей в поры, трещины и пустоты поглощающегося пласта и обволакивает их, затем прокачивается буферная жидкость, а потом — водно-щелочной раствор цемента. При контакте цементного раствора с крахмальным раствором образуется каучукоподобная структура, которая затвердевает и способна перекрыть трещины.
Этот тампон, полученный нами в лаборатории, представляет собой сплошную, прочную каучукоподобную массу.
7.3. Тампон из бентонита в дизельном топливе
При установке этого тампона используют тот факт, что при попадании воды в смесь бентонита с дизтопливом бентонит быстро гидратируется и образует прочный материал.
На практике устанавливают местонахождение зоны поглощения и спускают колонну открытым концом на 15–30м выше этой зоны.
Литература:
1. В. И. Крылов, Н. И. Сухенко. Борьба с поглощениями — М.: Недра, 1968.
2. В. И. Крылов, С. С. Джангиров, Н. И. Сухенко и др. Изоляция зон поглощения с применением наполнителей. Обзорная информация. — М.: ВНИИОЭНГ, серия Бурение, 1981.
3. Н. Мойса, Н. Сухенко. Оценка закупоривающих свойств наполнителей для ликвидации поглощений бурового раствора//Бурение. Нефть.№ 6, 2006.
4. Б. Курочкин, Е. Оксенойд, С. Самыкин. Профилактические мероприятия с применением наполнителей-кольматантов при вскрытии потенциально поглощающих пластов//Технология ТЭК. № 4, 2006.
5. С. Горонович, В. Степанов, А. Ефимов. Ликвидация поглощений буровых растворов с использованием наполнителей // Бурение. Нефть.№ 6, 2005.
6. А. И. Булатов, А. И. Пеньков, Ю. М. Проселков. Справочник по промывке скважин. — М.: Недра, 1984.
7. В. Ф. Роджерс. Состав и свойства промывочных жидкостей. — М.: Недра, 1967.
8. Э. Г. Кистер. Химическая обработка буровых растворов. — М.: Недра, 1971.
9. А. И. Булатов. Технология промывки скважин. — М.: Недра, 1981.
10. Ю. Бродский, А. Файнштейн // Бурение. Нефть № 7/8 2006.
11. Я. А. Рязанов. Энциклопедия буровых растворов. — Оренбург: Летопись, 2005.
