Ликвидация поглощений при бурении

ПРИМЕНЕНИЯ ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА ПБС ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ 

Скважина и вскрываемый в процессе бурения проницаемый пласт представляют собой единую гидродинамическую систему скважина-пласт. Проницаемый пласт может быть водоносным, нефтеносным и газоносным. Проницаемые горизонты могут быть представлены трещиноватыми, кавернозными, пористыми и трещиновато-пористыми разностями горных пород. 
Явление поглощения промывочной жидкости обусловлены соотношениями давлений в скважине и пласте, а также зависит от проницаемости пласта и степени раскрытия трещин. Со стороны скважины на пласт действует давление, величина которого зависит от технологических операций, выполняемых в процессе бурения. В состоянии покоя скважины это давление равно гидростатическому давлению столба промывочной жидкости. Так как скважина и вскрытый проницаемый пласт представляют собой сообщающиеся сосуды и при разности давлений между ними возникает переток жидкости и пластовое давление можно определить по величине столба промывочной жидкости по известной формуле. 

Но при циркуляции промывочной жидкости возникает гидродинамическое давление, которое также оказывает угнетающее давление на пласт. Если пластовое давление больше чем сумма гидростатического и гидродинамического давлений, то возникает проявление пластового флюида. Если меньше то воз-можно поглощение промывочной жидкости. Интенсивность поглощения также зависит от фильтрационного сопротивления пласта, т.е. при одинаковых пластовых давлениях и одинаковых гидростатических и гидродинамических давлениях в скважине вероятность возникновения поглощения будет выше, чем выше проницаемость пласта. 
Оценка факторов, изменяющих интенсивность поглощения промывочной жидкости, важна с точки зрения предупредительных мероприятий. Однако далеко не всегда удаётся предупредить увеличение проницаемости вскрытого поглощающего пласта, что вынуждает изменять намеченную методику борьбы с поглощением. 

Все существующие методы предупреждения и борьбы с поглощениями промывочных жидкостей при бурении скважин можно разделить на три группы: 
1. Методы регулирования реологических свойств промывочной жидкости; 
2. Методы уменьшения перепада давления в системе скважина-пласт; 
3. Методы уменьшения сечения или полной изоляции каналов поглощения. 

Первые два метода не всегда дают положительный результат, т.к. снизив плотность бурового раствора, можно пробурить скважину без поглощений, но могут возникнуть проблемы при цементировании колонны. Третий метод более трудоёмок, но более эффективен. 
Для ликвидации катастрофических поглощений и заколонных перетоков в трещиноватых коллекторах нами был разработан тампонажный материал ПБС и способ его применения. 


Применение материала ПБС (патент РФ 2188930) в скважинах для ликвидации катастрофических поглощений и заколонных перетоков обуслов-лено рядом его физико-химических свойств: 

  • Материал ПБС представляет собой тонкодисперсный порошок с насып-ной плотностью 1000-1100кг/м3;
  • Материал ПБС полимеризуется в зоне проведения ремонта при контакте с водой;
  • * Материал ПБС обладает высокой адгезией к поверхности породы;
  • Материал ПБС после полимеризации устойчив к воздействию агрессивных сред;
  • В процессе полимеризации материал ПБС увеличивается в объеме до 20 раз;
  • Время полимеризации материала ПБС при контакте с водой составляет не менее 1 часа.
  • Температура в зоне ремонта от 00С до +1300С.
  • Приемистость в зоне нарушения должна быть не менее 100 м3/сутки при давлении 50 атм.
  •  В нефтенасыщенной части пласта материал ПБС остаётся инертен, в объёме не увеличивается и легко выносится из порового пространства.
  • При воздействии на прореагировавший с водой материал ПБС 15%-м водным раствором каустической соды происходит его деструкция с образованием подвижной маловязкой массы, которая легко удаляется из ПЗП.
  • Технология наиболее применима в трещиноватых коллекторах (карбонатах) или терригенных коллекторах с катастрофическим поглощением (от 1м3/ час при циркуляции жидкости до условия без выхода циркуляции).
  • Учитывая опыт работ в Оренбурге, нами произведена модификация мате-риала ПБС специальными комплексонами, которые улучшают структурно-механические свойства материала на 20-25% и предотвращают его разрушение (размыв) при течении жидкости. Также, нами изменена схема закачки мате-риала в зону поглощения, позволяющая провести реагирование (разбухание и сшивку) материала в стволе скважины, с последующей продавкой в зону поглощения неразрывным резиноподобным тампоном.

 

Пример работы тампонажного состава ПБС 


 

Технология прошла испытания на месторождениях Республики Татарстан, Коми и Волгоградской области при ликвидации катастрофических поглощений и заколонных перетоков. 
Нижневолжским филиалом БК «Евразия» были проведены работы по изоляции водопритока из пласта и ликвидации поглощений с применением материала ПБС. 

На скважине № 3 Палласовская произошёл перелив воды в межколонном пространстве с дебитом 10м3/час. Была произведена перфорация в интервале 234-258м и попытки ликвидации негерметичности цементом, тампоном и цементно-бентонитовой смесью результата не дали. Затем произвели закачку материала ПБС в количестве 300кг, продавку буровым раствором и закрыли скважину на реагирование сроком на 6 часов. После реагирования опрессовали скважину на давление 75 атм. – герметично. Продолжили бурение. 

На скважине № 26 Платовская на глубине 1708м произошёл провал 0,7м. Интенсивность поглощения составила 28м3/час, зона поглощения вскрыта не полностью по причине нехватки раствора. В зону поглощения закачали суспензию материала ПБС в количестве 375кг. После реагирования восстановили циркуляцию и продолжили вскрытие поглощающего горизонта до глубины 1717м, частичное поглощение составляло 3м3/час. После закачки вязкого там-пона в объёме 8м3 поглощение прекратилось. 

На скважине № 1 Даниловская на глубине 499м произошло полное поглощение промывочной жидкости. При промывке интенсивность поглощения 36м3/час. Произвели закачку материала ПБС в количестве 300кг, циркуляция восстановилась. Продолжили бурение с частичным поглощением 3м3/час, однако на глубине 520-525м произошло полное поглощение, статический уровень в скважине составил 72м. Закачка ВУС результата не дала. Закачали в зону поглощения суспензию материала ПБС в количестве 300кг и 15м3 вязкого тампона. При дальнейшем углублении скважины интенсивность поглощения составила 3м3/час. С глубины 605м интенсивность поглощения снизилась до 1м3/час, затем поглощение прекратилось. 

Самые большие осложнения происходили на скважине № 1 Шапкинская. При бурении на глубине 3113м произошло увеличение механической скорости бурения, интенсивность поглощения составила 30м3/час при уровне 60м. Произвели углубление на 5 метров (до 3118м), интенсивность поглощения не изменилась. Ликвидация поглощения закачкой высоковязкого тампона положительного результата не дала. Закачали суспензию материала ПБС в количестве 300кг, после реагирования продолжили бурение с частичным поглощением 1,9м3/час. С глубины бурения 3120м интенсивность поглощения увеличилась до 5м3/час. Закачали суспензию материала ПБС в количестве 200кг и вязкого тампона в количестве 10м3, после реагирования продолжили бурение. 
При бурении в интервале 3330-3335м произошло частичное поглощение промывочной жидкости до 3м3/час. В зону поглощения закачали суспензию ПБС в количестве 220кг и вязкий тампон. Поглощение ликвидировано. При дальнейшем углублении скважины произошло частичное поглощение промывочной жидкости на глубине 3390м. В зону поглощения под давлением закачали 300кг суспензии ПБС, после реагирования в течение 4 часов продолжили бурение, частичное поглощение составило 0,2м3/час. 

На скважине № 2 Вост.Терсинская. При бурении скважины на глубине 1365м скважина поглотила полностью. Без выхода циркуляции скважину углубили до 1366.4м. Сменив компоновку низа бурильной колонны, через долото, установленное на глубине 1358м закачали 310кг ПБС. Закачка ПБС производилась при давлении 40-45кгс/см2. После технологической стоянки поглощения промывочной жидкости отмечено не было. 
Проведение технологической операции по ликвидации негерметичности в резьбовых соединениях обсадных колонн, а также ликвидация негерметичности в ранее перфорированной колонне, сводится к закачке под давлением высоковязкого тампона или тампонажного цемента в зону негерметичности. Проведенные работы порой приводят к нулевому результату, вследствие наличия в заколонном пространстве, в месте негерметичности, высоконапорного водяного пласта оттесняющего тампонирующую смесь от зоны негерметичности. 
В среднем, при ликвидации негерметичности колонны затрачивается до 15 су-ток производительного времени и большое количество тампонажного цемента и материалов. Так, на буровой № 4 Алексеевской площади в течение 15 суток ликвидировать не герметичность в МСЦ-245мм закачкой в зону поглощения тампонажного цемента не удалось. Закачкой суспензии ПБС в количестве 300кг в течение 6 часов негерметичность была ликвидирована. 


Проведённые опытно-промышленные работы по применению материала ПБС показали, что: 

1. Данная технология позволяет резко сократить затраты производственного времени на ликвидацию поглощений промывочной жидкости и позволяет про-водить работы без подъёма бурового инструмента. 

2. Данная технология также применима при ликвидации негерметичности в муфтах МСЦ и при ликвидации межколонных водопроявлений. 

3. Данная технология позволяет резко сократить затраты на материалы, традиционно применяемые для ликвидации поглощений, так экономия средств от использования материала ПБС только на буровой № 3 Палласовской площади составила 2 146 406 рублей. 

 
Оформить заказ
Отправить заявку


Схема проезда
Онлайн-консультант