ПОГЛОЩЕНИЕ 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 от проницаемости пласта и степени раскрытия трещин. Со стороны скважины на пласт действует давление, вели-чина которого зависит 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, то пластовое давление можно определить по величине столба промывочной жидкости по формуле: 
Рпл. = *9,81*Н, Па (1) 
где  - плотность промывочной жидкости, кг/м3; 
Н – высота столба промывочной жидкости, м. 
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 возможно 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. Тогда условие возникновения поглощения будет следующее: 

Рпл + Рф  Ргс + Ргд (2) 

Ргс - гидростатическое давление, МПа. 
Ргд - гидродинамическое давление, МПа. 
Рф - фильтрационный перепад давления, обусловленный степенью загрязне-ния призабойной зоны пласта и проницаемостью пласта, МПа 
Рпл. - пластовое давление, МПа. 
Как частный случай поглощение может возникнуть при спускоподъёмных операциях, когда Ргд превышает горное давление и возникает гидроразрыв пласта, резко снижая показатель Рф. 
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. 
Движение жидкости по каналам проницаемого пласта в процессе поглощения определяется видом жидкости и гидравлической характеристикой каналов поглощения. В зависимости от вида и характера распределения каналов поглощения в проницаемом пласте фильтрация поглощающейся жидкости может быть радиальной или линейной. 
В общем виде, для случая фильтрации не тиксотропной жидкости в поглощающей проницаемой среде оценка поглощения может быть произведена по упрощённой формуле Маскета: 
Q = K*р/, (3) 
где К – коэффициент, являющийся функцией геометрических размеров прони-цаемой системы; 
р - перепад давления в системе скважина-пласт; 
 - вязкость жидкости. 
Из формулы 3 следует, что количество поглощаемой в процессе бурения нетиксотропной жидкости прямо пропорционально проницаемости поглощающего горизонта и перепаду давления в системе скважина-пласт и обратно пропорционально вязкости поглощающей жидкости. Для вязкопластичных жидкостей общий характер влияния факторов, определяющих интенсивность поглощения, остаётся аналогичным, однако большее значение приобретают реологические свойства. 
К искусственному воздействию на эти параметры и сводятся все существующие методы предупреждения и борьбы с поглощениями промывочных жидкостей при бурении скважин, которые 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. 

1. Методы регулирования реологических свойств промывочной жидкости 

Эффективность предупредительных мер по предотвращению поглощений зависит, в первую очередь, от вида промывочной жидкости, определяющего набор её основных реологических параметров. 
Все применяемые промывочные жидкости можно условно разделить на две группы: ньютоновские жидкости (вода, растворы солей, полимеров и т.п.) и неньтоновские структурированные дисперсные системы (глинистые растворы, меловые, цементные ит.п.). 
Если ньютоновские жидкости характеризуются одним реологическим параметром – динамической вязкостью , то неньютоновские жидкости характеризуются ещё эффективной вязкостью  и динамическим напряжением сдвигу 0. Именно эти реологические параметры влияют на предотвращение поглощений промывочной жидкости. Причём если увеличение динамической вязкости незначительно влияет на снижение интенсивности поглощения, то увеличение эффективной вязкости и динамического напряжения сдвигу могут снизить интенсивность поглощения или его предотвратить. Применение данного способа возможно только в слабопроницаемых породах, где не будет полного ухода жидкости. В данном способе есть существенный недостаток - резкое падение механической скорости бурения. 

Регулирование плотности промывочной жидкости 

Плотность промывочной жидкости – один из факторов, определяющих пе-репад давления на поглощающий горизонт. Изменением плотности регулируется в определённой степени гидростатическое и гидродинамическое давление в скважине. Поэтому при наличии проницаемых зон следует использовать промывочные жидкости с пониженным удельным весом. 
Снижение плотности промывочной жидкости достигается аэрацией, уменьшением содержания твёрдой фазы и использованием лёгких инвертных эмульсий. 
Считается, что основной эффект при использовании аэрированных промывочных жидкостей в борьбе с поглощениями достигается вследствие снижения гидростатического давления на проницаемую зону. Но одновременно воздушная фаза, равномерно распределённая по объёму жидкости в виде мелких пузырьков, изменяет структурно-механические свойства промывочной жидкости. Аэрации можно подвергнуть практически все промывочные жидкости и, в зависимости от исходной жидкости, они являются стабильными или нестабильными системами. Структурированные промывочные жидкости и эмульсии дают стабильные системы. Вода и другие ньютоновские жидкости дают нестабильные системы, которые на выходе из скважины расслаиваются на воздух и жидкую фазу. 
Аэрированные жидкости можно применять с наполнителями. В этом случае лучше использовать структурированные растворы или инвертные эмульсии. Эффект действия наполнителей в таких растворах выше, чем в плотных, т.к. закупорка каналов происходит не только частицами наполнителя, но и пузырьками воздуха. 
Основными недостатками компрессорного способа аэрации является: 
1. Необходимость в компрессорном хозяйстве; 
2. Высокая стоимость приготовления 1м3 аэрированной жидкости; 
3. Повышенная коррозия бурильных труб и оборудования. 

Использование наполнителей для предотвращения поглощения. 

Наиболее простым способом для ликвидации (профилактики) поглощения является применение наполнителей. Наполнители разделяют на волокнистые, пластинчатые (хлопьевидные) и зернистые (гранулированные). Они применяются как индивидуально, так и в различных комбинациях. В качестве закупоривающих материалов используют в основном отходы промышленного производства: опилки, слюду, целлофан, резину, текстильные волокна, шелуху орехов и т.п. Часть из них используется без предварительной обработки, а часть – измельчается. 
Наполнители вводят в основном в структурированные жидкости, где легко обеспечивается равномерное распределение частиц в массе раствора. Поэтому закупорка трещин частицами наполнителя сопровождается образованием фильтрационной корки с последующим накопление дисперсной фазы. В воде добиться равномерного распределения закупоривающего материала гораздо сложнее, т.к. здесь требуется строгое соблюдение равенства плотности воды и наполнителя. 
Эффективность закупоривания определяется размером частиц и их формой, фракционным составом наполнителя, его концентрацией и видом исходного материала. 
Основным недостатком применения наполнителей является сложность очистки промывочной жидкости от выбуренной породы и высокий расход наполнителя. 

2. Тампонажные растворы, применяемые для ликвидации поглощений. 

Единой классификации тампонажных растворов нет, поэтому их можно разделить по отдельным признакам. Как системы, тампонажные растворы можно разделить на однофазные (истинные растворы) и многофазные (дисперсные системы). 
Большинство тампонажных растворов является дисперсными системами. Размеры частиц твёрдой фазы тампонажных растворов во много определяют характер и скорость протекания физико-химических превращений при тампонировании. По размерам частиц твёрдая фаза растворов может быть коллоид-но-дисперсной, грубодисперсной и с промежуточной дисперсностью. Тампонажные растворы – всегда полидисперсные системы. По роду вяжущего материала растворы для тампонирования можно разделить на портландцементные, шлаковые, известково-песчанистые и их комбинации. Также отдельным видом можно представить различные глины. Обычно растворы именуют по названию твердеющего вещества, преобладающего по массе. 
По жидкости затворения (дисперсионной среде) растворы можно разделить на 3 группы: водные, углеводородные и комбинированные. По характеру физико-химических изменений, происходящих в растворах во времени, последние делят на твердеющие (схватывающиеся) и нетвердеющие, но в той или иной степени упрочняющиеся. 
Все тампонажные растворы должны удовлетворять определённым требованиям: 
1. Образовывать в порах и трещинах горных пород тампонажный камень или прочный изолирующий тампон; 
2. При твердении не давать усадки с образованием трещин и быть непроницаемым для жидкостей и газов; 
3. Проникать в любые поры и трещины под избыточным давлением, но в тоже время на растекаться в них под действием собственной массы; 
4. Обладать хорошей сцепляемостью со стенками трещин; 
5. Позволять регулировать темпы набора прочности при образовании структуры; 
6. Быть устойчивым и не седиментировать; 
7. Быть устойчивым к размывающему действию подземных вод; 
8. Не изменять тампонирующих свойств при отрицательных температурах. 
Получить тампонажные растворы, удовлетворяющие всем требованиям, практически невозможно и поэтому все тампонажные растворы подбираются конкретно исходя из горно-геологических условий данного региона.


Методы, способы и средства предупреждения поглощений промывочной жидкости 

 

Методы предупреждения поглощений промывочной жидкости Способы предупреждения поглощений промывочной жидкости Средства предупреждения поглощений промывочной жидкости
 
 
 
Регулирование гидравлического сопротивления в системе скважина-пласт
Уменьшение гидравлического давления в скважине Облегчённые промывочные жидкости
Вода;
Растворы на нефтяной основе;
Растворы с уменьшенным содержанием твёрдой фазы;
Аэрированные жидкости.
Замедленный спуск бурового инструмента
Уменьшение подачи жидкости в скважину
Увеличение зазора между буровым инструментом и стенками скважины
Увеличение гидростатического давления в скважине Долив промывочной жидкости в скважину
Замедленный подъём бурового инструмента
 
Регулирование реологических свойств промывочных жидкостей
Переход на бурение со структурированными промывочными жидкостями Глинистые растворы
Меловые растворы
Растворы на основе выбуренных пород
Химическая обработка промывочных жидкостей Реагенты - структурообразователи
Закупоривание каналов поглощения одновременно с их вскрытием Применение наполнителей Наполнители всех видов, дисперсная фаза промывочных жидкостей
 
 
Комбинированные методы
Химическая обработка аэрированных жидкостей Химически обработанные аэрированные растворы
Химическая обработка растворов с пониженным содержанием твёрдой фазы Растворы с пониженным содержанием твёрдой фазы, обрабатываемые структурообразователями
  Воздухосодержащие наполнители (пламилон и др.)

 

3. Ликвидация катастрофических поглощений при бурении. 

Выше, мы кратко рассмотрели способы ликвидации частичных поглощений промывочной жидкости, но при катастрофических поглощениях ситуация резко меняется. Как правило, катастрофические поглощения происходят в трещиноватых породах и/или кавернозных породах и ликвидация этого типа поглощения требует больших затрат и применения специальных технологий. 
Закачка цементных растворов, вязкоупругих систем и т.п. положительных результатов не приносит. Закачка (намыв) наполнителей, также не всегда даёт положительный результат, т.к. размеры трещин на порядок больше размера наполнителя. 
Одним из самых надёжных способов ликвидации данного вида нарушения является перекрытие интервала поглощения колонной труб. В литературе описывается несколько способов перекрытия интервала поглощения. 
В практике бурения нефтяных и газовых скважин прошли опытно-промышленные испытания металлических кассет для перекрытия зон поглощения. Для этого участок, подлежащий перекрытию, предварительно расширяют. А колонне бурильных труб в расширенный интервал спускают кассетный перекрыватель, на котором в свёрнутом виде надет стальной или дюралюминиевый лист соответствующих размеров. Кассета освобождается при подъёме устройства после срезки стопорных устройств промывочной жидкостью. Расправляется кассета под действием упругих сил и перекрывает интервал. После чего про-изводится его тампонирование. 
Существуют конструкции, в которых перекрывающее устройство изготовлено из дюралюминиевой гофрированной трубы. Для её установки, в расширенном участке скважины, создают давление внутри трубы, в результате чего она расправляется до цилиндрической формы. 
В настоящее время, для ликвидации данного вида осложнений применяют профильные перекрыватели. Для их установки сначала производят расширку ствола скважины в выбранном интервале, спускают профильный перекрыватель и, раскатывают его по стенкам скважины специальным устройством. 
Все эти механические способы ликвидации поглощений достаточно трудоёмки и дорогостоящи. 


4. Иные способы ликвидации поглощений 

Существует ряд технологий по принудительной гидроструйной кольматации стенки скважины твёрдой фазой и полимерными реагентами, которые позволяют упрочнять стенки ствола скважины и изолировать проницаемые зоны, снижая объём фильтрата, проникающего в коллектор. 
Более логичным для ликвидации С этой целью может быть использован наддолотный эжекторный насос ЭЖГ. ЭЖГ работает следующим образом. Рис. 1. 
Над долотом устанавливается ЭЖГ ниже КНБК. Собранная компоновка спускается на забой. При циркуляции часть бурового раствора проходит через насадки долота, очищая забой, другая часть используется в ЭЖГ.

При подаче бурового раствора на сопло струйного насоса, высоконапорная струя поступает в камеру смешения. За счёт высокой скорости смешанного по-тока в месте соединения камеры смешения и подводящего канала (1 зона эжекции) создаётся разряжение, и жидкость из зоны работы долота вместе со шламом через подводящие каналы выходит в кольцевое пространство, ударяется о стенку скважины, упрочняя её. За счёт высокой скорости движения жидкости в кольцевом пространстве между стенкой скважины и корпусом ЭЖГ (2 зона эжекции) создается значительная депрессия в зоне работы долота с одновременной кольматацией стенки скважины буровым раствором и шламом. Эта технология предназначена для предотвращения частичных поглощений бурового раствора и увеличения скорости бурения и проходки на долото 
Испытания ЭЖГ проводились при роторном способе бурения и бурении гидравлическими забойными двигателями на месторождениях Сахалина, Западной Сибири, Саратова и Татарстана. Было пробурено более 50 скважин и определены основные показатели его работы и критерии применимости. 
Результаты работ показали, что прирост скорости бурения и проходки на долото зависит от перепада давления на ЭЖГ, минимальный перепад давления должен составлять не менее 3,0 МПа. Увеличение скорости бурения составляет 25…30%, а проходки на долото – 35…40%. При дальнейшем увеличении перепада давления прирост показателей также увеличивается: при перепаде давления на ЭЖГ 6,0 МПа, увеличение скорости составляет 80…100%, проходки – 100…120%. 
Анализ скважин, пробуренных с применением ЭЖГ показал, во всех интервалах применения ЭЖГ диаметр ствола скважины был близок к номиналу, а время освоения скважин сократилось на 25…30%. 
Для прохождения зон катастрофических поглощений разработана иная технология их прохождения с применением ЭЖГ. 
В последнее время широкое распространение приобретает технология вскрытия продуктивного пласта на депрессии. Это достаточно сложная и дорогая технология, требующая основательной подготовки к проведению работ, большого количества специальной техники и квалифицированных специалистов для проведения данного вида работ. Помимо всего прочего эта технология не может применяться в скважинах, разрез которых сложен неустойчивыми по-родами, т.к. при применении данной технологии депрессия создаётся не только в зоне вскрытия пласта, а по всему стволу скважины. 
Данные недостатки можно исключить, если применить иной подход к бурению на депрессии. 
Традиционно считается, что снизить давление на забой можно лишь снижением плотности бурового раствора, включая его аэрацию, но никто не рассматривал вопрос о применении специальных устройств - эжекторных насосов, которые также могут снижать гидростатическое давление на пласт. 
В настоящее время в нашей компании разработана технология по увеличению скорости бурения с применением наддолотных эжекторных насосов ЭЖГ. В результате промысловых экспериментов доказано, что вполне реально увеличить механическую скорость бурения и проходку на долото от 25 до 200%. Увеличение скорости бурения происходит за счёт снижения гидростатического давления в зоне работы долота. Расчёты показывают, что в зависимости от перепада давления на долоте и ЭЖГ снижение гидростатического давления в зоне работы долота могут достигать от 3,0 до 8,0 МПа, что при глубине бурения 1200м, гидростатическое давление на забое может составлять 6,0…4,0 МПа. Ещё основным преимуществом применения данной технологии является то, что в случае неконтролируемого выброса, при прекращении циркуляции, гидростатическое давление восстанавливается, что невозможно при существующей технологии аэрации промывочной жидкости. 
Данная технология позволяет проходить зоны катастрофических поглощений с минимальными потерями бурового раствора, но не ликвидировать их.

Для ликвидации таких зон ними был разработан полимерный реагент ПБС и способ его применения. Впервые данная технология была испытана на месторождениях НГДУ «ТатРИТЭКнефть». Заколонные перетоки характеризовались высокой приёмистостью (свыше 500м3 /сут при давлении 2,0 МПа). Традиционными способами ликвидировать их не удалось. В скважину закачивалось до 100м3 цементного раствора с наполнителем, но ликвидировать данное осложнение не удалось, приёмистость практически не изменялась. Было принято решение, в качестве эксперимента, закачать реагент ПБС. Закачка реагента ПБС проводилась в углеводородной среде (нефти) в количестве 120кг на 1 нарушение. При закачке использовалось стандартное оборудование. Продавка реагента производилась водой. Из 6 обработанных скважин на 5 – заколонный переток был ликвидирован. Обработка одной скважины была неудачна, т.к. количество реагента ПБС составило всего 60 кг. В числе 5 удачно обработанных скважин, одна была нагнетательная. В эту скважину также было закачано 120 кг реагента ПБС и, через 24 часа скважина была запущена под закачку, переток был ликвидирован, что говорит о высоких тампонирующих свойствах данного реагента. 
Также данная технология прошла испытания на Хасырейском местрождении по ликвидации катастрофического поглощения при бурении в карбонатных породах. Изоляционные работы проводились в интервале 1160-1204,0 м. Перед началом работ была произведена промывка интервала поглощения от остатков соляной кислоты. Доподняли воронку до глубины 1157м. При закрытом превенторе закачали в бурильные трубы пресную воду 10 м3, 0,5м3 безводной нефти, суспензию реагента ПБС в количестве 50 кг на 1м3 безводной нефти, количество реагента ПБС – 300кг, объём суспензии составил 6,0 м3, далее продавка - 14м3 пресной воды. В процессе закачки определяли приёмистость скважины: вначале приёмистость на воде составляла 35 м3 /час, при 0 атм, затем давление плавно поднялось до 10 атм, при закачке суспензии приёмистость снизилась до 21 м3 /час при давлении 30 атм. После реагирования в течение 4 часов произвели промывку скважины, вымыли нефть и часть реагента. 
После спуска воронки на забой и заменой воды на глинистый буровой раствор поглощение прекратилось. 
Применение реагента ПБС в добывающих и нагнетательных скважинах для ликвидации заколонных перетоков обусловлено рядом его физико-химических свойств: 
* Реагент ПБС представляет собой тонкодисперсный порошок с насыпной плотностью 900-1100кг/м3; 
* Реагент ПБС полимеризуется в зоне проведения ремонта при контакте с водой; 
* Реагент ПБС обладает высокой адгезией к поверхности породы; 
* Реагент ПБС после полимеризации устойчив к воздействию агрессивных сред; 
* В процессе полимеризации реагент ПБС увеличивается в объеме до 50 раз; 
* Время полимеризации реагента ПБС при контакте с водой составляет от 20мин до 3 часов. 
* В нефтенасыщенной части пласта реагент ПБС остаётся инертен, в объёме не увеличивается и легко выносится из порового пространства. 
Результатом применения технологии является снижение отбора воды в до-бывающих скважинах, восстановление целостности эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин и ликвидация поглощений при бурении. 
В качестве объектов применения данной технологии выбирают скважины, в которых геофизическими или другими методами обнаружены заколонные перетоки или установлено катастрофическое поглощение. 
При выборе объектов промысловых работ должны выполняться следующие геолого-технологические требования, обеспечивающие корректные условия проведения работ: 
• Температура в зоне ремонта от 0С до +130С. 
• Приемистость в зоне нарушения должна быть не менее 100 м3/сутки при давлении 50 атм. 
• Технология наиболее применима в трещиноватых коллекторах (карбонатах) или терригенных коллекторах с катастрофическим поглощением (от 1м3/ час при циркуляции жидкости до условия без выхода циркуляции). 

4. Проведение изоляционных работ без остановки процесса бурения. 

Данная технология предусматривает использование тампонажного реагента ПБС процессе бурения скважины. 
До предполагаемой зоны поглощения бурение скважины производится в обычном режиме стандартными компоновками. При подходе к предполагаемой зоне поглощения производится подъём инструмента, и компоновка сменяется на роторную. Из долота вынимаются все насадки и компоновка спускается на забой. Бурение продолжается ротором и ведётся контроль за уровнем раствора в ёмкостях. При первых признаках поглощения останавливаются насосы и через манифольд, агрегатом ЦА-320, в колонну бурильных труб закачивается суспензия реагента ПБС в объёме 1-2м3 (нефть и 50-70кг реагента ПБС). После ввода суспензии включается буровой насос и проводится продавка суспензии на забой. При этом процесс бурения продолжается и постоянно контролируется уровень раствора в ёмкостях. Затем через 30-40 минут процесс повторяется. В случае катастрофического поглощения, объём суспензии и количество реагента увеличивается в 2 раза. При попадании в зону поглощения реагент ПБС смешивается с буровым раствором, увеличивается в объёме и закрывает каналы поглощения. Увеличение объёма (1 кг. реагента связывает до 20 литров воды) происходит в течение 10-20 минут, а прочность данная система набирает через 2-3 часа. При этом углубление скважины продолжается без остановок. С течением времени (12-15 часов) данная система превращается в резиноподобную массу, которая полностью закупоривает все каналы. 

Директор по науке ООО "ИННОЙЛ" Евстифеев С.В. 

Оформить заказ
Отправить заявку


Схема проезда
Онлайн-консультант