поглощения. 4 Анализ и разбор методов ликвидации поглощений бурового раствора

• Название: 4 Анализ и разбор методов ликвидации поглощений бурового раствора
• Дата: 25.08.2022
• Размер: 24.37 Kb.
• Имя файла: поглощения.docx
• Тип: Документы; #652944

4.1. Анализ и разбор методов ликвидации поглощений бурового раствора

К способам ликвидации поглощений можно отнести следующие пять методов:

1. 
   намыв наполнителей;
   
2. 
   закачка тампонирующих смесей;
   
3. 
   установка перекрывающих устройств;
   
4. 
   спуск секций обсадных колонн;
   
5. 
   физическое и электрохимическое воздействие на поглощающие пласты (замораживание, электрохимическая обработка, взрыв у зоны поглощения).
   

Технологию проведения, достоинства и недостатки этих методов будут рассмотрены далее.

Также в практике бурения при частичных и катастрофических поглощениях используют способ бурения без выхода бурового раствора, либо с его частичной потерей с последующим спуском обсадной колонны. Данный способ влечет за собой огромные затраты финансовых и материальных средств и большой риск возникновения осложнений и аварий.

Теоретическим и экспериментальным исследованиям причин поглощений, их геологической сущности, определению типа, параметров и характеристик поглощающего пласта, разработке способов и методов для борьбы с поглощениями посвященно огромное количество работ как отечественных, так и зарубежных исследователей. В связи недостаточной взаимосвязи между этими отдельными исследованиями эффективности борьбы с поглощениями остается на низком уровне. Поэтому для успешного решения проблемы проводки скважин в поглощающих пластах необходимо комплексное решение рассматриваемой проблемы, которое включает в себя гидродинамические исследования поглощающего пласта с целью определения его параметров, применение технических средств и технологических способов, соответствующим характеристикам поглощающего пласта.

Как уже было сказано выше, поглощения буровых и тампонажных растворов происходят из-за наличия поглощающих проницаемых пластов и движущей силы от действия перепада давления в системе «скважина–пласт».

При этом перепад давления (дифференциальное давление) обусловлен разницей между суммой гидростатического и гидродинамического давлений в скважине и величиной пластового давления.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности рекомендуют величины превышения гидростатического давления над пластовым за счёт коэффициента аномальности при глубинах скважин до 1200 м включительно и более. Однако, согласно ряду исследователей (Горонович С. Н., Сидоров Н. А., Шевцов В. Д.) и накопленному опыту проходки поглощающих интервалов установлено, что эти величины завышены, и можно использовать более меньшие значения. Шевцов В. Д. в своей работе предложил формулу определения минимального значения плотности промывочной жидкости исходя из условия, что давление в скважине при проведение подъема инструмента не должно уменьшаться ниже отметки значения пластового давления. При этом формула учитывает пластовое давление, глубину залегания пласта, реологические свойства раствора, величины кольцевого зазора и режима подъёма инструмента. Однако, указанная формула не учитывает количественных характеристик поглощающего пласта (например, пористость, трещиноватость, проницаемость). Именно поэтому, а также многообразие горно-геологических условий различных площадей и месторождений, не позволили найти разработанной формуле широкого применения в практике бурения [15,16].

Вопросами определения гидростатического давления в поглощающем интервале, которое включает в себя вопросы потери давления в затрубном, пространстве посвящены работы многих исследователей (Б. И. Есьман, А. К. Козодой, Б. И. Мительман, П. Ф. Осипов и др.).

Зависимости, полученные этими авторами, позволяют в определённом диапазоне регулировать параметры свойств и расход бурового раствора и геометрию затрубного пространства с целью уменьшения потерь давления при прохождении поглощающего интервала.

Теоретически вопросы определения значений гидродинамических давлений в процессе СПО рассмотрены во многих работах отечественных исследователей (Д. А. Голубев, Н. А. Гукасов, В. Н. Поляков и др.). Однако полученные расчётные зависимости не учитывают ряд факторов, в частности, влияние количественной характеристики проницаемой зоны на изменение гидродинамического давления при спуске инструмента в скважину. Для решения этих вопросов институт «Гипровостокнефть» с помощью глубинных манометров измерял гидродинамические давления при выполнении различных технологических операций в бурящейся скважине. Проведённые институтом «Гипровостокнефть» исследования позволили установить корреляционную зависимость величины гидродинамического давления от значения скорости спуска бурильного инструмента как в обсаженнем участке скважины, так и в отрытом стволе.

Результаты этих исследований были использованы при формировании отдельных положений регламента по ликвидации поглощений бурового раствора и корректировки его в части минимизации репрессии при вскрытии и прохождении этих зон на площадях ОАО «Самаранефтегаз».

По данным М. Ф. Ахметова, на месторождениях ОАО «Оренбургнефть» (за 2006-2009 гг.) с помощью глубинных манометров, смонтированных в скважине, было установлено, что 44 % поглощений произошло по геологическим причинам и 56 % – при выполнении технологических операций. При этом в результате исследований им установлено, что наибольшие скачки давления возникают во время спуска долота в призабойной зоне пласта при циркулирующем растворе. Запуск насосов, спуск бурильной колонны (при отсутствии циркуляции), по данным М. Ф. Ахметова, оказывают меньшее влияние на риск возникновения поглощения, чем считалось ранее.

Опыт бурения в поглощающих интервалах показывает, что процессы, сопровождающие поглощение, не отражают истинной структуры и характеристики пласта (проницаемость, трещиноватость, раскрытость каналов, их пространственная ориентация). Например, в процессе бурении скважины в разрезе присутствуют зоны со значительными «провалами» инструмента (1–2 м), в результате происходит потеря циркуляции, но, при дальнейшем углублении с использованием кольматирующих материалов зона поглощения постепенно кольматируемтся циркуляция восстанавливается полностью. В других случаях при наличии незначительного «провалом» бурильного инструмента (0,3–0,5 м) также наблюдается потери циркуляции, но комплекс мероприятий по восстановлению циркуляции методом кольматации уже не приносит своих результатов, и даже изоляция поглощающего горизонта с использованием тампонажных смесей (как малоподвижных нетвердеющих так и твердеющих), а также «мягких» тампонов не помогла решить эту проблему. Данные примеры были отмечены на Харьягинском, Южно-Харьягинском и Усинском месторождениях. Они свидетельствуют о сложной тектонической структуре зоны поглощения, причём, с индивидуальной вариацией в стволе каждой скважины, что из-за многообразия горно-геологических условий бурения указывает на невозможность использования однотипных (традиционных) способов борьбы с поглощениями на различных площадях и месторождениях. Поэтому при выборе метода ликвидации поглощения на любой скважине, в том числе и соседней, следует подходить с обязательным учётом конкретных горно-геологических характеристик разреза и поглощающего пласта.

На основании современного опыта считается, что, в основном, катастрофические поглощения бурового раствора возникают при разбуривании карбонатных пород, обладающих естественной кавернозностью и трещиноватостью, при которой образуется разветвленная сеть наклонных и вертикальных трещин большой длинны и раскрытости. При этом в интервале поглощающего пласта трещины и каверны могут варьироваться от крупных (более 100 мм) до мелких (менее 5 мм) размеров.

Как уже отмечалось выше, на данных момент проведено уже достаточно большое количество исследований (предупреждения и ликвидации поглощений) с целью определения эффективных способов и методов предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора. Существующие в настоящее время методы борьбы с поглощениями можно разделить на две категории:

• 
  профилактические мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе бурения без остановки процесса углубления скважины (например, кольматация);
  
• 
  специальные методы ликвидации полных поглощений бурового раствора, выполняемые с остановкой процесса углубления скважины (например, закачка в зону тампонов, различных паст, изоляционные работы, установка цементных мостов, хвостовиков, перекрывателей).
  

В основе профилактических мероприятий по предупреждению и ликвидации зон поглощений при бурении скважин лежит процесс закупоривания (кольматации) трещин при минимальной репрессии на поглощающий пласт. В качестве кольматирущего вещества могут выступать либо твердые частицы (выбуренная порода), находящиеся в буровом раствора, либо введенные в него инертные кольматирующие добавки с целью усиления кольматационного процесса.

Эффективность использования кольматационного метода зависит от соотношения величины раскрытости трещин и размеров кольматирующего вещества, т.е. его фракционного состава, а также зависит от величины репрессии на поглощающий пласт.

Не смотря на значительный объём исследований процесса влияния твёрдой фазы буровых растворов на поровое пространство проницаемых пород, мнения учёных весьма противоречивы.

Ф. И. Котяхов в своих экспериментах, проводимых на образцах прессованного песка, установил, что глинистые частицы проникают в поровые канал смоделированного коллектора на глубину примерно 45 см. Данные выводы актуальный только для проницаемости от сотен до тысяч миллидарси. С другой стороны, данные глинистые частицы должны образовывать на стенках скважины фильтрационную корку, которая затрудняется проникновения в поровые каналы.

Исследования же Роджерса В. Ф. указывают на то, что проникновение глинистых частиц на несколько сантиметров возможно даже при проницаемости до двухсот миллидарси и незначительной репрессии на образец (до 0,7 МПа).

Таким образом, можно сделать вывод, что породы с пористостью от сотен до тысяч миллидарси можно закупоривать регулированием таких параметров бурового раствора, как фильтрация, вязкость и плотность. Потери бурового раствора в данном случае происходят за сфет фильтрации жидкой фазы в околоствольное пространство.

С. Н. Горонович указывает о возможности использования для ликвидации поглощений с интенсивностью до 5 м³/час гидродинамической кольматации. Гидродинамическая кольматация осуществляется с целью формирования кольматационного слоя с низкими фильтрационными характеристиками за счёт проникновения твёрдой фазы бурового раствора на 2–3 мм в поровое пространство и до 30 мм – в трещины, а также уплотнения глинистой корки. Например, струйная кольматация позволила снизить гидравлическую связь ствола скважины с пластами различной литологии.

Данный метод кольматации осуществляется при содержании твердой фазы более 20 %. Если содержание твердой фазы в буровом растворе не достигает данного значения, то в буровой раствора рекомендуется добавлять кольматирующие наполнители в количестве от 0,5 до 1,5 от общей массы. Например, в своей работе Гонович предлагается использовать наполнитель из набухающего материала на основе композиционных материалов, а Роджерс рекомендует использовать выбуренный шлам с различных фракционным составом при бурения в карбонатных породах.

Таким образом, на первый взгляд может показаться, что в большинстве случаев можно добить положительного эффекта по предупреждению и ликвидации поглощения путем кольматации данной зоны в процессе бурения при использовании гетерогенных систем, включающих в себя наполнители различных размеров и форм. Но на практике подбор кольматирующих материалов и их фракционного состава ограничивается типом применяемого бурового оборудования, т.к. данные наполнители должны прокачиваться буровыми насосами и проходить через фильтр, забойный двигатель и насадки долота.

Практическое применение физико-химических методов кольматации проницаемых пород на площадях Оренбургской области показало, что этот способ может быть эффективно применен для борьбы с поглощениями. В данным момент разработаны различные физико-химические способы кольматации проницаемых пород, которые направлены на ограничение гидравлической связи этих проницаемых пород со открытым стволом скважины. Эффективность изоляции проницаемых пластов зависит от типа горных пород, размера каналов трещин и пор, структуры этих каналов, состава и свойств кольматанта и результата его взаимодействия с породой и пластовым флюидом, поэтому многообразие горно-геологических условий может значительно осложнить повсеместное и массовое применение физикохимических методов кольматации.

Горонович в своей работе показал, что применение физико-химических методов кольматации карбонатных пород может привести к непроницаемости стенок скважины и возможности ведения бурения с депрессией на закупоренный пласт. Величина отрытой пористости на изучаемых объектах варьировалась от 10,4 до 18,6 %, а абсолютная проницаемость – от 0,91 до 41,6·10^-15 м². Исследование структуры порового пространства методом ртутной порометрии показало, что в основном размеры пор составляют 10–20 мкм и 0,05–0,10 мкм. Исходя из этого, был выбран способ химической кольматации истинными растворами, которые при взаимодействии с карбонатной породой скелета коллектора образуются осадки в порах, а при наличии трещин – дополнительно высокомолекулярные соединения, обладающие вяжущими свойствами. Химической реакцией для кольматирования карбонатных пород С.Н. Гороновичем была выбрана реакция взаимодействия раствора кислых солей с карбонатом кальция, которая должна обеспечить необходимое осадкообразование для закупорки поровых каналов. Лабораторные исследования и промысловые испытания показали, что полученные коэффициенты заполнения порового пространства при прокачке необходимых объёмов кольматанта позволяют достичь при депрессии до 12 МПа необходимой величины снижения проницаемости и рекомендовать данные составы в качестве кольматантов карбонатных коллекторов. Глубина закольматированного слоя карбонатной породы в скважине не превышала 0,150–0,180 м, что позволяет с помощью перфорации восстановить связь с продуктивным пластом для вовлечения его в разработку. Технология химической кольматации газоносных карбонатных коллекторов мощностью 5– 38 м испытывалась при бурении скважин на Оренбургском НГКМ [7].

Кольматацию карбонатных газоносных коллекторов осуществляли в течение 6– 8 часов при избыточном давлении на устье от 10,5 до 12,5 МПа, объём кольматанта составлял 1,5–2,8 м3. После кольматации бурение осуществлялось при депрессии на пласт от 0,62 до 6,6 МПа. При этом газопоказания при бурении составляли от 0,3 до 1,5 %.

Для кольматации терригенных поровых коллекторов С. Н. Гороновичем был предложен двухрастворный метод химической кольматации. Суть этого метода заключается в том, что при взаимодействии закачиваемых растворов электролитов с пластовыми водами, содержащими соли двухвалентных металлов, происходит химическая реакция. Первым закачиваемый раствор представляет собой жидкое стеклоплотность

Данный метод основан на реакции взаимодействия закачиваемых растворов электролитов с пластовыми водами, содержащими соли двухвалентных металлов, и между собой в среде терригенного коллектора. В качестве первого раствора используется раствор жидкого стекла плотностью от 1 120 до 1 140 кг/м³ и пластической вязкостью от 15·10^–4 до 20·10^-4 Па·с, а второй раствор представляет собой сернокислый алюминий. Лабораторные исследования по определению эффективности эффективности химической кольматации терригенного коллектора, представленного песчаником, показали, что данный способ может обеспечить давление начала фильтрации керосина

(декольматации) в пределах от 5,5 до 7,0 МПа. Но при промысловых испытаниях данного способам декольматация водоносного пласта не была достигнута даже при создании депрессии 25 МПа.

В работе [17] для снижения проницаемости пород предлагается использовать шламовый калибратор, разработанный в ОАО «СевКавНИПИгаз» и представляющий собой стальной переводник со специальными стальными выступами сложного профиля. В процессе бурения данный калибратор улавливает из восходящего потока бурового раствора крупные частицы выбуренной породы, раздавливает их на стенках скважины и затирает в поры и трещины на глубины 10–15 мм, снижая при этом проницаемость горной породы.

Промысловые испытания калибратора проводились на месторождениях ПО «Кавказтрансгаз» и «Приполярбургаз».

В теории существую метод замораживания зон поглощения, которые не нашел своего широко применения в практической деятельности. Сущность метода заключается в подаче в скважину хладагента, например жидкого азота, который замораживает стенки скважины на определённую глубину, образуя вокруг ствола непроницаемый водогрунтовый цилиндр. Если время оттаивания ледогрунтового цилиндра окажется недостаточным для углубления или крепления скважины, то можно многократно замораживать одну и ту же зону поглощения. Транспортировать хладагент до зоны поглощения можно с помощью специальных устройств. Недостатки такого метода очевидны: огромные затраты времени на много кратную заморозку зоны поглощения.

Для борьбы с поглощениями в кавернозных и трещиноватых пластах взрывают торпеды. Величина заряда взрывчатого вещества и размер торпеды определяются интенсивностью поглощения и мощностью пласта. При взрыве происходит смыкание трещин вследствие бокового скола, уплотнения пород и закупоривания трещин разрушенной породой. Некоторые источники (Каменских С.В.) утверждают, что взрыв в тампонирующей среде в зоне поглощения приводит к ещё большей эффективности изоляционных работ и повышает закупоривающие свойства смесей. Но информация о практических применениях данного метода отсутствует. Этот метод ограничивается применяемостью только в трещиноватых породах, при взрыве в которых может произойти разрушение ствола скважины.