диплом. Предупреждение и ликвидация поглощений при строительстве наклоннонаправленных скважин Шарканского месторождения ур
 Скачать 1.23 Mb.
|
4.10. Меры безопасности при обращении с кислотами, щелочами и другими токсичными веществами.Работы по приготовлению и применению бурового раствора на основе рекомендуемых химических реагентов необходимо проводить в соответствии с действующими правилами безопасности при бурении скважин. Буровая бригада для работы с химическими реагентами должна быть обеспечена специальной одеждой, резиновыми перчатками и очками. При работе с полимерами не требуется особых мер предосторожности: при попадании на кожу или в глаза промыть водой. При рассыпании реагентов сначала следует их собрать, а затем промыть участок водой, так как они гигроскопичны и делают поверхность скользкой. При работе с NaОН и Na2CO3 соблюдать правила безопасности как со щелочными реагентами: применять спецодежду, очки. При попадании на кожу или в глаза промыть большим количеством воды, затем сделать примочки слабым раствором уксусной, лимонной или борной кислоты (при попадании на кожу), закапать в глаза 2 раствор новокаина. При попадании на кожу смазочной добавки или ее водного раствора - протереть чистой тканью (ватой), затем промыть водой. При работе с импортными реагентами требуется соблюдение мер предосторожности согласно указании фирмы - производителя реагента. 5. СпецразделТема: «Предупреждение и ликвидация поглощений при строительстве наклоннонаправленных скважин Шарканского месторождения» Цель: Исследование и повышение эффективности методов предупреждения и ликвидации поглощений при строительстве скважин и предложения более оптимального метода решения проблемы связанной с частичными поглощениями. Актуальность: На сегодняшний день самым распространенным осложнением при бурении нефтяных и газовых скважин различных конструкций являются поглощения промывочной жидкости в процессе строительства. На ликвидацию поглощений в нефтегазовой промышленности ежегодно затрачивается несколько сотен часов. С учетом того, что на строительство скважин требуется много денежных средств и времени, то данный вид осложнений увеличивает эти значения в несколько раз. В связи с этим необходимо быстро и качественно ликвидировать появившиеся зоны поглощений подходящими для этого способами. Общие сведения о поглощении бурового раствора Осложнение – нарушение технологического процесса бурения скважин, происшедшее при соблюдении требований технического проекта и правил ведения буровых работ, вызванное явлениями горно-геологического характера. К основным видам осложнений относятся (поглощение буровых растворов и бетона при бурении, промывке и креплении скважин; осыпи, обвалы, обрушения пород, слагающих скважину; образование впадин в местах изменения профиля скважины; гидратация пород; растворение солевых отложений, оттаивание многолетнемерзлых пород, склеивание бурильных и крепёжных канатов в открытой скважине: перепад склеивания, заклинивание элементов бурильной колонны и крепёжных канатов за счёт образования сальника; заклинивание элементов бурильных труб и обсадных колонн в результате уплотнения; заклинивание бурильных и обсадных колонн в суженной части ствола скважины, заклинивание колонн обрушенными породами; прихватка бурильных и обсадных колонн в траншее; самопроизвольное искривление скважины. Поглощение бурового раствора и цемента при бурении и креплении скважины является одним из наиболее распространенных и сложных видов осложнений, для устранения которых требуются значительные затраты денежных средств и времени. При буровых работах это происходит из-за наличия в строящейся скважине трещин, каналов, пустот, пор или вследствие гидроразрыва пласта. Поглощение растворов скважиной зависит от прочности пласта, его проницаемости и пористости, а также объема закачиваемого раствора, энергии пласта и гидродинамического давления раствора. Буровой или цементный раствор проникает в трещины, поры и т.п. за счет избыточного давления в скважине по сравнению с давлением в пласте, который вскрывается при бурении. Этому процессу благоприятствуют все факторы, которые могут привести к повышению давления в кольце при промывке скважины. Классификация поглощений промывочной жидкости по степени интенсивности: В настоящее время не существует общепринятой классификации приобретений. Разные источники предлагают свои разные классификации. В данной дипломной работе представлена наиболее оптимальная классификация. Умеренное поглощение характеризуется небольшим показателем потери от подаваемого насосом объема менее 5%. Частичное поглощение характеризуется более внушительными объемами потерь от 5 до 30%. Среднее поглощение бурового раствора характеризуется потерями объемом от 30 до 60%. Полное поглощение бурового раствора – от 60 до 100%. Катастрофическое поглощение – когда при максимальном уровне подачи буровой раствор не выходит на поверхность. Появление поглощения бурового раствора: Поглощение бурового раствора происходит в том случае, если гидростатическое давление в скважине превышает пластовое давление, при котором пласт начинает принимать буровой раствор. Так же, поглощение может происходить в случае нарушения показателей гидродинамического давления, в результате проведений различных технологических операций: бурение, проработка ствола скважины, восстановление циркуляции и креплении скважины. Причиной поглощения может также стать реологические показатели бурового раствора (условная вязкость, пластическая вязкость, СНС, ДНС). При этом меняется соотношение значения давления в скважине и пласте. Со стороны скважины на пласт действует давление, равное гидростатическому давлению столба промывочной жидкости: Рст = ρHg. В процессе движения бурового раствора на пласт действует гидродинамическое давление, необходимое для преодоления сопротивлений связанных с движением жидкости в кольцевом пространстве скважины. Давление жидкости в пласте Рпл зависит от условий формирования горизонта. Пластовое давление оценивается по величине столба жидкости Н, который устанавливается в покоящейся скважине: Рпл = ρжHg. При Рпл > Рст возникает проявление – поступление жидкости из пласта в ствол скважины и на поверхность. При Рпл < Рст (при отсутствии циркуляции в скважине) происходит поглощение – приток жидкости из ствола скважины в пласт. При наличии циркуляции в скважине поглощение происходит при следующем соотношении значений давления: Ргд > Рпл+ Pгс, где Pгс – потеря давления на гидравлические сопротивления при движении бурового раствора в каналах пласта, МПа. Перепад давления в системе скважина – пласт при циркуляции определяется как: ΔР = Ргд – Рпл – Ргс. Факторы, влияющие на появление поглощения бурового и тампонажного раствора: Технологические факторы - поглощений промывочной жидкости связаны с выбором конструкции скважины, параметров промывочной жидкости, режимными параметрами бурения, соотношением диаметров элементов бурильной колонны. Геологические факторы – тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, склонность пород к гидравлическому разрыву, величина пластового давления, характеристики пластового флюида (плотность, температура, степень минерализации), а также наличие других сопутствующих осложнений (осыпи, обвалы, газонефтепроявления, перетоки пластовых вод). Геологические факторы охватывают все геологические и гидрогеологические особенности условий, определяющие интенсивность фильтрации промывочной жидкости в пласт. Поглощающие пласты могут представлены несвязанными мелкопористыми горными породами. Интенсивные поглощения чаще всего встречаются в крупнообломочных горных породах. Трещиноватые породы могут встречаться на любой глубине. В связи с этим трещиноватость горных пород должна изучаться как объект возможных зон геологических осложнений. По раскрытию трещины делят на: тонкие (<1,0 мм); мелкие (1,5 мм); средние (5–20 мм); крупные (20–100 мм); очень крупные (> 100 мм). Наличие в породе трещин размером от 0,1 до 1,0 мм при определенных условиях уже может оказаться достаточным для возникновения поглощения промывочной жидкости. Способы борьбы с поглощениями можно подразделить на две группы: Способы, позволяющие создать непроницаемую или малопроницаемую изолирующую оболочку на границе раздела скважина-пласт; Способы, позволяющие восстановить и поддерживать гидродинамическое равновесие с жидкостью поглощающей зоны,за счет регулирования параметров промывочной жидкости, предусмотренные проектной документацией. Методы изучения поглощающих горизонтов: 1. Гидродинамические исследования При установившемся режиме движения жидкости: Метод установившихся нагнетаний Метод установившихся отборов При неустановившемся режиме движения жидкости: Прослеживание за снижением уровня Прослеживание за подъемом уровня В процессе бурения путем регистрации количества закачиваемой и выходящей жидкости 2. Геофизические исследования Электротермометрия Стандартный каротаж Резистивиметрия Акустический каротаж Кавернометрия Радиоактивный каротаж Фотографирование и телесъемка забоя и стенок скважины Расходометрия 3. Отбор керна и шлама Способы предупреждения поглощений бурового раствора Способами предупреждения поглощений бурового раствора являются снижения гидростатического и гидродинамического давлений, которые включают в себя: снижение плотности промывочной жидкости, применение облегченных промывочных жидкости, регулирование структурно-механических свойств жидкости, ограничение скорости спуско-подъемных операций, подбор компоновки бурильного инструмента, проведение промежуточных промывок, прокачка комбинированных очищающих пачек (низковязкие пачки НВП и вязко-упругие смеси ВУС). Методы ликвидации поглощений промывочной жидкости в зависимости от интенсивности поглощения: При устранении умеренных поглощений возможно возникновение самоблокировки пласта механическим взвешиванием промывочной жидкости, способ замещения воды глинистым раствором, повышение плотности промывочной жидкости при интрузиях воды и промывке глинистым раствором предусмотренные техническим проектом. Частичные поглощения устраняются за счет регулирования свойств бурового раствора (в том числе его аэрации) и снижения гидродинамических давлений в скважине, закачки смеси без твердой фазы (неорганические или полимерные гели, осадкообразующие соединения, пластмассы, растворы, насыщенные горячими солями). ) на свойства бурового раствора (уменьшение плотности, снижение водоотдачи и повышение динамической вязкости), применение пен, растворов полимеров, аэрации и др. методы. Средние поглощения бурового раствора связаны с необходимостью использования специализированных растворов с повышенными структурными свойствами, а также применением сжатого воздуха, пен или эжекторных снарядов. Полные поглощения бурового раствора можно остановить путем использования растворов с наполнителями, закачкой тампонажного раствора с крайне высокой водоотдачей, а также паст и быстросхватывающихся смесей. Для катастрофических поглощений можно производить закачку быстросхватывающихся смесей с регулируемым сроком схватывания (быстротвердеющие), в том числе – с наполнителями, производится тампонирование скважины, смолизация, битумизация, задавливание вяжущих смесей, намывание песка, перекрытие при помощи ОЛКС, летучек, хвостовиков, обход пласта вторым стволом. Анализ скважины № 214 Шарканского месторождения Таблица 59 Общие сведения о конструкции скважины
Для более детального изучения поглощений промывочной жидкости, проанализируем скважину №214 Шарканского месторождения. Бурение, согласно проекту, под эксплуатационную колонну производилось: 432 – 1044м – ЕПЖ плотностью 1,18-1,19 г/см3; 1044 – 1691м – МКБПББР плотностью 1,18-1,21г/см3, условная вязкостью 35-40сек водоотдачей 5 см3/30мин; 1691 – 1846м – МГБР плотностью 1,21-1,23 г/см3; условная вязкостью 45-55сек водоотдачей 2 см3/30мин; Бурение под направление Ø 324 мм Под направление Ø 324 мм бурение осуществлялось долотом Ø 393,7 мм с промывкой ЕПЖ удельным веса 1,02г/см3. Направление Ø 324 мм с толщиной стенки 9,5мм «Д» ОТТМ спущено на глубину 30м и зацементировано цементным раствор ПЦТ I-50 3,8м3, 5т удельным весом 1,85г/см3, с добавлением 0,1т CaCl2 при Р=10атм. Полная циркуляция. На устье вышел цемент в V=0,5м3 удельным весом 1,4г/см3. Бурение под кондуктор Ø 245 мм Под кондуктор Ø 245 миллиметров бурение осуществлялось долотом 295,3 миллиметров с промывкой ПГБР (полимерглиныстыйбурраствор) удельного веса 1,08-1,10г/см3, условной вязкостью 25-35секунд, водоотдачей 10см3/30 минут в интервале 30-432 метров. Были вскрыты отложения Уфимского, Казанского, Татарского ярусов, горизонт P2 и Артинский, Кунгурский ярусы, горизонт P1ar+k, состоящие из (Глина коричневае, плотная. В верхней части - прослои песчаников темно-коричневых рассыпчатых. Ниже – прослои известняка серого, глинистого, крупного. Доломит светло-серый, плотный, средней крепости с прослоями аргиллита, коричневого, серого, плотного. Известняк светло-серый, плотный, средней крепости.) При бурении получили поглощение промывочной жидкости с глубины 80 метров интенсивностью 30м3/ч. Продолжили бурение в интервале 80 – 105 метров, когда глубина забоя составила 90 метров прокачали ВУС (Вязкоупругая смесь) в V=10м3(Т=70сек) с наполнителем КФ-5Ц=150кг, КФ-10Ц=200кг что помогла в интервале 90 – 105 метров снизить интенсивность поглощения до 25м3/ч, полную ликвидацию поглощения устранить не удалось. В дальнейшем интенсивность поглощения на участке 105 – 115 метров составила 30м3/ч. На глубине 115 метров произвели прокачку ВУС в V=10м3 (Т=70сек) с наполнителем КФ-5Ц=150кг, КФ-10Ц=200кг, что помогло снизить интенсивность поглощения до 20м3/ч в интервале 115 – 120 метров. При бурении в интервале 140-154 метра интенсивность поглощения составила 7м3/ч. На глубине 154 метра прокачали ВУС V=10м3(Т=70сек) с наполнителем КФ-5Ц=150кг, КФ-10Ц=100кг, произвели подъем КНБК до глубины 54м. Выдержали технический отстой 45мин. и произвели спуск КНБК до глубины 154 метров. При промывке поглощение отсутствует. Бурение под эксплуатационную колонну Под эксплуатационную колонну Ø 146 ствол скважины пробурен долотом 215,9 мм. Были вскрыты отложения Московского яруса, горизонты: Маячковский C2mč (Доломит серый, плотный, средней крепости. Известняк светло-серый, серый, слабой крепости.), Подольский C2pd (Доломит серый, плотный, средней крепости. Известняк светло-серый, серый, слабой крепости), Каширский C2ks (Доломит светло-серый, плотный, средней крепости. Известняк светло-серый, серый, слабой крепости. Нижняя часть сложена, известняками светло-серыми, серыми, глинистыми, с прослоями аргиллита зеленовато- серого, плотного.), Верейский C2vr (Аргиллит темно-серый, пластинчатый, плотный . Известняк серый , светло-серый, плотный, средней крепости. Глина известковистая, светло-серая, вязкая); Башкирский ярус C2b (В верхней части, переслаивание известняков светло-серых, серых, аргиллитов серых, слоистых, плотных. В нижней части, известняк светло-серый, серый.); Визейский ярус, горизонты: Тульский C1tl (Известняк серый, глинистый, средней крепости.Глина темно-серая вязкая, Аргиллит темно-серый ,рыхлый, слабый), Бобриковский C1bb (Аргиллит темно-серый ,рыхлый, слабый. Песчаник, кварцевый, светлый, мелкозернистый, не ровно окатанный на глинисто карбонатном цементе.), Радаевский C1rd; Турнейский ярус C1t (В верхней части песчаник, кварцевый, светлый,до белого, мелкозернистый, не ровно окатанный.В нижней части известняк серый, светло-серый, слабой крепости. Переслаивание аргиллита темно-серого пластинчатого.); Фаменский ярус D3fm (Известняк серый, темно-серый средней крепости. Аргиллит пластинчатый, темно-серый , слабый. Нижняя часть яруса сложена, известняком серым, темно-серым средней крепости ,с запахом У.В. Аргиллитом перемолотым, глинистым, темно-серым.); Франский ярус D3f (Известняк серый, темно-серый ,битуминозный,средней крепости ,с запахом У.В. Доломит темно-серый крепкий. Аргиллит перемолотый, темно-серый.). При бурении под эксплуатационную колонну 146мм с глубины 1290 метров получили частичное поглощение промывочной жидкости интенсивностью 9м3/ч. прокачали ВУС в V=8м3(Т=90сек) с наполнителем, интенсивность снизилась до 8,7м3/ч. При бурении в инт. 1290-1300м интенсивность поглощения составила 9м3/ч. Произвели установку цементного моста интенсивность поглощения снизилась до 8,4м3/ч. После разбуривания цементного моста до 1289м интенсивность поглощения 9,1м3/ч. Бурение в интервале 1300-1340м велось с поглощением промывочной жидкости с интенсивностью 9м3/ч. Интенсивность поглощения не снижалась. Ликвидация зоны частичного поглощения на скважине № 214 в поглощающем интервале 1120 – 1290м. При бурении скважины № 214 с забоем 1340м было получено частичное поглощение бурового раствора интенсивностью 9м3/ч в интервале 1120 – 1290м. Было принято решение по ликвидации зоны частичного поглощения путем разовой прокачки ВУС с наполнителем КФ – 5. ВУС состоит из промывочной жидкости удельным весом 1,10г/см3 с добавлением наполнителя КФ -5 на 95% состоящий из частиц размером менее 5 мм концентрацией на 1м3 150кг, кальцинированной соды, глинопорошка ПБМБ реоцел В, гаммаксан,. Расчет прокачки ВУС для интервала 1120 - 1290 м: Объем ВУС в интервале 1120-1290, м3:  Объем продавочной жидкости для ВУС, м3:  Порядок работ по прокачке ВУС рис. 4: А) начало прокачки ВУС в объёме 6,8м3 Б) прокачка ВУС с наполнителем КФ – 5, продавка технической водой в объёме 8,7м3 при открытом ПВО.  Рис. 4. Порядок работ по прокачке ВУС До прокачки ВУС с наполнителем КФ-5Ц=150кг интенсивность поглощения составляла 9м3/ч. После прокачки ВУС на виброситах наблюдался интенсивный выход наполнителя КФ-5Ц в объёмах закачки, а интенсивность поглощения снизилась до 8,7 м3/ч, что практически равно исходному значению поглощения на этом интервале. Связано это с тем, что интервал поглощения промывочной жидкости 1120 -1290м Башкирский – Серпуховский ярусы состоит из карбонатных пород размером трещин от 0,1-0,6мм, которые меньше частиц наполнителя КФ-5Ц с размером 5мм, поэтому наполнитель не может проникнуть в каналы и закупорить их. Решение по ликвидации зоны частичного поглощения интенсивностью 9м3/ч на интервале 1120 – 1290м с помощью прокачки ВУС с наполнителем положительных результатов не принесла. Дальнейшие работы по ликвидации частичного поглощения производилась способом установки цементного моста в интервале 1120 – 1340м. Для установки цементного моста использовался ПЦТ-I-50 с плотностью цементного раствора ρ = 1,56 г/см3. Расчет установки цементного моста в интервале 1120 – 1290м: Высота подъёма цемента в колонне на 50м выше начала интервала поглощения 1120м равна 1070м. Объем цементного раствора необходимого для установки цементного моста м3:  Количество сухого цемента, т:  Требуемое количество сухого цемента 9,8т, но для проведения работы по установке цементного моста используем 10т. При использовании 10т сухого цемента, то необходимый  8,1м3 для проведения работ по установке цементного моста в интервале 1120 – 1290м. Объем продавочной жидкости для цементного раствора, м3:  Расчет подьема цементного моста в скважине:   Порядок работ по установке цементного моста в интервале 1120-1340м: А) Спуск ОКБТ на глубину 1290 м, обвязка напорной линии ЦА-320 с бурильным инструментом и опрессовка линии на 7,5 МПа, Б) закачка цементного раствора в интервале 1120-1290м в объеме 8 м3 и дальнейшая его продавка тех. водой объемом 8,4 м3 при открытом ПВО; В) подьем бурильного инструмента и ОЗЦ  Рис. 5. Порядок работ по установке цементного моста После 8 часов ОЗЦ собрана КНБК предыдущего долбления, которая была спущена до глубины 1050 м, произведено определение «головы» цементного моста. Голова цементного моста «отбита» по факту на глубине 1061 м. При разбуривании цементного моста в интервале 1061 - 1289м поглощение промывочной жидкости с интенсивностью 5,2м3/ч. С глубины 1289м наблюдалось поглощение с интенсивностью 8,4м3/ч. Исходя из проделанной работы по изоляции зоны поглощения в интервале 1120 - 1290 м цементным мостом, можно заметить, что интервал разбуриваемого цементного моста составил 1061 - 1289 м, то есть высота расчетного цементного моста совпадает с фактическим расположением моста. Исходя из этого можно сделать вывод, что объем закачиваемого цементного раствора не изменился, то есть цементный раствор не проникает в каналы и трещины пласта. Установка цементного моста для ликвидации частичных поглощений положительных результатов не принесла. Это можно увидеть по сохранившейся интенсивности поглощения пласта. Так как интервал поглощения промывочной жидкости 1120 -1290м сложен Башкирским – Серпуховским ярусами состоящими из карбонатных пород размером трещин от 0,1-0,6мм через которые не проходят твердая фаза ВУС и частицы цемента из–за своих размеров превышающих размеры трещин рис. 6. Было приняло решение закачки смеси без содержания твердой фазы Al2(SO4)3 (рис.7) и CaCl2 (рис.8) с последующим образованием гелиевой структуры с большими тиксотропными свойствами. Изоляция зоны поглощения проводится путем раздельной закачки растворов солей с разной валентностью металла в трещиноватый пласт и кольматацией поровых каналов за счет образование нерастворимого осадка в результате диффузии.  Рис. 6. Модель трещиноватого пласта. В результате диффузии двух растворов солей с разной валентностью происходит реакция осаждения CaSO4. Al2(SO4)3+ CaCl2 - AlCl3+ CaSO4  Al2(SO4)3+ 3CaCl2 - 2AlCl3 + 3CaSO4 Рис. 7. Сульфат алюминия  Рис. 8. Хлористый кальций Ход работы по ликвидации зоны поглощения в интервале 1120-1290м с помощью закачки смеси без содержания твердой фазы: Для приготовления водных растворов потребуется 2 ЦА – 320 так как нельзя допустить преждевременное соединение двух смесей рис.9.  Рис. 9. Обвязка тампонажной техники для проведения закачки смеси. Затворить в ЦА-320 №1 AL2(SO4)3 в количестве 900кг на 1,5м³ пресной воды. Затворить в ЦА-320 №2 CaCL2 в количестве 900кг на 1,5м³ пресной воды. Объединить агрегаты в одну линию и обвязать с манифольдом высокого давления. Без поднятия КНБК на глубине 1290м начать закачку приготовленных растворов пачками при этом ПВО должно быть загерметизированно. Закачать в скважину раствор AL2(SO4)3 в объёме 0,5м³ + пресную техническую воду в объёме 0,2м³ + раствор CaCL2 в объёме 0,5м³ + пресную техническую воду в объёме 0,2м³ + раствор AL2(SO4)3 в объёме 0,5м³ и так далее до прокачки всего объема затворенной водного раствора соли. Произвести продавку из расчета выхода химических растворов Отобрать из скважины 1,5 м³ жидкости в ЦА-320, закачать в скважину 1,5 м³ жидкости, тем самым смешивая растворы в пласте для запуска реакции и выпадения нерастворимого осадка. Операцию повторять до поднятия давления на 30-40атм от конечного давления продавки. Оставить скважину на распределение давления и реагирование хим. реагентов на 5 часов. После истечения времени реагирования химических реагентов в поглощающем пласте разгерметизировали ПВО. Запустили циркуляцию промывочной жидкости наблюдая за падением уровня в насосных емкостях в течении 30 минут. Падение уровня промывочной жидкости по истечению 30 минут не наблюдалось, интенсивность поглощения составила 0м3/ч. При дальнейшем бурении интервала 1340 -1410м интенсивность поглощения промывочной жидкости составила 0,5м3/ч. Способ ликвидации зоны частичного поглощения с помощью закачки смеси без содержания твердой фазы показала положительный результат. Анализ ликвидации зоны частичного поглощения скважины №214 При определении зоны поглощения и способов ее ликвидации необходимо было учитывать геологический разрез скважины, в особенности, структуру и текстуру слагающих его пластов. Виды изоляционных работ выбирают в зависимости от формы поперечного сечения каналов в пласте и их средних эквивалентных размеров – раскрытия трещин  в трещиноватых и трещиновато-кавернозных пластах. Для удобства и наглядности под значением в табл. 59 указаны диапазоны изменения наименьшего раскрытия сужений в наиболее крупных каналах  , соответствующие диапазонам изменения .Таблица 60 Способы борьбы с поглощениями и водопроявлениями в зависимости от средних эквивалентных размеров каналов пласта
– среднее гидравлически эквивалентное раскрытие совокупности трещин, мм; – раскрытие наиболее суженного участка самой крупной трещины, мм.В большинстве технологических схем изоляции поглощающих пластов применяются способы принудительного закупоривания каналов в горных породах с использованием частиц механических примесей. В этих случаях должны одновременно выполняться определенные условия: а) проходимость твердой частицы по каналу и возможность ее оседания; б) способность частиц по отдельности и в группе закупоривать канал. Интервал 1120-1290 м сложен из карбонатов с известняками, доломитами, которые имеют макро- и микротрещиноватость с раскрытием трещин менее 0,15 мм (практически неразличимы человеческим глазом) глинистый, цементный раствор не проникают. Для таких размеров каналов в роли закупоривающих агентов могут выступать водные растворы без содержания твердой фазы. Резюмируя данную таблицу, можно сделать вывод, что цементный раствор может проникнуть только в каналы и трещины пласта с раскрытием больше, чем раскрытие каналов и трещин поглощающих горизонтов скважины №214 Шарканского месторождения. Закачиваемая смесь без твердой фазы, проникает в данные каналы и трещины образуя гелеобразную структуру, которая закупоривает трещины карбонатных пород слагающих пласт в интервале 1120-1290м тем самым снижая проникновение жидкости. Способ с применением водных растворов солей без содержания твердой фазы был успешно применен. Технологическая эффективность. Применение способов прокачки ВУС и установка цементных мостов для ликвидации частичных поглощений на Шарканском месторождении технологически неэффективно. На данном месторождении хорошо себя зарекомендовал способ селективной закачки водных растворов солей с разной валентностью металла в трещиноватый пласт и кольматацией поровых каналов за счет образование нерастворимого осадка в результате диффузии. Применение метода селективной закачки растворов Al2(SO4)3, CaCl2 рассмотрено на скважине №214 с частичными поглощениями с которое доказало свою технологическую эффективность в отличии от способов прокачки ВУС и установки цементных мостов при проведении которых было потрачено большое количество материалов, времени, денежных средств и не показало положительного результата при ликвидации частичных поглощений. Таким образом, частичные поглощения на данном месторождении можно предупредить и ликвидировать путем закачки селективной закачки водных растворов солей, не имеющих твердой фазы и проникающих в каналы поглощающих пластов с размерами трещин 0,1-0,6мм. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
