Методы исследования и ликвидации катастрофических поглощений
Поглощение бурового раствора как осложнение в скважине. Факторы, влияющие на возникновение этого осложнения. Комплекс исследований зон поглощения, их обобщенная классификация. Методы и разработка технологий ликвидации поглощений бурового раствора.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | реферат |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 24.01.2012 |
| Размер файла | 121,2 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
Реферат
по дисциплине: «Осложнение и аварии при бурении скважин»
на тему
Методы исследования и ликвидации катастрофических поглощений
Выполнил студент группы ГБЗ-06-01
А.Ю. Зигуля
Уфа 2012
ВВЕДЕНИЕ
Основным видом осложнений при строительстве скважин на нефтяных месторождениях Ямало-ненецкого АО, являются поглощения бурового раствора, затраты, на борьбу с которыми составляют свыше 85% всего времени, затрачиваемого на борьбу с осложнениями. Ежегодно на борьбу с осложнениями затрачивает до 9-11% общего календарного времени бурения, что, несомненно, отрицательно сказывается на технико-экономических показателях буровых работ.
Поглощение бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.
Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить на две группы:
1. Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.).
2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-подъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.
С работами по ликвидации поглощений бурового раствора связаны не только значительные материальные потери, но и не поддающиеся учету значительные потери в добыче нефти из-за ухудшения коллекторских свойств продуктивности пластов, невысокого качества цементирования эксплуатационных колонн на осложненных скважинах и несвоевременного ввода скважин в эксплуатацию. В связи с этим, совершенствование технологических способов ликвидации поглощений, применение новых технологий и материалов, дающих максимальный экономический результат, имеют исключительно важное значение.
1. Комплекс исследований зон поглощения, их обобщенная классификация
поглощение буровой раствор скважина осложнение
1.1 Наблюдения и предварительные исследования, проводимые буровой бригадой
При вскрытии и бурении в зоне поглощения буровая бригада фиксирует следующие данные:
- глубину начала поглощения бурового раствора;
- интенсивность поглощения бурового раствора (потеря раствора за 1 час);
- глубину исчезновения циркуляции;
- наличие увеличения механической скорости бурения, крутящего момента или «провалов» бурильного инструмента и их величину);
- параметры бурового раствора на момент начала катастрофического поглощения;
- статический и динамический уровни.
Вскрытие и прохождение зоны поглощения осуществляют с применением комплекса профилактических мероприятий (КПМ).
В случае возникновения катастрофического поглощения скважину углубляют на 15-20 м. В этом случае предусматривают закачку мягких тампонов, приготовленных в гидромешалке из бурового раствора с максимальным содержанием наполнителей.
При отрицательном результате ствол скважины готовится к проведению геофизических и гидродинамических исследований.
1.2 Геофизические исследования
Целью геофизических исследований является:
- определение характера трещиноватости пород в зоне поглощения;
- определение мощности (интервалов зоны поглощения);
- определение наличия перетоков в скважине;
- определение фактического диаметра скважины.
Для решения указанных задач предусматриваются следующие методы геофизических исследований:
- радиоактивный каротаж (РК, НГК и ГК) и акустический каротаж для определения относительной общей пористости пластов в зоне поглощения;
- каверномер - для определения фактического диаметра скважины в интервале зоны поглощения, а также в кровле и подошве;
- электротермометр, резистивиметр - для определения границ поглощающих пластов, их относительной приемистости и наличия перетоков жидкости по стволу скважины из одного пласта в другой.
ПРИМЕЧАНИЕ: В отдельных случаях может выполняться минимальный комплекс геофизических исследований: каверномер и радиоактивный каротаж.
1.3 Гидродинамические исследования (ГДИ)
Гидродинамические исследования позволяют определить гидропроводность поглощающего пласта, являющуюся общепринятой характеристикой проницаемых пород.
Перед проведением ГДИ необходимо провести проработку ствола скважины и промывку зоны поглощения для качественного проведения исследований.
ГДИ проводятся различными методами, в данном случае предусматривается проведение исследований двумя методами, каждый из которых проводят в зависимости от положения статического уровня в скважине.
Если статический уровень менее 50 м, то исследования проводят методом нагнетания бурового раствора в зону поглощения.
Порядок проведения исследований методом нагнетания бурового раствора в зону поглощения
Устанавливают пакер в кровле зоны поглощения в устойчивой части ствола скважины, или под статическим уровнем с установкой открытого конца бурильных труб в кровле зоны поглощения. Закачивают в поглощающий пласт с помощью ЦА через пакер буровой раствор на различных скоростях подачи.
В таблице 1 приведены скорости подачи ЦА-320М на различных передачах при втулках 115 мм, 127 мм (при давлениях, развиваемых агрегатом свыше 6 МПа).
Таблица 1. Скорости подачи ЦА-320М
|
Подача |
Подача в л/с при диаметре втулки, мм |
||
|
115 |
127 |
||
|
II |
4,1 |
5,1 |
|
|
III |
7,9 |
9,8 |
|
|
IV |
12,2 |
15,1 |
|
|
V |
- |
- |
Фиксируют давления и расходы в 3 - 4 точках (объем откачки на каждой передаче - 200 л, при этом фиксируется время откачки указанного объема).
Начинают исследования на втулках 115 мм. Если перепад давления на указанных передачах укладывается в диапазоне 0,4 - 0,8 МПа исследования прекращают, строят график P - Q, определяют средний коэффициент удельной приемистости зоны при P = 0,5 МПа по формуле:
,
где: Q - расход бурового раствора при перепаде давления на зону поглощения
P = 0,5 МПа, в м3/ч;
h - мощность зоны поглощения, в м.
Если перепад давления на IV передаче < 0,6 МПа, переходят на втулки 127 мм и исследования повторяют.
Если статический уровень > 50 м, то исследования проводят методом прослеживания динамического уровня в скважине.
Порядок проведения исследований методом прослеживания динамического уровня в скважине
Уровнемером (прибором давления) определяют статический уровень в открытом стволе скважины (перед замером статического уровня скважину оставляют в покое на 1 час).
Доливают скважину до устья или на 60-80 м от статического уровня, при этом фиксируют плотность раствора и далее регистрируют изменение динамического уровня (избыточного давления) в скважине (диапазон регистрации избыточного давления 0,4-0,8 МПа) по времени.
Определяют средний коэффициент удельной приемистости при Р = 0,5 МПа по вышеприведенной формуле:
Средний коэффициент удельной приемистости используют для сравнительной оценки начального состояния зоны поглощения и последующих ее состояний в ходе изоляционных работ, а также для анализа результатов последних.
Если динамический уровень при доливе буровыми насосами не удается поднять выше статического уровня на 50 м и более, то коэффициент удельной приемистости определяют методом поддержания постоянного динамического уровня при максимальном расходе бурового раствора.
Для оценки начальной приёмистости зоны поглощения и её изменений в ходе кольматационных или изоляционных работ применяется также метод измерения статического и динамического уровней в скважине.
Статический уровень в скважине определяют уровнемером.
Динамический уровень в скважине фиксируют при нахождении открытого конца (или долота) в кровле зоны поглощения, при этом осуществляют прокачку бурового раствора в течение 5 мин через бурильную колонну, например, одним буровым насосом У8-6МА2 с цилиндрическими втулками 150 150 мм, что соответствует производительности Q = 21 л/с (при n = 66 дв. ход./мин и = 0,8).
Динамический уровень измеряют по длине поднятых сухих труб.
Для оценки раскрытия крупных каналов поглощающих пластов используют метод пробных закачек вязкопластичных тампонажных смесей с различной крупностью гранулярных наполнителей.
1.4 Пробные закачки в зону поглощения вязкопластичных жидкостей и тампонажных смесей с заданной подвижностью и крупностью наполнителя
Для уточнения характера раскрытия каналов поглощения и их приемистости перед началом изоляционных работ закачивают пробную порцию тампонажной смеси с заданной начальной подвижностью и крупностью гранулярного наполнителя с помощью автобетонокомплекса (АБК).
При этом указанную смесь закачивают через пакер, устанавливаемый в кровле зоны поглощения или под статическим уровнем. В последнем случае открытый конец устанавливается также в кровле зоны поглощения.
В качестве первой пробной порции используют нетвердеющую смесь на основе глинистого раствора и композиции наполнителей: кордного волокна и резиновой крошки. Параметры исходного глинистого раствора:
- плотность 1050 - 1060 кг/м3;
- вязкость 20 - 25 с.
Объем раствора - 4 м3.
Содержание наполнителей в растворе:
- кордного волокна (8 % вес.) - 320 кг/замес;
- резиновой крошки до 5 мм (30 % вес.) - 1200 кг/замес.
Подвижность смеси - 15 см.
Подвижность смеси регулируют изменением содержания резиновой крошки. Фиксируют давление продавки смеси по бурильным трубам и закачки ее в зону поглощения. Во время закачки смеси в зону поглощения регистрируют изменение давления во времени и от объема смеси.
Оценка раскрытия крупных каналов поглощающих пластов производится по двум методикам:
- раскрытие крупных каналов поглощающего пласта можно оценить по анализу данных о проникновении в них вязкопластичной жидкости (ВПЖ). При этом кольматационный эффект от наполнителей не должен проявляться.
- раскрытие крупных каналов поглощающего пласта определяют по характеру изменения давления закачки тампонажной смеси с заданной подвижностью и крупностью гранулярного наполнителя от ее объема.
На основе проведения комплекса исследований определяют категорию зоны поглощения и намечают стратегию проведения изоляционных работ.
Дополнительным материалом для оценки приемистости зоны поглощения служат сведения о давлении закачки тампонажной смеси в процессе изоляционных работ.
1.5 Обобщенная классификация зон поглощения
На основе исследований зон поглощения составляют обобщенную их классификацию (см. таблицу 2).
Все зоны поглощения условно разделены на три категории по величине раскрытия поглощающих каналов.
Прямая оценка раскрытия поглощающих каналов может быть произведена методом закачек в зону поглощения тампонажных смесей с заданной подвижностью и крупностью наполнителей.
Другие характеристики являются косвенными и служат для комплексной оценки раскрытия каналов поглощения.
Для каждой категории зоны поглощения разрабатывается наиболее эффективная схема их ликвидации.
Для оперативного определения категории зоны поглощения используют таблицу обобщённой их классификации, где каждой характеристике зоны поставлено в соответствие совокупность внешних признаков и результатов гидродинамических исследований.
В зависимости от категории зоны поглощения применяются различные способы ликвидации:
1) Способы на базе стандартной буровой и тампонажной техники и с помощью буровой бригады (КПМ, тампоны, «хвостовик» и др.).
2) Способы с использованием специальной техники (тампонажные смеси - высокоструктурированные, автобетонокомплекс, профильные перекрыватели, «сетка» Охрименко).
Таблица 2. Обобщённая классификация зон поглощения
|
№ п/п |
Характеристика зоны поглощения |
Категория зон поглощения, раскрытие поглощающих каналов |
|||
|
I категория: мелкотрещиноватая и пористая среда; раскрытие до 5 мм |
II категория: среднетрещиноватая среда; раскрытие 5-100 мм |
III категория: крупнотрещиноватая, кавернозная среда; раскрытие > 100 мм |
|||
|
1 |
Особенности вскрытия и процесса разбуривания проницаемых пластов |
Циркуляция неполная, неустойчивая, зачастую отсутствует совсем, периодически восстанавливаясь. Затяжки бурильного инструмента отсутствуют |
Циркуляция бурового раствора отсутствует. Возможны кратковременные восстановления циркуляции с частичным выходом бурового раствора на поверхность |
Внезапное полное прекращение циркуляции бурового раствора, иногда затяжки бурильного инструмента и прихваты его |
|
|
2 |
Увеличение механической скорости бурения |
Увеличение в 3-4 раза |
Резкое увеличение |
«Провалы» |
|
|
3 |
Наличие и величина «провалов» бурильного инструмента, м |
до 0,3 |
от 0,3 до 0,5 |
от 0,5 до 5-7 |
|
|
4 |
Превышение динамического уровня над статическим, м (при производительности бурового насоса 15-20 л/с) |
> 50 |
10-50 |
< 10 |
|
|
5 |
Интенсивность поглощения, м3/ч (при Р = 0,1 МПа) |
до 30 |
30-120 |
120 и более |
|
|
6 |
Наличие каверн, увеличение диаметра ствола скважины |
- |
+ |
+ |
|
|
7 |
Пробная закачка в зону поглощения тампонажных смесей с подвижностью 15 см и крупностью наполнителя, мм Реакция зоны, МПа |
до 5 8 - 0 |
до 20 8 - 0 |
до 40 0 |
2. Технология изоляции зон полного (катастрофического) поглощения бурового раствора высокоструктурированными тампонажными смесями (твердеющими и нетвердеющими) на базе автобетонокомплекса
2.1 Традиционные методы ликвидации поглощений бурового раствора
В случае высокоинтенсивного поглощения возможно бурение без выхода бурового раствора на поверхность. Оно целесообразно в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. п.). После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно прекращают. Далее проводят заливки ГЦП или БСС до полной ликвидации поглощения. При бурении без выхода бурового раствора разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с буровым раствором. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора веса. Экономически целесообразно бурить без выхода циркуляции только при использовании воды в качестве бурового раствора. Для ликвидации интенсивных поглощений (более 200 м3/ч) прежде всего снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов (глины, торфа, соломы и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором. После затвердения цемента скважину прорабатывают и затем начинают дальнейшее углубление.
Для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора, приуроченных к большим трещинам и кавернам, во ВНИИБТ были разработаны перекрывающие устройства. Перекрывающее устройство представляет собой эластичную сетчатую оболочку (капроновая, нейлоновая, капроновый эластик, металлическая специального плетения и др.). Установленная в интервале поглощения сетчатая оболочка под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет трещины и каверны. Сетчатая оболочка расширяется вследствие закупорки ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой.
Известны и другие способы ликвидации высокоинтенсивных поглощений: спуск «летучки» (кассеты), замораживание зоны поглощения, изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Но все они весьма трудоемки, не всегда дают положительный результат и поэтому применяются в буровой практике редко.
Крайняя мера борьбы с поглощением бурового раствора - спуск промежуточной обсадной колонны. Рассмотрим подробнее некоторые из них.
2.2 Высокоструктурированные тампонажные смеси
По современным представлениям полное (катастрофическое) поглощение бурового раствора возникает в основном при разбуривании пластов, обладающих развитой естественной кавернозностью и трещиноватостью, которая образует разветвленную сеть наклонных и вертикальных трещин большого простирания.
Гидроразрыв пласта также может быть причиной катастрофического поглощения бурового раствора.
В процессе гидроразрыва пластов образуется сеть искусственных трещин, причем, значительная часть всего объема трещин приходится на долю вертикальных трещин, длина, высота и ширина (раскрытость) которых могут достигать значительных размеров (длина от 50 до 100 м, раскрытость от 1 - 2 до 80 - 100 мм и более).
Причем, трещины в интервале зоны поглощения по величине могут распределяться произвольно, одновременно могут быть представлены трещины крупные, средние и мелкие.
Решить задачу изоляции таких зон катастрофического поглощения методом простого заполнения таких трещин тампонажными материалами технически и экономически не рационально.
Исходя из этих представлений о природе поглощений, институтом «Гипровостокнефть» предложена технология по ликвидации катастрофических поглощений бурового раствора, в основу которой положена концепция создания надежного изолирующего экрана в приствольной части поглощающего пласта:
путем удержания тампонажной смеси от растекания под действием гравитационных сил, межпластовых перетоков и других гидродинамических воздействий при выполнении различных технологических операций;
путем формирования каркаса намывом твердых и плотных, а также волокнистых наполнителей с последующей укрепляющей заливкой твердеющими смесями.
Для реализации предложенной концепции изоляции катастрофических поглощений институтом разработано два типа высокоструктурированных тампонажных смесей:
смеси с комплексными свойствами (нетвердеющие и твердеющие);
предельно структурированные смеси для намыва твердых и плотных наполнителей, а также волокнистых материалов.
Высокоструктурированные тампонажные смеси получают путем добавки в жидкость-носитель наполнителей или, как правило, композиции наполнителей, причем, один из компонентов выполняет роль регулирующей добавки по плотности и подвижности.
В качестве жидкостей-носителей применяют буровой, цементный или гельцементный растворы.
Содержание наполнителей в жидкости-носителе определяют в % массовых к объему жидкости-носителя.
Подвижность смеси замеряют пластометром (конусом погружения) в сантиметрах.
В основу проектирования высокоструктурированных тампонажных смесей положен принцип удержания смеси от растекания по каналам поглощающего пласта под действием гравитационных сил и предотвращения разбавления пластовой жидкостью.
Поставленная цель достигается путем придания тампонажной смеси в процессе проектирования и приготовления одновременно ряда заданных технологических свойств:
заданное предельное значение начальной подвижности;
плотность смеси, близкую к плотности жидкости в поглощающем пласте (для условий Самарской области 1120 - 1170 кг/м3);
повышенная кольматирующая способность;
стабильность параметров и однородность.
Для определения параметров тампонажной смеси (на базе данной композиции наполнителей) проводят лабораторные эксперименты с целью получения трех графиков зависимостей (рис. 1):
изменение подвижности тампонажной смеси от содержания наполнителей (рис. 1а);
изменение плотности тампонажной смеси от содержания наполнителей (рис. 1б);
изменение кинетики структурообразования для различных начальных подвижностей (рис. 1в).
На рис. 1 приведены кривые для следующей композиции наполнителей:
жидкость-носитель: гельцементный раствор гц = 1535 кг/м3;
композиция наполнителей: 8 % (мас.) кордного волокна + 8 % (мас.) резиновой крошки + % (мас.) дробленки бамперной (остальное).
Рис. 1
Регулирование подвижности смеси осуществляется выбором типа наполнителя и его массовым содержанием. Здесь основным регулирующим компонентом является дробленка бамперная.
Регулирование плотности смеси осуществляется выбором типа жидкости-носителя, типа наполнителя и его массовым содержанием.
Плотность тампонажной смеси с комплексными свойствами выбирают близкой к плотности пластовой жидкости.
Содержание наполнителей в смеси выбирают из диапазона от 6 % до 100 % (мас.) и более с целью получения необходимой начальной подвижности со значением от 5 до 25 см.
Регулирование кольматирующей способности тампонажной смеси производят выбором типа и фракционного состава наполнителей. Размер фракций может изменяться от 0,1 до 40 мм.
Методику выбора необходимых параметров тампонажной смеси покажем на примере смеси, состоящей из гельцементного раствора и вышеприведенной композиции наполнителей (8 % (мас.) кордного волокна плюс 8 % (мас.) резиновой крошки плюс % (мас.) регулирующая добавка - дробленка бамперная, которая вводится до получения предельной подвижности, равной 4 см).
Подвижность 4 см - это предел прокачиваемости автобетононасоса по бетону.
Для рассматриваемой композиции инертных наполнителей, согласно рис. 1в, при заданном времени проведения операции по приготовлению и закачке смесей в зону поглощения ( tз) выбираем начальную подвижность тампонажной смеси (Пн).
В конкретном примере tз = 4,5 ч, Пн = 13 см.
Указанная смесь с начальной подвижностью, равной 13 см через 4,5 ч, т.е. в момент окончания продавки смеси в поглощающий пласт, приобретет подвижность с предельным значением, равным 4 см. Далее на рис. 1а по значению Пн = 13 см определяют общее содержание наполнителей в смеси, которое составляет 30 % (мас.), в т.ч. 14 % (мас.) будет приходиться на дробленку бамперную.
По рис. 1б определяется плотность смеси, содержащей 30 % (мас.) наполнителей, которая составляет 1475 кг/м3.
Совместное рассмотрение графиков Рис. 1а, 1б, 1в позволяет оперативно принимать решения в зависимости от конкретных условий на скважине по выбору плотности и подвижности тампонажной смеси, представленной данной композицией инертных наполнителей.
Максимальную крупность частиц наполнителя с точки зрения наибольшего кольматационного эффекта выбирают на основании сведений о характере поглощающего пласта, результатов пробных закачек в зону поглощения тампонажных смесей с различной крупностью частиц гранулярных наполнителей. Фракционный состав наполнителей устанавливают также из условия прокачиваемости тампонажной смеси по каналу доставки (линия обвязки автобетононасосов, промывочная головка, бурильные трубы, открытый конец или пакер). С этой точки зрения соотношение между диаметром канала (в наиболее суженной части) и наибольшим размером зерен наполнителей принимается 3 : 1. Количество зерен наибольших размеров не должно превышать 15 % по массе.
Так, допускаемая предельная крупность зерен наполнителя составит при прокачке:
по буровому шлангу с внутренним диаметром 76 мм - 35 мм;
по бурильным трубам диаметром 127 мм (с внутренним диаметром 107 мм) - 30 - 35 мм.
Продолжительность приготовления тампонажной смеси устанавливается из условия получения однородной смеси по параметру подвижность.
Рецептуры высокоструктурированных тампонажных смесей приведены в таблице 3а.
Высокоструктурированные тампонажные смеси (нетвердеющие и твердеющие) с подвижностью ниже 12 см названы «малоподвижными» смесями и предназначены для ликвидации зон поглощения III категории. Рецептуры малоподвижных тампонажных смесей приведены в таблице 3б.
Таблица 3а. Высокоструктурированные тампонажные смеси
|
№п/п |
Состав наполнителя, % (мас.) |
Параметры смеси |
|||||||
|
Всего |
КВ |
РК |
ДБ |
см,кг/м3 |
Подвижность, см |
||||
|
П |
П*через 2 ч |
П*Через 4 ч |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
1. Тампонажные смеси на базе глинистого раствора (нетвердеющие) |
|||||||||
|
1. |
ИГР: Н2О + 9 % бентонита + 0,2 % Na2CO3; = 1065 кг/м3, УВ = 26 с. |
||||||||
|
70 |
10 |
60 |
- |
940 |
15 |
||||
|
80 |
10 |
70 |
- |
925 |
13 |
||||
|
90 |
10 |
80 |
- |
880 |
12 |
||||
|
100 |
10 |
90 |
- |
850 |
10 |
||||
|
2. Тампонажные смеси на базе гельцементного раствора (твердеющие) |
|||||||||
|
2. |
ИГР: = 1070 кг/м3, УВ = 19 с; ГЦ: ИГР + 90 % цемента, = 1530-1535 кг/м3. |
||||||||
|
50 |
8 |
8 |
34 |
1415 |
9,5 |
||||
|
55 |
8 |
8 |
39 |
1385 |
8,5 |
||||
|
60 |
8 |
8 |
44 |
1380 |
7 |
||||
|
70 |
8 |
8 |
54 |
1350 |
6 |
||||
|
80 |
8 |
8 |
64 |
1320 |
4,5-5 |
||||
|
Обозначения: |
- плотность; УВ - условная вязкость; мас. - массовое; ГЦ - гельцементный раствор; ИГР - исходный глинистый раствор; КВ - кордное волокно; РК - резиновая крошка; ДБ - дроблёнка бамперная; П - подвижность смеси; * - подвижность определяется в статическом состоянии (без перемешивания смеси). |
Таблица 3б. Малоподвижные тампонажные смеси
|
№п/п |
Состав наполнителя, % (мас.) |
Параметры смеси |
||||||||
|
Всего |
КВ |
РК |
ЦС |
ДП |
см, кг/м3 |
Подвижность, см |
||||
|
П |
П*через 2 ч |
П*Через 4 ч |
||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
1. Тампонажные смеси на базе глинистого раствора (нетвердеющие) |
||||||||||
|
1.1 |
ИГР: Н2О + 8% бентонита + 0,2% Na2CO3; = 1060 кг/м3, УВ = 20 с. |
|||||||||
|
23 |
8 |
8 |
7 |
- |
895 |
12 |
||||
|
24 |
8 |
8 |
8 |
- |
885 |
10 |
||||
|
25 |
8 |
8 |
9 |
- |
875 |
9 |
||||
|
26 |
8 |
8 |
10 |
- |
820 |
6 |
||||
|
1.2 |
ИГР: Н2О + 8% бентонита + 0,2% Na2CO3 + 0,2% КМЦ; = 1070 кг/м3, УВ = 29 с. |
|||||||||
|
70 |
5 |
50 |
3 |
12 |
970 |
11 |
||||
|
80 |
5 |
60 |
3 |
12 |
885 |
9 |
||||
|
90 |
5 |
70 |
3 |
12 |
895 |
7-8 |
||||
|
2. Тампонажные смеси на базе гельцементного раствора (твердеющие) |
||||||||||
|
2.1 |
ИГР- = 1065 кг/м3, УВ = 25 с; ГЦ: ИГР + 95% цемента, = 1500 кг/м3. |
|||||||||
|
60 |
8 |
8 |
- |
44 |
1435 |
10-11 |
||||
|
90 |
8 |
8 |
- |
74 |
1365 |
8 |
||||
|
3. Тампонажные смеси на базе цементного раствора (твердеющие) |
||||||||||
|
3.1 |
ИЦР: m = 0,6; = 1740 кг/м3. |
|||||||||
|
35 |
8 |
27 |
- |
- |
1510 |
12 |
6 |
|||
|
45 |
8 |
37 |
- |
- |
1450 |
9,5 |
||||
|
55 |
8 |
47 |
- |
- |
1410 |
7 |
||||
|
Обозначения: |
РК - резиновая крошка; КВ - кордное волокно;; ЦС - целлофановая стружка; ДП - дроблёнка пластмассовая; УВ - условная вязкость; - плотность; ИГР - исходный глинистый раствор; ГЦ - гельцементный раствор; ИЦР - исходный цементный раствор; m - водоцементное отношение; мас. - массовое; П - подвижность смеси; * - подвижность определяется в статическом состоянии (без перемешивания смеси). |
Для создания дополнительного удерживающего эффекта и оттеснения пластовой жидкости могут быть использованы буферные жидкости - вязкоупругие смеси, которые подаются в зону поглощения перед тампонажными смесями. Рецептуры вязкоупругих смесей приведены в таблице 3в.
Таблица 3в. Вязкоупругие смеси
|
Жидкость-носитель (гедь): ПР (Н2О + % ПАА) + сшиватель (Н2О + % ХКК) |
Наполнитель, % (от объёма ПР |
Параметры смеси |
Визуальное описание смеси |
||||||||||
|
ПАА, % |
Время, прошедшее после приготовления раствора ПАА, сут. |
ХКК, % |
Объёмное соотношение раствора ПАА к раствору ХКК |
С, % |
КВ |
РК |
см, кг/м3 |
Псм, см |
Vсм, л |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
|
1.1 |
1 |
0 |
2 |
8 : 1 |
40 |
20 |
20 |
790 |
15 |
14 |
1,56 |
Однородный сильный гель с наполнителем. Разрывается средне. |
|
|
1.2 |
1 |
0 |
2 |
8 : 1 |
50 |
20 |
30 |
875 |
17-18 |
17 |
1,89 |
Смесь наполнителя, зашитая средним гелем. Разрывается легко. |
|
|
1.3 |
1 |
1 |
2 |
8 : 1 |
60 |
20 |
40 |
875 |
13-15 |
18,5 |
2,06 |
Смесь наполнителя, зашитая сильным гелем. Разрывается средне. |
|
|
2.1 |
0,8 |
0 |
2 |
8 : 1 |
60 |
20 |
40 |
700 |
13 |
17 |
1,89 |
Густая смесь наполнителя, зашитая средним гелем. Разрывается средне. |
|
|
2.2 |
0,8 |
0 |
2 |
8 : 1 |
40 |
20 |
20 |
800 |
16-17 |
16 |
1,78 |
Смесь наполнителя, зашитая средним гелем. Разрывается средне. |
|
|
3.1 |
1 |
0 |
2 |
8 : 1 |
30 |
10 |
20 |
690 |
23 |
17,5 |
1,94 |
Сильный гель с наполнителем. Разрывается трудно. |
|
|
3.2 |
1 |
1 |
2 |
8 : 1 |
40 |
10 |
30 |
690 |
20 |
18 |
2,00 |
Вспененный сильный гель с наполнителем. Разрывается трудно. |
|
|
3.3 |
1 |
0 |
2 |
8 : 1 |
50 |
10 |
40 |
650 |
20 |
25 |
2,78 |
Вспененный сильный гель с наполнителем. Разрывается средне. |
2.3 Предельно структурированные тампонажные смеси для намыва твердых и плотных наполнителей, а также волокнистых материалов
В основу проектирования предельно структурированных тампонажных смесей для намыва твердых и плотных наполнителей (например, типа щебня, гравия, песка), а также волокнистых материалов (например, типа целлофана, улюка) положен принцип создания предварительного каркаса в каналах поглощающего пласта вблизи ствола скважины за счет гравитационного оседания щебня в пласте и «фронтальной» задержки в каналах поглощения волокнистых материалов.
Смеси для намыва указанных наполнителей составляются на основе рабочего бурового раствора. Для придания несущей способности к буровому раствору добавляют предварительно наполнители - структурообразователи, например, типа кордного волокна.
Затем добавляют резиновую крошку, песок и основной наполнитель - щебень, гравий, целлофановую стружку. Содержание их в смеси ограничивается лишь условием прокачиваемости.
В качестве отдельного компонента вместо песка и щебня может применяться песчано-щебёночная смесь (ПЩС).
Фракционный состав наполнителей устанавливают из условий наибольшего кольматационного эффекта и прокачиваемости тампонажной смеси по каналу доставки.
Рецептуры предельно структурированных смесей для намыва наполнителей приведены в таблице 5.
Таблица 5. Предельно структурированные тампонажные смеси для намыва твёрдых и плотных наполнителей, а также волокнистых материалов
|
№ п/п |
Состав наполнителя, %(мас.) |
Параметры смеси |
|||||||
|
Всего |
КВ |
РК |
песок |
щебень |
ЦС |
см, кг/м3 |
П, см |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
1.1 |
ИГР: Н2О + 8% бентонита + 0,2% Na2CO3; = 1060 кг/м3, УВ = 22 с |
||||||||
|
50 |
12 |
38 |
- |
- |
- |
1015 |
17 |
||
|
60 |
12 |
48 |
- |
- |
- |
1010 |
15 |
||
|
70 |
12 |
58 |
- |
- |
- |
990 |
12-13 |
||
|
80 |
12 |
68 |
- |
- |
- |
960 |
10-11 |
||
|
90 |
12 |
78 |
- |
- |
- |
960 |
7-8 |
||
|
1.2 |
ИГР: Н2О + 8% бентонита + 0,2% Na2CO3; = 1060 кг/м3, УВ = 22 с |
||||||||
|
100 |
10 |
10 |
40 |
40 |
- |
1375 |
23 |
||
|
120 |
10 |
10 |
50 |
50 |
- |
1400 |
20 |
||
|
140 |
10 |
10 |
60 |
60 |
- |
1520 |
19 |
||
|
1.3 |
ИГР: Н2О + 10% бентонита + 0,2% Na2CO3; = 1070 кг/м3, УВ = 22 с |
||||||||
|
140 |
10 |
10 |
40 |
80 |
- |
1450 |
21 |
||
|
230 |
10 |
10 |
70 |
140 |
- |
1500 |
18 |
||
|
320 |
10 |
10 |
100 |
200 |
- |
1720 |
15 |
||
|
380 |
10 |
10 |
120 |
240 |
- |
1900 |
13 |
||
|
1.4 |
ИГР: Н2О + 8% бентонита + 0,2% Na2CO3; = 1060 кг/м3, УВ = 20 с |
||||||||
|
30 |
5 |
20 |
- |
- |
5 |
1040 |
15 |
||
|
31 |
5 |
20 |
- |
- |
6 |
1030 |
13 |
||
|
32 |
5 |
20 |
- |
- |
7 |
1000 |
10 |
||
|
33 |
5 |
20 |
- |
- |
8 |
990 |
8 |
||
|
1.5 |
ИГР: Н2О + 8% бентонита + 0,2% Na2CO3; = 1060 кг/м3, УВ = 20 с |
||||||||
|
20 |
8 |
8 |
- |
- |
4 |
945 |
15 |
||
|
21 |
8 |
8 |
- |
- |
5 |
920 |
14 |
||
|
22 |
8 |
8 |
- |
- |
6 |
895 |
12 |
||
|
23 |
8 |
8 |
- |
- |
7 |
890 |
12 |
||
|
24 |
8 |
8 |
- |
- |
8 |
885 |
10 |
||
|
25 |
8 |
8 |
- |
- |
9 |
875 |
9 |
||
|
1.6 |
ИГР: Н2О + 8% бентонита + 0,2% Na2CO3; = 1060 кг/м3, УВ = 20 с |
||||||||
|
15 |
6 |
6 |
- |
- |
3 |
950 |
15 |
||
|
16 |
6 |
6 |
- |
- |
4 |
870 |
13-14 |
||
|
17 |
6 |
6 |
- |
- |
5 |
855 |
11 |
||
|
18 |
6 |
6 |
- |
- |
6 |
845 |
10 |
||
|
19 |
6 |
6 |
- |
- |
7 |
840 |
9 |
||
|
20 |
6 |
6 |
- |
- |
8 |
830 |
9 |
||
|
21 |
6 |
6 |
- |
- |
9 |
800 |
8 |
||
|
Принятые сокращения: |
КВ - кордное волокно; РК - резиновая крошка; ЦС - целлофановая стружка; - плотность; УВ - условная вязкость; П - подвижность; мас. - массовое; ИГР - исходный глинстый раствор. |
2.4 Материалы для приготовления высокоструктурированных тампонажных смесей
Материалы, применяемые для приготовления высокоструктурированных тампонажных смесей, состоят из материалов для приготовления жидкостей-носителей и наполнителей.
Ниже приведены материалы из числа выпускаемых промышленностью и наиболее часто используемых в условиях Тюменской области:
бентонит (ТУ 39-01-08-658-81);
кальцинированная сода (ГОСТ 5100-73);
полиакриламид (ТУ 6-01-1049-76);
сернокислый алюминий;
кордное волокно (ТУ 39-190-75);
резиновая крошка с размером частиц от 1 до 5 мм;
пластичный упругий наполнитель - ПУН с размером частиц до 30 мм
(ТУ 39-04-15-79);
щебень с размером частиц от 5 до 15 мм (ГОСТ 10268-80);
кварцевый песок;
целлофановая стружка;
дробленка бамперная (ТУ 6-19-171-53-87);
сломель.
В зависимости от наличия различных типов инертных наполнителей, а также с учетом накопленного опыта производят корректировку рецептур смесей в лабораторных условиях.
Совершенствование рецептур производится также с учетом применения новых типов наполнителей. Перспективными наполнителями следует считать наполнители твердые и с малой плотностью.
2.5 Автобетонокомплекс (автобетононасос, автобетоносмесители, агрегат для механизации загрузки наполнителей в автобетоносмесители)
Содержание наполнителей в тампонажном растворе (массовая доля) при вводе с помощью гидромешалки или непосредственно через приемный чанок цементировочного агрегата не превышает 6%, а при вводе с помощью воронки на устье - 15 %.
Применение автобетонокомплекса (бетоносмесителей и бетононасосов) позволяет кратно увеличить содержание наполнителей в жидкости-носителе и получать соответственно высокоструктурированные тампонажные смеси.
Автобетонокомплекс включает в себя следующее оборудование:
1) Два серийных автобетоносмесителя, например, типа СБ-92-1А.
Основные параметры:
геометрический объем барабана, м3 - 6,1;
объем тампонажной смеси, м3 - 4,5;
частота вращения барабана, об/мин - 6,5...14,5;
консистенция приготовленной смеси (бетона) по осадке конуса, см - более 1 см;
высота загрузки материалов, мм - 3350-3520;
2) Автобетононасос БР-77 с повышенным давлением в зимнем исполнении. Его основные технические данные в сравнении с серийным автобетононасосом СБ-126Б приведены в таблице 6.
3) Обвязка автобетононасоса с устьем скважины: выкид автобетононасоса, поворотное колено, секция дюралюминиевой трубы длиной 3 м и внутренним диаметром 125 мм, буровой шланг длиной 18 м и внутренним диаметром 76 мм, промывочная головка.
4) Агрегат для механизации загрузки наполнителя в автобетоносмесители.
При работе с малоподвижными смесями время их приготовления увеличивается в 2 и более раз. Для компенсации этих потерь времени необходимо использовать два автобетоносмесителя (один автобетоносмеситель - под загрузкой, другой - под выгрузкой).
Экспериментальный автобетононасос БР-77 нового поколения предназначен, прежде всего, для изоляции наиболее интенсивных зон поглощения III категории путём применения малоподвижных тампонажных смесей или широкомасштабного намыва твердых и плотных наполнителей.
Таблица 6. Технические данные автобетононасосов
|
№ п/п |
Показатели |
СБ-126Б |
БР-77 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
1. |
Базовое шасси |
КамАЗ-53213 |
КамАЗ -4310 |
|
|
2. |
Температура окружающей среды, 0С |
-5 - +40 |
-40 - +40 |
|
|
3. |
Производительность (макс.), м3/час |
65 |
40 |
|
|
4. |
Давление (макс.) на тампонажную смесь при минимальной производительности, МПа |
6,0 |
11,5 |
|
|
5. |
Наибольшая крупность наполнителя, мм |
40 |
40 |
|
|
6. |
Подвижность тампонажной смеси, см |
10 - 20 |
5 - 20 |
|
|
7. |
Коэффициент преобразования давления гидропривода в давление в бетонотранспортном цилиндре: а) при подаче масла в поршневую полость (тихоходный режим) б) при подаче масла в штоковую полость (быстроходный режим) |
3,24 5,38 |
2,07 3,51 |
2.6 Технология проведения изоляционных работ в зонах катастрофического поглощения
2.6.1 На рис. 2 показана технологическая схема ликвидации катастрофических поглощений на базе автобетонокомплекса
По этой схеме в емкость автобетоносмесителя 2 с помощью цементировочного агрегата (на схеме не показано) подается дозировано заданный объем (2-3 м3) исходного раствора (глинистого, гельцементного или цементного). К нему через верхнюю воронку автобетоносмесителя подается также дозировано (в соответствии с рецептурой) инертный наполнитель (или композиция их) с помощью агрегата 1 для механизации загрузки наполнителей в автобетоносмесители (транспортёр на базе автомобильного прицепа ГКБ-8551).
Содержание наполнителей рассчитывается из условия получения заданной начальной подвижности смеси.
Для получения однородной смеси устанавливают время перемешивания 15 - 20 мин.
Подвижность смеси контролируется пластометром.
Затем готовая смесь выгружается в приемный бункер 3 автобетононасоса 4. Последний производит закачку тампонажной смеси через бетоновод 5 и промывочную головку 6 под давлением в бурильные трубы 8.
После закачки расчетного объема тампонажной смеси осуществляют её продавку из бурильных труб через открытый конец (ОК) 9, (или через пакер), в скважину 10 и в зону поглощения 11 с помощью цементировочных агрегатов 7.
Загрузка автобетоносмесителя наполнителями возможна в любом месте территории буровой.
2.6.2 Контроль параметров тампонажных материалов и жидкостей-носителей осуществляют в соответствии с методиками, разработанными ВНИИКрнефтью, а также в соответствии с ОСТ 39-051-77
При этом определяют:
для буровых растворов - условную вязкость и плотность;
для тампонажных растворов - плотность, растекаемость и сроки схватывания.
Согласно этой методике входной контроль качества тампонажных материалов проводит лаборатория базы УПТиКО или тампонажного цеха и результаты анализа представляют на скважину вместе с материалом.
Рис. 2
2.6.3 Контроль качества приготовленной тампонажной смеси после каждого замеса осуществляют по следующим показателям:
подвижность (определяют пластометром);
плотность (определяют с помощью мерной емкости и технических весов);
однородность (определяют визуально);
изменением подвижности во времени (прослеживают пластометром).
2.6.4 Подвижность смесей является одним из определяющих показателей в технологии изоляции зон катастрофического поглощения
Промысловыми испытаниями показано, что тампонажные смеси с подвижностью 12-20 см обладают хорошей прокачиваемостью по бурильным трубам и обеспечивают изоляцию зон поглощения I и II категории.
В процессе приготовления смеси пробу отбирают после приготовления каждого замеса, при этом замеряют начальную подвижность. По одной из проб замеряют подвижность во времени: через 2, 4, 8, 16 ч.
2.6.5 По результатам комплексного исследования зоны катастрофического поглощения производится выбор способа изоляционных работ
С учетом накопленного опыта работы с автобетонокомплексом интервал зоны катастрофического поглощения, подлежащей изоляции, устанавливают 15 - 20 м.
2.6.6 Высокоструктурированные смеси (нетвердеющие) готовятся на базе буровых растворов на водной основе, например, глинистых растворов плотностью 1140 - 1200 кг/м3, применяемых для бурения скважин. Объем закачиваемой в зону поглощения смеси должен быть в пределах 9 - 25 м3
Открытый конец бурильных труб (ОК) устанавливается выше кровли зоны поглощения на 10 - 50 м.
Предусмотреть применение 100 м технологического комплекта из легкосплавных беззамковых труб.
В ходе задавливания смеси в поглощающий пласт наблюдают за изменением давления от объема продавки.
Наличие избыточного давления после задавливания тампонажной смеси в пласт показывает, что смесь подобрана правильно.
Величина избыточного давления на открытую часть ствола скважины при закрытом превенторе не должна превышать:
|
где: Ризб |
- |
избыточное давление, кг/см2; |
|
|
Н |
- |
глубина башмака кондуктора (или технической колонны), м; |
|
|
цр |
- |
плотность цементного раствора выше башмака кондуктора (или технической колонны), г/см3; |
|
|
р |
- |
плотность бурового раствора, г/см3; |
|
|
Р |
- |
приращение давления за счет гидравлических сопротивлений в момент выхода цементного раствора на устье, кг/см2 (можно принять Р = 5 кг/см2). |
Величина избыточного давления рассчитывается из условия создания давления на стенки скважины под башмаком кондуктора или технической колонны, не превышающего давления в конце цементирования скважины при плотности цементного раствора цр.
В зависимости от величины избыточного давления в конце продавки тампонажной смеси корректируют ее параметры:
крупность наполнителя;
подвижность;
плотность.
Первую коррекцию параметров тампонажной смеси осуществляют после закачки пробной порции, где предусмотрен наполнитель с крупностью до 5 мм.
Если избыточное давление в конце продавки отсутствует, изменяют крупность наполнителя до 10 мм для следующей операции и так далее до получения положительного результата.
2.6.7 По результатам закачки пробной порции тампонажной смеси при наличии избыточного давления может быть назначена операция с использованием сразу твердеющей смеси.
Малоподвижные смеси готовятся также на базе гельцементных растворов плотностью 1550-1600 кг/м3, или цементных растворов плотностью 1540-1800 кг/м3 (В/Ц = 1,0 - 0,5).
После подачи тампонажной смеси в бурильные трубы в затрубное пространство закачивается техническая вода до установления уровня на устье для последующего контроля за технологическим процессом изоляции зоны поглощения.
Объем закачиваемой в зону поглощения смеси должен быть в пределах 9 - 25 м3.
Открытый конец бурильных труб (ОК) с технологическим комплектом легкосплавных труб (ЛБТ) длиной не менее 200 м устанавливается выше кровли зоны поглощения на 50 м с целью формирования цементного моста над кровлей зоны поглощения высотой 20 - 30 м.
В отдельных случаях ОК может устанавливаться из условия размещения всей смеси в стволе скважины в интервале от кровли зоны поглощения до ОК (см. п.2.6.9.2).
При заливке методом «наращивания цементного моста снизу вверх» ОК устанавливается ниже зоны поглощения.
При проведении операции с твердеющей смесью нельзя закрывать превентор ранее, чем после подъема ОК выше предполагаемого уровня смеси в скважине на безопасное место.
При производстве работ через открытый конец периодически расхаживают бурильные инструмент с амплитудой 4 - 5 м с целью исключения прихвата.
В случае частичного выхода циркуляции после операции с малоподвижными смесями производят укрепляющие цементные заливки по обычной технологии.
После закачки твердеющих смесей в зону поглощения назначают время на ОЗЦ продолжительностью 16 ч.
Это время может быть откорректировано по результатам контроля подвижности пробы твердеющей тампонажной смеси.
2.6.8 В зонах катастрофического поглощения III категории, характеризующихся наличием значительных «провалов» бурильного инструмента и значительными величинами Нст и Ндин, с целью создания в зоне поглощения прочного каркаса применяется режим намыва наполнителей с помощью автобетонокомплекса.
Режим намыва тяжелых наполнителей (щебень, песок) устанавливается исходя из условий обеспечения их максимальной седиментации в зоне поглощения вблизи ствола скважины. Режим намыва волокнистых наполнителей (типа целлофановой стружки, улюка) с целью «фронтальной» кольматации некритичен к линейной скорости движения смеси по каналам поглощения.
Приготовление предварительно структурированных смесей аналогично приготовлению нетвердеющих смесей. Загрузка наполнителей типа щебня, песка производится с применением агрегата для механизированной загрузки наполнителей в автобетоносмесители из расчета 100 - 350 % (мас.) от объема глинистого раствора, который составляет 2 м3 на один замес.
При закачке предварительно структурированных смесей с использованием тяжелых наполнителей (типа щебня, песка) открытый конец (ОК) бурильных труб с технологическим комплектом длиной не менее 50 м устанавливается на 50 м выше кровли зоны поглощения с обязательным применением буферного разделителя высокоструктурированной нетвердеющей смеси объемом 4,5 м3 (одного замеса) с применением мягких наполнителей (типа кордного волокна, резиновой крошки) с целью исключения пробкообразования при прокачке по бурильным трубам.
Количество доставляемых в зону поглощения наполнителей - до 30 - 40 т. Работы проводятся до снижения интенсивности поглощения до уровня 60 м3/ч на интервал 15 - 20 м.
Завершают изоляционные работы укрепляющей заливкой - твердеющими тампонажными смесями с мелкодисперсными наполнителями или удерживающими пробками на базе ПАА в сочетании с цементным раствором.
2.6.9 Для изоляции зон поглощения III категории в качестве альтернативы намыву могут быть использованы также малоподвижные тампонажные смеси
В зонах поглощения III категории в качестве основных удерживающих параметров тампонажной смеси выступают - малая плотность и малая подвижность. Технология работы с малоподвижными смесями не отличается от технологии работы со смесями с комплексными свойствами. Увеличивается лишь время перемешивания в автобетоносмесителе до 30 мин. Поэтому для сокращения времени на проведение операции рационально использование двух автобетоносмесителей.
2.6.9.1 Для издания дополнительного удерживающего эффекта и оттеснения пластовой жидкости могут быть использованы буферные жидкости - вязкоупругие смеси, которые подаются в зону поглощения перед тампонажными смесями.
2.6.9.2 Для усиления удерживающего эффекта твердеющей малоподвижной тампонажной смеси предусматривается предварительное размещение её в стволе скважины с последующей продавкой порциями в зону поглощения по заданной временной программе. Число порций и интервал временной выдержки между порциями корректируется с учётом темпа роста противодавления. Конечная цель выдержки - получить избыточное давление в конце продавки смеси в диапазоне 4,0-6,0 МПа и не превышающее на открытую часть ствола скважины значение по п.4.6.6. Место установки ОК рассчитывается из условия размещения всего объёма смеси в стволе скважины от кровли зоны поглощения до ОК.
В отдельных случаях аналогично предусматривается предварительное размещение нетвердеющей малоподвижной тампонажной смеси в стволе скважины с целью вызова циркуляции, изменения параметров бурового раствора с последующей продавкой её в зону поглощения при закрытом превенторе.
2.6.10 Для увеличения эффективности технологического процесса рекомендуется применение забойных и устьевых пакеров равнопроходного сечения по отношению к бурильным трубам.
2.6.11 Результаты изоляционных работ по настоящей технологии оценивают в процессе разбуривания «цементного моста» в кровле и зоне поглощения.
Критерием положительного конечного результата изоляционной работы на данном этапе следует считать получение выхода циркуляции и обеспечение возможности дальнейшего углубления скважины.
В последующем в качестве критерия положительного конечного результата изоляционной работы следует принять обеспечение заданной прочности изолированного участка ствола скважины, достаточной для качественного цементирования обсадной колонны.
3. Выбор способов ликвидации поглощения бурового раствора
При выборе способов ликвидации поглощений необходимо руководствоваться следующими критериями:
обеспечение качественного цементирования скважины за счет надежной изоляции зон поглощения;
обеспечение минимума затрат времени и средств на углубление ствола скважины в зоне осложнений.
Выбор способов ликвидации поглощений осуществляют с учетом категории зоны поглощения, устанавливаемой в ходе конкретных исследований, а также данных прогнозирования и наблюдений буровой бригады.
Прогнозирование вскрытия зон с «катастрофическим» характером поглощения производится на основе статистических данных по ранее пробуренным скважинам.
В целом, классификация зон поглощений производится одновременно по их характеристикам, способам кольматации и изоляции. Поэтому схема классификации поглощений непрерывно корректируется по мере получения новых данных по каждому месторождению и горизонту, а также при совершенствовании технологических процессов.
3.1 Зона поглощения I категории
Работы ведутся по одной из следующих схем:
|
Схема 1: |
Вскрытие и бурение в зоне поглощения осуществляют согласно п. 3 с использованием КПМ - комплекса профилактических мероприятий. |
|
|
Схема 2: |
Вскрытие и бурение отдельных проницаемых интервалов с использованием метода струйной обработки проницаемых пород. |
|
|
Схема 3: |
Закачка буровыми насосами в зону поглощения мягких тампонов на базе бурового раствора и наполнителей в объеме гидромешалки (30-40 м3) при интенсивности поглощения более 10 м3/ч. |
|
|
Схема 4: |
Закачка цементного или бентонитового раствора в объеме до 15 м3 с добавкой мелкодисперсных наполнителей, а также вязкоупругих смесей. |
|
|
Примечание: |
При неполучении результата по схемам 1-4 последующие работы проводятся по схеме 3 для зон II категории. |
3.2 Зона поглощения II категории
Работы ведутся по одной из следующих схем:
|
Схема 1: |
Вскрытие и бурение в зоне поглощения осуществляют согласно п. 3 с использованием КПМ. В случае исчезновения циркуляции бурового раствора и его не восстановления приступают к работам по схеме 2. |
|
|
Схема 2: |
Закачка буровыми насосами в зону поглощения мягких тампонов на базе бурового раствора и наполнителей в объеме одной-двух гидромешалок. |
|
|
Схема 3: |
Закачка в зону поглощения высокоструктурированных тампонажных смесей по п. 4 или других специальных смесей (БСС и др.). |
|
|
Примечание: |
При неполучении результатов по схемам 1-3 последующие работы проводятся по схемам 3-4 для зон III категории. |
3.3 Зона поглощения III категории
Работы ведутся по одной из следующих схем:
|
Схема 1: |
Вскрытие и бурение в зоне поглощения осуществляют согласно п. 3 с использованием КПМ. |
|
|
Схема 2: |
Закачка буровыми насосами в зону поглощения мягких тампонов на базе бурового раствора и наполнителей в объеме двух гидромешалок. |
|
|
Схема 3: |
Закачка в зону поглощения высокоструктурированных тампонажных смесей по п. 4 (малоподвижные смеси или намыв твердых и плотных наполнителей). |
|
|
Схема 4: |
Перекрытие поглощающего интервала профильным перекрывателем. |
Для интервалов бурящихся под промежуточную колонну долотами диаметром 269,9 мм или 295,3 мм рекомендуется:
проведение работ по схемам 1-3 (п. 5.3.) или бурение по технологии с «плавающим» столбом бурового раствора;
перекрытие поглощающего интервала «хвостовиком» или технической колонной.
4. Краткий обзор современных методов предупреждения и ликвидации зон поглощений бурового раствора
Все современные методы борьбы с поглощениями бурового раствора можно разделить на две группы:
профилактические мероприятия по предупреждению и ликвидации зон поглощений бурового раствора в процессе углубления скважины;
специальные методы ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений бурового раствора, выполняемые с прерыванием процесса углубления скважины (например, закачка в зону тампонов, изоляционные работы, установка перекрывателя и др.).
4.1 Профилактические мероприятия в процессе углубления скважины
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 кольматантов могут выступать твердые частицы из бурового раствора или специально введенные в него инертные наполнители для усиления кольматационного процесса.
Эффективность процесса кольматации зависит от соотношения раскрытости трещин и фракционного состава кольматанта, а также величины репрессии на поглощающий пласт. Мнения исследователей по вопросу влияния твердой фазы буровых растворов на поровое пространство коллекторов весьма противоречивы.
Экспериментальными исследованиями, проводившимися на образцах прессованного песка, установлено, что глинистые частицы проникают в поровые каналы данного коллектора на глубину примерно 45 см. Эти опыты справедливы для проницаемости порядка сотен и тысяч миллидарси. С другой стороны глинистые частицы, образуя на фильтрующей поверхности корку, не проникают в песок.
Данные Роджерса В.Ф. показывают, что при проницаемости даже до 200 мД при незначительных перепадах давления (до 0,7 МПа) возможно проникновение глинистых частиц на глубину 2-3 см.
Таким образом, пористые среды с проницаемостью сотен и тысяч миллидарси представляется возможным кольматировать регулированием параметров бурового раствора (фильтрации, вязкости и плотности). При этом потери бурового раствора происходят, в основном, за счет фильтрации жидкости в пористую среду.
Подобные документы
Описания осложнений в скважине, характеризующихся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения. Анализ предупреждения газовых, нефтяных, водяных проявлений, борьбы с ними. Обзор ликвидации грифонов и межколонных проявлений.
контрольная работа [22,8 K], добавлен 11.01.2012Характеристика термосолестойкого бурового раствора. Основы статистического анализа, распределение коэффициентов линейной корреляции. Построение регрессионной модели термосолестойкого бурового раствора. Технологические параметры бурового раствора.
научная работа [449,7 K], добавлен 15.12.2014Применение промывочных жидкостей, способных удерживать кусочки породы во взвешенном состоянии, для промывки забоя и выноса шлама на поверхность. Регулирование содержания твердой фазы и уменьшения плотности раствора. Системы очистки бурового раствора.
реферат [2,9 M], добавлен 23.09.2012Циркуляционная система буровой установки, ее элементы, назначение и принцип действия. Оборудование для дегазации бурового раствора. Сепаратор и дегазатор: конструкция и принцип работы. Промысловая подготовка нефти. Схема сепаратора бурового раствора СРБ.
контрольная работа [2,3 M], добавлен 03.06.2012Выбор типа промывочной жидкости и показателей ее свойств по интервалам глубин. Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора, необходимого для бурения скважины. Критерии выбора его типа для вскрытия продуктивного пласта.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 05.12.2014Характеристика бурового предприятия. Должностные обязанности бурового мастера, технолога, бурильщика и его помощника. Действия членов буровой вахты в аварийных ситуациях. Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации. Консервация скважин.
отчет по практике [49,1 K], добавлен 26.04.2014Совмещённый график изменения давлений пласта и гидроразрыва пород. Расчет диаметров обсадных колонн и долот, плотности бурового раствора, гидравлических потерь. Технологии предупреждения и ликвидации осложнений и аварий при бурении вертикальной скважины.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 14.01.2015Общие сведения о районе буровых работ. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайшее пятилетие. Сведения о геологическом строении месторождения, газонефтеводоносности, степени изученности. Выбор оборудования.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 21.05.2013Геологический разрез скважины. Литологическая характеристика разреза. Возможные осложнения. Конструкция скважины: направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения, расчет ее параметров.
курсовая работа [35,4 K], добавлен 03.02.2011Назначение малогабаритных буровых установок. Технические характеристики бурового переносного станка КМБ 2-10 для ручного бурения скважин при геологических исследованиях. Возможности и состав комплекса. Основные задачи инженерно-геологических изысканий.
отчет по практике [31,0 K], добавлен 25.06.2012
