Бурения скважин в осложненных условиях

В крупнотрещинноватом коллекторе возможно поглощение тампонажного раствора вместе с твердой фазой. Признаком такого гидродинамического взаимодействия может служить уменьшение давления при продавке цементного раствора.

При поглощениях буровой раствор перенасыщается шламом. На забое образуется осадок шлама, а также локальные скопления его в стволе скважины выше забоя, что способствует сальникообразованию, затяжкам и прихватам инструмента. Вследствие снижения противодавления возможно развитие осыпей и обвалов стенок скважины, газо-, водо-, нефтепроявлений. При этом увеличивается расход раствора, материалов, химических реагентов, снижается скорость бурения.

При неизолированном поглощающем пласте значительно затрудняется достижение заданной высоты подъема цементного раствора, увеличивается его расход. Борьба с поглощением связана с расходом времени, средств, материалов, обсадных труб и в конечном итоге приводит к увеличению сроков сооружения скважины и повышению ее стоимости.

Для разработки мероприятий по предупреждению поглощений буровых и тампонажных растворов, а также изоляции поглощающих горизонтов или уменьшению степени интенсивности поглощения, необходимо знать следующие характеристики поглощающих объектов:

· границы (мощность зоны поглощения);

· пластовое давление, интенсивность поглощений;

· взаимодействие пластов - межпластовые перетоки;

· тип коллектора, размер и форму поглощающих каналов;

· местоположение изменения диаметра ствола скважины (сужения, каверны);

· возможность других осложнений, их интервалы (обвалы, проявления);

· давление гидроразрыва пород;

· тип и свойства флюида, содержащегося в каналах поглощения.

Изучение зон поглощений проводится с помощью специальных исследований в скважине, выполняемых буровым предприятием на имеющихся на буровой установке приборах. Это оперативный вид контроля.

При этом определяются:

· параметры промывочной жидкости;

· положение статического и динамического уровней;

· объем промывочной жидкости в циркуляционной системе;

· скорость восходящего потока промывочной жидкости;

· количество промывочной жидкости, входящей и выходящей из скважины;

· изменение давления на насосах;

· содержание газа в буровом растворе (газопоказания);

· контроль процесса углубления скважины.

Кроме оперативного вида контроля применяют специальные виды исследования - промыслово-геофизические и гидродинамические.

2.1.4 Геофизические методы исследования скважин

Кавернометрия. По кавернограмме можно определить степень разрушения прискважинной части поглощающего пласта. Однако поглощения не всегда приурочены к расширенным участкам ствола скважины. Если полное поглощение бурового раствора сопровождается провалом инструмента, то по кавернограмме можно оценить сложность проведения изоляционных работ.

Термокаротаж позволяет найти границы поглощающих пластов. Этот метод основан на использовании естественного теплового поля Земли. Суть метода заключается в следующем. Скважину на некоторое время оставляют в покое. После выравнивания температуры бурового раствора и окружающих пород производят контрольный замер температуры в скважине. Затем в нее закачивают буровой раствор. При этом часть его из верхней части ствола скважины уйдет в зону поглощения. Так как температура закачиваемого раствора обычно более низкая, то снизится и температура раствора, расположенного в интервале над поглощающим пластом. Температура раствора ниже поглощающей зоны не изменится. На термограммах напротив поглощающего горизонта выделится зона пониженных температур. Для этой цели используется записывающий термометр.

Резистивиметрия позволяет определить положение зоны поглощения по изменению удельного сопротивления раствора до и после закачивания его в скважину. Выделить зону поглощения резистивиметром можно только в том случае, когда сопротивление закачиваемого в скважину раствора резко отличается от сопротивления находящегося в скважине раствора.

Микрокаротаж называют каротажем пористости. Вследствие малой глубины исследования микрокаротажем можно определить сопротивление промытой зоны породы вблизи ствола скважины. С помощью микрокаротажа можно также уточнить границы поглощающих горизонтов, выделить участки с различной пористостью внутри поглощающего горизонта и оценить пористость породы.

Электрический каротаж. При электрическом каротаже регистрируются кажущееся удельное сопротивление пород и потенциал самопроизвольно возникающего в скважине электрического поля (ПС). По изменению этих параметров вдоль ствола скважины судят о характере и последовательности залегания пород. Напротив глин и глинистых пород на диаграмме отмечается повышение значения ПС, а напротив плотных и водонасыщенных пород - понижение. Такие показания отмечаются в том случае, когда минерализация пластовых вод выше минерализации бурового раствора в скважине. При обратном соотношении минерализации кривая ПС получается обратной. Если минерализация пластовой воды и бурового раствора одинакова, то кривая ПС получается недифференцированной. Тогда производят два замера: один - при установившемся статическом уровне, другой - в процессе долива в скважину жидкости. Напротив поглощающих пластов показания ПС должны быть различны.

Радиоактивный каротаж. Стандартные методы радиоактивного каротажа регистрируют естественную гамма-активность горных пород (гамма-каротаж ГК) и гамма-активность, возбужденную действием нейтронногопотока (нейтронный гамма-каротаж НГК). Гамма-активность глин и глинистых пород обычно больше, чем у известняков и песчаников. Поэтому поглощающие горизонты, как правило, характеризуются низкой естественной гамма-активностью.

Кривая НГК позволяет уточнить положение поглощающего горизонта и получить некоторое представление о его строении вблизи ствола скважины, а также оценить величину пористости породы поглощающих пластов. Стандартные методы радиоактивных исследований дают хорошие результаты при заполнении скважины минерализованными раствором или раствором на нефтяной основе.

Акустический каротаж. С помощью акустического каротажа замеряют скорость распространения и затухания упругих волн в породе. Трещиноватые, закарстованные породы очень сильно рассеивают акустические волны.

2.1.5 Статический и динамический уровнень жидкости в скважине

Статический уровень - расстояние от устья скважины до уровня жидкости в скважине при отсутствии циркуляции. Величина h_ст зависит от давления в поглощающем горизонте и плотности жидкости в скважине.

Рисунок 1: Статический уровень жидкости в скважине

P_пл=(Н_пг-h_ст)с_жg (28)

где P_пл - пластовое давление в поглощающем горизонте, МПа;

h_ст - статический уровень жидкости в скважине, м;

Н_пг - глубина залегания поглощающего горизонта, м;

g - ускорение свободного падения, м/с.

Динамический уровень - расстояние от устья скважины до установившегося уровня жидкости в скважине при наличии циркуляции. Если динамический уровень находится ниже устья скважины при расходе жидкости Q_вх - поглощение считается полным.

Если установившийся динамический уровень жидкости находится на устье скважины - поглощение считается частичным.

Разница между входящим в скважину количеством жидкости - Q_вх и выходящим из скважины - Q_вых приближенно можно считать интенсивностью поглощения - Q_инт.

Более точен способ определения потери промывочной жидкости во время измеренения объема жидкости в циркуляционной системе, что дает количественное значение интенсивности поглощения промывочной жидкости. В условиях буровой установки объем бурового раствора, который поглотила скважина:

Q=Sh, (29)

где S - площадь приемной емкости, в которой ведутся замеры, м². Приемная емкость должна быть изолирована от других емкостей.

h- высота снижения уровня, м;

Тогда интенсивность поглощения:

Q_инт=(S·h·60)/t; (30)

где t - время, за которое уровень в емкости снизится на величину h, мин.

Рисунок 2: Динамический уровень жидкости в скважине



2.1.6 Гидродинамические исследования поглощающих пластов

Гидродинамические исследования поглощающих пластов проводятся при установившихся и неустановившихся режимах фильтраций (течении) жидкости.

Метод установившихся закачек (статический уровень в скважине Н_ст>30 м, рисунок 1, а). Жидкость с заданным минимальным расходом закачивается в скважину до установления определенного уровня. Фиксируются значение расхода и положение уровня, затем меняется расход, и жидкость закачивается до установления нового положения уровня. Меняя режим закачки жидкости, получают соответствующие им значения уровней (перепадов давления), по которым строится индикаторная линия.

Метод установившихся нагнетаний (Н_ст?30 м, рисунок 1, б). Устье скважины герметизируется, и в нее закачивается жидкость с постоянным расходом до установления определенного давления. Режим считается установившемся, если давление и расход остаются постоянными в течение 10-15 мин. Затем изменяют расход и добиваются постоянства нового значения давления. При положении статического уровня на глубине 20-30 м первые точки индикаторной линии получают путем регистрации установившихся уровней при герметизированном устье с помощью глубинного манометра или путем экстраполяции индикаторной линии до начала координат.

Метод установившихся отборов (при переливе жидкости из скважины, рисунок 1, в). Устье скважины герметизируется и определяется давление, под действием которого жидкость переливается из скважины. Затем жидкость отбирают из скважины при различных установившихся давлениях. Полученные значения установившихся давлений и соответствующие им значения расходов жидкости используются для построения индикаторной линии.

Во время проведения исследований при установившихся режимах течения жидкости необходимо учитывать следующие особенности. До начала исследования необходимо убедиться в установившемся состоянии системы пласт - скважина. При наличии перетоков или поступлении в скважину минерализованных пластовых вод исследование рекомендуется проводить после заполнения ствола скважины однородной по плотности жидкостью (например, после очередного рейса и подъема инструмента).

Исследование скважины должно проводиться не менее чем при трех режимах. Создаваемые при этом перепады давления в скважине должны отличаться один от другого в 1,5 - 2 раза.

Для каждого режима жидкость закачивается с постоянной производительностью. Закачка или отбор производится до получения постоянных значений перепада давления в скважине. При этом плотности закачиваемой и находящейся в скважине жидкости должны быть одинаковыми.

По полученной индикаторной линии (Др - Q) определяют интенсивность поглощения и коэффициент приемистости поглощающего пласта.

Прослеживание за снижением уровня (давления) жидкости в скважине (Н_ст> 30 м, рисунок 1, г). Скважина заполняется жидкостью до устья, затем долив жидкости прекращается и замеряется время падения уровня через каждые 5 или 10 м. Измерения продолжаются до наступления равновесия в скважине, т.е. до тех пор, пока уровень жидкости не достигнет статического положения.

Снижение уровня в скважине во времени замеряется с помощью уровнемера или может быть зафиксировано с помощью глубинного манометра в виде кривой изменения давления во времени.

Исследование поглощающих пластов с помощью пакера и установленного под ним манометра проводят в скважинах, в которых будет осуществляться переход с бурения с промывкой забоя водой на промывку буровым раствором, перед цементированием обсадных колонн с большой высотой подъема цементного раствора, а также во всех случаях перед проведением изоляционных работ с помощью пакера. Исследования проводятся при любом положении статического уровня в скважине или при наличии водопроявлений.

Пакер в скважину спускают плавно, с включенным гидравлическим тормозом. Обычно пакер устанавливают на 20 - 50 м выше кровли поглощающего пласта. При наличии каверн или низкой механической прочности горных пород в этом интервале пакер устанавливают в вышележащих устойчивых породах.

Приемистость поглощающего пласта определяется нагнетанием в скважину жидкости до установившегося режима при работе цементировочного агрегата на 2, 3 и 4-й скоростях. Закачку жидкости начинают с максимальной - 4-й скорости, причем давление на устье скважины не должно превышать давления гидравлического разрыва пласта.

По результатам исследования строится индикаторная линия поглощающего пласта, и определяются интенсивность поглощения и коэффициент приемистости.

В скважинах, где возможен недоподъем цементного раствора за обсадной колонной из-за поглощения его в процессе цементирования, необходимо перед спуском обсадной колонны произвести исследование всех поглощающих пластов с помощью пакера на давление.

Наибольшее распространение при исследовании поглощающих пластов получили: метод прослеживания за изменением уровня (давления) в скважине, метод установившихся нагнетаний и метод установившихся отборов. Метод исследования при неустановившемся режиме течения жидкости рекомендуется использовать, если время восстановления давления превышает 30 мин. В этом случае ошибка при определении коэффициента приемистости по формулам установившегося режима не превышает точности прибора (7--10 %). При меньших значениях времени восстановления давления следует применять методы исследования скважин при установившихся режимах или должны быть введены соответствующие поправочные коэффициенты.

Приборы, применяемые для исследования поглощающих пластов. Приборы для исследования поглощающих (водопроявляющих) пластов в бурящихся скважинах делятся на две основные группы.

Приборы, предназначенные для проведения кратковременных гидродинамических исследований с целью выявления зависимости объемной скорости фильтрации жидкости по пласту от перепада давления. При использовании этих приборов оказывается активное воздействие на пласт путем нагнетания или отбора жидкости и восстановления пластового давления. В процессе исследования прослеживается изменение уровня жидкости в скважине во времени или регистрируется изменение давления на пласт. К этой группе приборов относятся: электрический уровнемер ТатНИИ, лебедки ВНИИБТ и ТатНИИ (ИП-1), манометры МГЭ-1, ГМИП-1, МГГ-20, а также уровнемеры и манометры различных зарубежных фирм.

Приборы, предназначенные для определения толщины и местоположения поглощающих пластов, направления перетоков жидкости по стволу скважины и расхода жидкости. К этой группе приборов относятся расходомеры РЭИ-УфНИИ и ВНИИНГП, прибор "Разведчик Р-8", термоэлектрический дебитомер, индикатор толщины и местоположения пласта ИМП-2 и аналогичные приборы зарубежных фирм.

2.1.7 Относительное давление в системе скважина-пласт

Под относительным давлением - Р₀ (также называют коэффициентом аномальности) понимается отношение давления в пласте Р_пл к гидростатическому давлению столба пресной воды в скважине:

Р₀=Р_пл/Р_ст , (31)

где Р_ст= с_вHg.

Относительное давление в поглощающем горизонте:

, (32)

где с_в, с_бр - плотность соответственно воды и бурового раствора, кг/м³;

Н_пг- глубина поглощающего горизонта, м.

Если в системе скважина-пласт величина плотности бурового раствора превышает значение относительного давления, т.е. с_бр > Р₀, то может произойти поглощение бурового раствора, а при значительном превышении с_бр над Р₀ - полная потеря циркуляции. При этом в связи с понижением уровня бурового раствора в скважине могут произойти процессы нарушения устойчивости ее приствольной зоны (обвалы, обрушения). При условии с_бр < Р₀ может произойти ГНВП, а при значительном превышении Р₀ над с_бр нефтяные и газовые выбросы.

2.1.8 Классификация зон поглощений

Для создания определенной системы мероприятий по профилактике и ликвидации поглощений в зависимости от тяжести (интенсивности) поглощения разработаны и применяются различные классификации поглощений. В качестве критериев в них приняты: коэффициент поглощающей способности К_п.с., интенсивность поглощения Q_инт(м³/час); коэффициент интенсивности поглощения С=Q/P (в м³/ч·МПа); коэффициент удельной приемистости q (в м³/(ч·МПа·м²)); раскрытие трещин д (в мм).

Все известные классификации имеют либо региональное, либо отраслевое значение, и поэтому для других условий они играют скорее информационную роль при выборе методов, которые ориентировочно могут быть использованы в конкретном случае.

Критерий-коэффициент поглощающей способности.

Коэффициент поглощающей способности К_пс связывает зависимости между интенсивностью поглощения, статическим и динамическим уровнями жидкости в скважине.

При полном поглощении промывочной жидкости:

(33)

где h_ст, h_д- соответственно статический и динамический уровни жидкости в скважине, м.

При частичном поглощении коэффициент К_п.с. определяется из выражения:

(34)

где Р_кп - гидравлические потери в кольцевом пространстве при движении жидкости к устью скважины, МПа.

(35)

где л_кп - коэффициент гидравлических сопротивлений кольцевого пространства. Принимается для воды и бурового раствора 0,020-0,025, а для цементного раствора - 0,035 [19].

h- длина кольцевого пространства, в котором происходят потери давления при движении жидкости, м.

При частичном поглощении h=H_пг

При полном поглощении h=H_пг - h_дин

Q_вых - количество жидкости, которое возвращается из скважины в циркуляционную систему, м³/час;

D_с - диаметр скважины, м;

d_н - наружный диаметр труб, м.

Зная коэффициент поглощающей способности, можно классифицировать зону поглощения.

Таблица 5: Классификация зоны поглощения в зависимости от величины К_п.с.

Коэффциент Кп.с.	1	1-3	3-5	5-15	15-25	>25
Классификация зон поглощения: категория	I	II	III	IV	V	VI
Поглощение	Частичное	Полное	Интенсивное	Катастрофическое

Таблица 6: Классификация зоны поглощения в зависимости от величины интенсивности поглощения

Категория	I	II	III	IV
Коэффициент интенсивности поглощения	1-3	3-5	5-7	>7

Таблица 7: Классификация зоны поглощений по среднему раскрытию трещин проницаемого пласта.

Категория	1	I	II	IV
Среднее раскрытие трещин пласта, мм	<7	7-20	20-30	>30

Для изоляции зоны поглощения определенной категории даются рекомендации и методы в таблица 8.

Таблица 8: Мероприятия по ликвидации поглощений.

Категория зоны поглощения	Интенсивность поглощения, м3/ч	Мероприятия по ликвидации	Изоляционный материал	Объемная доля наполнителя в жидкости, %	Объем нагнетания жидкости или тампонажной смеси, м3	Объем наполнителя, м3
При бурении с промывкой буровым раствором
1	0-10	Ввод наполнителей в раствор и переход на роторное бурение	Комбинация наполнителей размером 2 мм	2-5	-	6-10
При бурении с промывкой водой
1	0-10	Ввод наполнителей в раствор и переход на роторное бурение	Комбинация наполнителей размером 2 мм	2-5 2-5	- -	6-10 6-10
		Переход на бурение роторным способом с промывкой мало-глинистым буровым раствором с наполнителем	То же
2	10-50	Закачивание тампонажной смеси	Комбинация наполнителей размером 2-6мм в растворе	5-6 5-6	30-40 30-40	1,5-2,5 1,5-2,5
			Комбинация наполнителей размером 5-8 мм в растворе
3	>50	Намыв наполнителей	Тампонажная смесь с наполните лями размером 2-3 мм	4-5	12-16	0,5-0,8
3	>50	Намыв наполнителей	Комбинация наполнителей размером 4-5 мм в растворе плотностью 1080- 1150 кг/см3	8-10	<100	8-10
3	>50	Намыв наполнителей	Комбинация наполнителей размером 4-5 мм в растворе плотностью 1080- 1150 кг/см3	10-12	<100	10-12
3	>50	Закачивание тампонажной смеси	Тампонажная смесь с наполнителями размером 4-5 мм	4-5	20	0,8-1,0
		Спуск перекрывающих устройств, обсадных труб

Примечание: При возникновении поглощения желательно вскрыть поглощающий интервал на всю его мощность с применением рекомендаций для 1-й категории, а затем приступить к изоляцинным работам.

Таблица 9: Классификация зон поглощения по коэффициенту поглощающей способности и мероприятия по их ликвидации.

Категория зоны поглощения	Коэффициент поглощающей способности Кп.с	Мероприятия по ликвидации поглощений
I	1	Переход на бурение с использованием глинистого раствора
II	1-3	Закачивание быстросхватывающейся смеси БСС. Расход цемента 5 -10 т
III	3--5	Закачивание БСС. Расход цемента 10-20 т
IV	3-15	Закачивание высоковязкой БСС, затворяемой на глинистом растворе или с добавлением в смесь бентонитового порошка, а также глинистых и глиноцементных паст. Расход 20-60 т
V	15--26	Перед закачиванием БСС снижать поглощающую способность скважины путем намыва песка или ввода инертных материалов. При снижении коэффициента Кп.с ниже 15 - закачивать тампонирующую смесь, как и при ликвидации зоны поглощения IV категории
VI	>25	Бурение без выхода циркуляции. Спуск промежуточной колонны

2.1.9 Предупреждение поглощений

Опыт бурения глубоких скважин показывает, что в большинстве случаев поглощение легче и дешевле предупредить, чем ликвидировать. Различные геолого-технические условия в каждом нефтегазоносном районе обязывают изыскивать действенные способы предупреждения поглощений. Все они связаны с регулированием давления, действующего на стенки скважин при выполнении в ней различных технологических операций, а так же уменьшению проницаемости приствольной зоны скважины в интервалах поглощающего горизонта. Это осуществляется выполнением комплекса взаимосвязанных мероприятий:

1. Контролем гидростатического давления в скважине и его корректировки путем регулирования параметров промывочной жидкости в пределах, предусмотренных проектом на строительство скважины.

2. Контролем и корректировкой гидродинамических давлений в скважине путем изменения параметров технологических операций.

3. Кольматацией и закупоркой приствольной зоны пластов.

4. Регулированием реологических и тиксотропных свойств промывочной жидкости.

5. Вводом наполнителей.

Способы регулирования давления в скважине:

1. Регулирование параметров промывочной жидкости.

Способы регулирования плотности промывочных жидкостей:

· путем очистки от выбуренной породы с помощью механических и химических средств очистки;

· добавление в ПЖ нефти или ее аэрация;

· разбавление водой;

· бурение на технической воде (если это не вызовет других осложнений - осыпей, обвалов, образования каверн, дренирования поглощающего горизонта).

В некоторых случаях снижение с_пж позволяет ликвидировать поглощение или снизить его интенсивность.

2. Регулирование реологических параметров ПЖ (вязкость и CНС).

Возможно снижение вязкости и СНС ПЖ, это уменьшит гидродинамическую составляющую на поглощающий горизонт при бурении и вызове циркуляции.

Но необходимо учитывать, что высоковязкие и высококоллоидные растворы эффективно способствуют ликвидации поглощений невысокой интенсивности до 5-10 м³/час в маломощных пластах, сложенных несцементированным материалом. Широкое применение получило повышение условной вязкости (до 60-80 сек) путем ввода в буровые растворы бентонитового глинопорошка.

Нераспустившиеся частички глины набухают, попадая в поры и трещины пласта, и закупоривают его. Кроме того, движение высоковязких жидкостей в каналах создает дополнительные гидродинамические сопротивления ДР_гс.

Положительный результат при бурении на глинистых растворах, обладающих тиксотропией, дает остановка бурения на несколько часов. При этом (при наличии статического уровня) скважину периодически доливают. За это время раствор в каналах и порах загустевает, приобретает прочную структуру, для разрушения которой необходимы значительные перепады давления.

3. Регулирование параметров режима бурения.

Снижение расхода промывочной жидкости приводит к уменьшению потерь давления в кольцевом пространстве.

Переход на роторный способ бурения требует меньшую скорость восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве, т.е. приводит к уменьшению расхода ПЖ, что снижает гидродинамическое давление.

Кроме того, вращательное движение жидкости облегчает вынос твердой фазы и способствует естественной кальматации стенок скважины.

4. Регулирование скорости СПО.

Эффект поршневания. Компановка низа бурильной колонны представляет собой своеобразный поршень, так как наружные диаметры забойного двигателя и УБТ обеспечивают относительно малые размеры кольцевого пространства.

Происходит рост давления в стволе скважины ниже долота при спуске инструмента, так как жидкость не успевает перетекать между забойным двигателем и УБТ. При подъеме инструмента из скважины происходит обратный эффект. Ниже долота давление в стволе скважины падает. Перепад давлений может достигать десятки МПа (50-70% от Р_г.с.). При превышении скоростей СПО может происходить:

· дренирование каналов поглощающего горизонта,

· создание знакопеременных нагрузок на стенку скважины, приводящее к их усталостному разрушению.

На рис.5 показан график колебаний давления в стволе скважины при СПО и вызове циркуляции.

Рисунок 4: График колебаний давления в стволе скважины при СПО и вызове циркуляции

Для предупреждения резких колебаний давления в стволе скважины необходимо ограничивать скорость СПО.

Максимальная скорость спуска бурильной колонны с целью предупреждения поглощения бурового раствора:

(36)

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

Р_г - гидростатическое давление, МПа;

Д_д -диаметр долота, м;

d - диаметр бурильных труб, м;

h_пг- глубина поглощающего горизонта, м;

з - динамическая вязкость п.ж. Па*с.

5. Регулирование давлений при вызове циркуляции.

Вследствие инерции столба ПЖ, а так же ее тиксотропных свойств (наличие структуры в неподвижном состоянии), в момент вызова циркуляции давление в стволе скважины резко возрастает, что так же способствует дренированию поглощающего горизонта, а при больших значениях давления - к гидроразрыву.

6. Рациональная компановка бурильной колонны.

Существуют определенные зависимости между диаметрами долота и забойного двигателя, УБТ и бурильных труб.

Увеличение зазора в кольцевом пространстве ведет к уменьшению Р_гд, но может потребовать увеличение скорости восходящего потока, то есть к росту расхода - Q.

Практика показывает, что выполнение рассмотренных нами мероприятий, решает многие вопросы по предупреждению и ликвидации поглощений, уменьшая их число или снижая их интенсивность до 50-90%.

Разработаны и применяются мероприятия по профилактике и ликвидации поглощений различных категорий и интенсивностей.

Кольматация поглощающих горизонтов - это заполнение каналов и пор поглощающего горизонта инертными наполнителями, твердеющими смесями, высоковязкими тиксотропными глинистыми растворами.

Кольматация механическая происходит при заполнении пор и каналов при действии сил гравитации, трения, перепада давления.

Кольматация химическая - это комбинация механической и химической кальматации, которая происходит, когда заполнение каналов и пор твердыми частицами сопровождается химическими реакциями с породой или флюидами пласта. При этом образуется твердое вещество, закупоривающее каналы и поры. Установлено, что в каналы могут входить частицы наполнителя, размеры которых менее 1/3 условного диаметра канала, а трещины - менее 1/2 раскрытия трещины.

В процессе бурения скважины постоянно идет процесс естественной кальматации, когда частицы твердой фазы, содержащиеся в буровом растворе, под действием давления проникают в поры и трещины стенок скважины. Если кальматация продуктивных горизонтов в период их первичного вскрытия нежелательна (создает затруднения при освоении скважин), то кальматация проходимых непродуктивных пород целесообразна, так как снижает интенсивность фильтрации жидкости в пласт. При естественной кальматации на пути движения жидкости в пласт или из пласта формируется экран. С течением времени экран упрочняется и несколько утолщается. Упрочнению или разрушению экрана способствуют физико-химические процессы на контакте породы с частицами или между самими частицами. Уплотнение частиц, находящиеся в порах и каналах пласта, способствуют формированию низкопроницаемого экрана. Чем крупнее частицы вводятся в поры пласта без их разрушения, тем прочнее экран.

Получение экрана в приствольной части стенки, снижающего проницаемость поглощающего горизонта, можно достичь методами искусственной кальматации.

Хороший эффект в практических условиях бурения получен в результате применения струйной обработки стенки скважины, которая применяется для снижения проницаемости прочных эррозионно стойких пород. Струйная обработка обеспечивает очистку стенок скважины от глинистой корки и заполнение пор и каналов твердыми частицами бурового раствора.

Рисунок 6: Схема искусственной кольматации

Обработка стенки скважины производится при помощи кольматационного переводника, спускаемого на бурильных трубах. Переводник имеет в корпусе отверстия с твердосплавленными боковыми насадками, которые формируют высокоскоростную струю бурового раствора с наполнителями.

В настоящее время отечественная промышленность выпускает забойные сепараторы-кальмататоры. Скоростная струя пульпы, вытекающая из бокового насадка взаимодействует со стенкой скважины, кальматируя ее. При этом повышенное содержание твердой фазы значительно повышает эффект кальматации. Предупреждение поглощений бурового раствора может сопровождаться гидродинамической обработкой стенки скважин, а именно вибрационной обработкой. Вибрационная обработка условно делится на обработку импульсными (прерывистыми) струями - импульсную обработку стенки и на вихревую обработку стенки скважины. Создание гидравлического импульса на стенку скважины обеспечивается периодическим перекрыванием высокоскоростного потока бурового раствора. При импульсном воздействии на стенку скважины наносится удар короткой струи, при которой скачок давления приблизительно на порядок выше давления неприрывистой струи. Частицы твердой фазы перемещаются относительно дисперсионной среды вглубь порового пространства породы через ее каналы и микротрещины, раскрывающиеся под действием гидроудара струи.

Для реализации этого метода используется гидравлический генератор низкочастотных колебаний с одновременным смывом струей бурового раствора со стенки скважины глинистой корки при вращении бурильной колонны.

Одним из эффективных способов механической кальматации пористых пород является втирание твердых частиц в поры при вращении бурильной колонны ее калибрирующими элементами. Простота технических решений методами механической кольматации очевидна, но эффективность ее зависит от конфигурации ствола скважины, которая не идеально цилиндрическая.

Способ манжетного цементирования обсадных колонн.

Манжетное цементирование применяется при креплении обсадных колонн (направлений, кондукторов) в случае наличия в стволе скважины неизолированных поглощающих горизонтов.

Порядок использования метода:

· скважина бурится до проектной глубины спуска осадной колонны или при невозможности этого вскрывается интервал зоны поглощения.

· на обсадную колонну крепится манжета с таким расчетом, чтобы после спуска клонны в скважину, она установилась в кровле поглощающего горизонта.

· при закачке цементного раствора манжета раскрывается и перекрывает трубное пространство таким образом, что цементный раствор может проходить только в одном направлении вверх.

Рисунок 7: Манжета для манжетного цементирования. 1 - обсадная труба; 2 - заливочные отверстия; 3 - манжета; 4 - муфта; 5 - клапан.

2.1.10 Бурение скважин с промывкой аэрированными буровыми растворами

Комплекс мероприятий по предупреждению поглощений буровых растворов при проводке скважин включает в себя все, что дает возможность снизить противодавление на пласты с таким расчетом, чтобы оно не превышало пластовых давлений. Если геологические условия позволяют бурить скважину при гидростатическом давлении, равном пластовому, то проблема поглощений не возникает.

Бурение с промывкой аэрированными буровыми растворами является одним из радикальных мероприятий в комплексе мер и способов, предназначенных для предупреждения поглощений при бурении глубоких скважин.

Аэрация бурового раствора снижает гидростатическое давление, способствуя возвращению его в достаточном количестве на поверхность и нормальной очистке ствола скважины, а также отбору представительных проб проходимых пород и пластовых флюидов.

Технико-экономические показатели при бурении скважин с промывкой забоя аэрированным раствором выше по сравнению с показателями, когда в качестве бурового раствора используется вода или другие промывочные жидкости. Значительно улучшается также качество вскрытия продуктивных пластов, особенно на месторождениях, где эти пласты имеют аномально низкие давления.

При бурении скважин с применением аэрированного раствора большое значение имеет определение оптимального соотношения фаз - степени аэрации (отношение расходов воздуха к раствору при атмосферном давлении) газожидкостного потока,обеспечивающего заданное снижение давления на поглощающие пласты и достаточную подъемную силу для выноса твердых частиц выбуренного шлама из скважины.

Существуют методики, по которым может быть определена подъемная сила газожидкостного потока для обеспечения удовлетворительного выноса частиц шлама. При оптимальном расходе газа скорость подъема жидкой фазы должна быть не менее 0,3 м/с, что обычно соответствует фактическим данным при бурении скважин с промывкой забоя аэрированными жидкостями.

Аэрация жидкости позволяет сравнительно быстро и в широких пределах регулировать ее плотность (от 0,1 до 1,0 г/см³ и более) и тем самым снижать или увеличивать давление на забой и стенки скважины. Этим обеспечивается возможность бурения в условиях гидродинамического равновесия в системе скважина - поглощающие пласты и получения высокой эффективности прохождения зон поглощения любой интенсивности. Увеличение выносной способности восходящего потока аэрированной жидкости при низких расходах жидкой фазы смеси и улучшения очистки забоя достигается обработкой жидкости ПАВ.

Бурение с промывкой забоя аэрированными буровыми растворами или аэрированной водой нашло применение в тех случаях, когда геологические условия весьма благоприятны: бурение не связано с риском выбросов, обвалов или других осложнений.

Эффективность бурения с продувкой аэрированными жидкостями зависит от параметров компрессора, компоновки бурильной колонны и схемы обвязки бурового оборудования. При выборе вида газообразного агента необходимо учитывать не только экономическую сторону, но и обеспечение безопасных условий работ.

В качестве газообразных агентов используются газоимпульсные смеси.

Основные их разновидности:

· аэрированные жидкости - системы, в которой дисперсионной средой является жидкость, а воздух или газ образуют дисперсную фазу, плотность аэрированной жидкости составляет 50-100 кг/м³;

· пена - дисперсная система, состоящая из ячеек пузырьков воздуха (дисперсная среда), разделенная пленками жидкости, являющейся непрерывной дисперсионной средой. Жидкие пленки образуют пленочный каркас, служащий основой пен. Плотность пен составляет 50-100 кг/м³. Аэрированные жидкости и пены применяют при бурении поглощающих горизонтов с интенсивностью поглощения 5-10 м³/час.

· аэрозоли (туманы) - аэродисперсные системы, в которых дисперсной средой является воздух или газ, а дисперсной фазой - жидкость в виде мельчайших капелек. Плотность аэрозолей составляет 5-50 кг/м³ .

Принятие решения о целесообразности применения аэрированных промывочных жидкостей во многом обусловлено объемом имеющейся информации о гидрогеологии района. Предварительное подробное изучение гидрогеологических условий в районе работ позволяет получить необходимый исходный материал для первичных прикидок и избежать ненужных потерь средств и времени.

Гидростатическое давление на забое скважины, заполненной аэрированной жидкостью, определяется глубиной скважины, отношением расхода воздуха и раствора в нормальных условиях и плотностью промывочной жидкости.

За последнее время были испытаны модифицированные стабильные пены, которые открывают широкие возможности их применения не только для прохождения зон поглощений, но и при разбуриванин вечномерзлых пород, а также при бурении в районах с повышенным геотермическим градиентом.

Технология бурения с использованием модифицированной стабильной пены (МСП) (методика фирмы «Мобил Ойл») следующая: при встрече водоносного горизонта в подаваемый в скважину воздушный поток вводится бентонитовый раствор с высоким содержанием пенообразующего ПАВ. В результате контакта воздушной струи с пластовой водой образуется стабильная пена, что приводит к увеличению выносной способности воздушного потока.

Установлены следующие преимущества МСП:

· обеспечение хорошей очистки забоя скважины при скорости восходящего потока воздуха в затрубном пространстве 0,23-0,76 м/с против 15,2-25 м/с, необходимой для воздушного потока без ввода пенообразующего ПАВ;

· образование на стенках скважины тонкой непроницаемой корки; обеспечение мгновенной очистки рабочей поверхности долота и удаление от него выбуренной породы;

· при использовании модифицированной стабильной пены кратно уменьшается потребность в расходе воздуха для получения аналогичного результата по сравнению с продувкой забоя чистым воздухом.

Во ВНИИБТ разработан способ резкого снижения проницаемости поглощающего пласта, заключающийся в нагнетании непосредственно в зону поглощения аэрированной жидкости, которая создается в поглощающем пласте воздушно-жидкостную блокаду.

При закачке аэрированной жидкости в поглощающие пласты, представленные трещиноватыми и кавернозными отложениями, не всегда обеспечивается устойчивое равновесие в скважине, поэтому рекомендуется вслед за закачкой аэрированной жидкости по возможности изолировать зону поглощения.

Существуют два способа получения аэрированных жидкостей: компрессорный и бескомпрессорный.

Рисунок 8: Устройство для ввода сжатого воздуха от компрессора в нагнетательную линию: 1, 3, 6, 9 - патрубки; 2 - корпус; 4 - барботажная трубка; 5 - ограничитель; 7- шарик; 8 - седло.

При первом способе в нагнетательную линию насоса вводят сжатый воздух от компрессора через специальные устройства (рисунок 9), которые, с одной стороны, способствуют барботированию воздуха в промывочную жидкость, а с другой - предотвращают попадание аэрированной жидкости в ресивер компрессора при резком повышении гидравлических сопротивлений в колонне бурильных труб. Такое устройство устанавливают после расходомера. Давление компрессора при таком способе аэрации должно быть больше гидравлических сопротивлений при циркуляции промывочной жидкости.

Для улучшения диспергирования вводимого воздуха и улучшения выноса выбуренной породы в жидкость, подвергаемую аэрации, вводят поверхностно-активные вещества. ПАВ, адсорбируясь на поверхности воздушных пузырьков, увеличивают их прочность, препятствуют разрушению и слипанию. При добавках ПАВ резко снижается относительная скорость воздушных пузырьков в жидкой фазе, что способствует более равномерному движению аэрированной жидкости в кольцевом пространстве скважины.

Аэрированную жидкость можно получить компрессорным способом и без добавок ПАВ. Но при этом за счет различия скоростей движения жидкости и воздушных пузырьков последние коалесцируют (слипаются с образованием пузырьков более крупного размера). Более крупные пузырьки имеют большую относительную скорость, что приводит к интенсификации процесса коалесценции. В итоге образуется снарядная или стержневая структура потока, когда движущаяся аэрированная жидкость представляет собой перемеживающиеся слои плотной исходной жидкости и воздуха. При такой структуре аэрированной жидкости выносная способность потока снижается, давление нагнетательной жидкости повышается, колебания в нагнетательной линии насоса увеличиваются.

В качестве поверхностно - активных веществ используют пенообразователи ПО-1, ОП-7, ОП-10, ОП-18, НП-1, «Прогресс», КАУФЭ-14, детергент ДС, мылонафт, сульфонол, диталан, азоляты, смеси этих ПАВ и др. В условиях контакта промывочных жидкостей с сильно минерализованными подземными водами следует применять сульфит-спиртовую барду - обычную (ССБ) или конденсированную (КССБ).

По своей активности перечисленные ПАВ весьма различны, что обусловливает широкий диапазон оптимальных концентраций: от 0,1 %-ной для сульфонола до 1,0-3,0 %-ной для ССБ. Конкретная концентрация зависит от требуемого снижения плотности промывочной жидкости, минерализации пластовых вод, скорости бурения, дисперсности разрушения горных пород при бурении и целого ряда других факторов. Особенно большое влияние на расход ПАВ оказывают количество и дисперсность твердой фазы, поступающей в промывочную жидкость в процессе бурения. Адсорбируясь на частицах породы, ПАВ вместе с крупными частицами выпадают в отстойниках и желобной системе. Часть ПАВ адсорбируется на стенках скважины и в микротрещинах горных пород.

Таким образом, концентрация ПАВ в процессе бурения непрерывно уменьшается, и при выборе его исходной концентрации этот процесс следует учитывать. Исходную концентрацию находят опытным путем.

Компрессорную аэрацию применяют для всех типов промывочной жидкости, но особенно она эффективна для воды и других бесструктурных или слабоструктурированных жидкостей, так как при этом нет проблемы деаэрации. Аэрированная жидкость на выходе из скважины расслаивается на плотную жидкость и воздух, и насос всегда работает на плотной жидкости. Компрессорный способ обеспечивает высокую степень аэрации, вплоть до получения пены.

2.1.11 Характеристика наполнителей

В качестве наполнителей в настоящее время применяется множество различных материалов. Закупоривающим агентом может быть любой материал, состоящий из частиц определенных размеров, способный проникать в каналы поглощающего пласта. В большинстве случаев наполнители изготавливают из отходов производства.

По виду материала наполнители делятся на однотипные и композиционные.

Однотипные наполнители состоят из частиц одного материала, имеют приблизительно одинаковую форму, но разные размеры.

Композиционные наполнители могут быть представлены двумя или несколькими типами материалов. Частицы таких наполнителей могут отличаться не только размерами, но и физическими свойствами.

Характерные однотипные наполнители: отработанный силикагель, древесные опилки, кордное волокно, гравий, щебень, дробленый известняк, древесная стружка, рыбья чешуя, резаная бумага, ореховая скорлупа, слюда, целлюлоза, хвойная лапка.

Характерные композиционные наполнители: НДГ (дробленая резина в смеси с кордным волокном), ПУН (частицы резины разной формы), НТП (частицы прорезиненной ткани листообразной формы с резиновой крошкой) и др.

Каналы в зонах интенсивного поглощения имеют, как правило, сложную форму и изменяющееся сечение. Изолировать такие зоны от ствола скважины можно только за счет постепенного создания в поглощающих каналах и трещинах каркасов из крупных частиц наполнителей, которые могут стать основной для непроницаемой перемычки.

Таблица 10: Классификация наполнителей

Класс	Подкласс	Вид наполнителя
1	Волокнистые	Кордное волокно, техническая кошма, кожа-«горох», хромстружка, НХ (наполнитель хлопьевидный), улюк, НТП, опилки и стружки древесные
2	Гранулированные жесткие	Силикагель отработанный, дробленный известняк, ореховая скорлупа, керамзит, щебень, гравий, песок
	Гранулированные упругие	Резина дробленая, поролон, вулканизованные отходы латекса (ВОЛ), пластинчатый упругий наполнитель (ПУН)
3	Чешуйчато-пластинчатые	Целлофан, слюда
4	Набухающие	Бентонит
5	Пластинчатые	Глина, замазка
6	Дисперсные	Водная дисперсия резины (ВДР), водная дисперсия вулканизованного латекса (ВДЛ)

Первый класс - волокнистые наполнители. Имеют волокнистую структуру частиц различного размера в виде волокон, слоев, нитей, которые при закупоривании каналов поглощения существенно изменяют свои размеры и форму. При ликвидации поглощений в крупнотрещиноватых породах их рекомендуется использовать в комплексах для уплотнения жесткого каркаса перемычки, образованного гранулированными наполнителями. Эффективен комплекс наполнителей из волокнистых, гранулированных жестких и гранулированных упругих частиц в объемном соотношении 3:1:1.

Рекомендуемая область применения волокнистых наполнителей в комплексе при ликвидации высокоинтенсивных поглощений в проницаемых крупнотрещиноватых и кавернозных породах с раскрытием каналов фильтрации более 3 мм.

Как самостоятельный закупоривающий материал, наполнители первого класса рекомендуется использовать при ликвидации поглощений в проницаемых крупнопористых и среднетрещиноватых горных породах с раскрытием каналов не более 3-5 мм.

Кордное волокно представляет собой крученые нити из хлопчатобумажного волокна длиной 10…20 мм с измельченной резиной. Изготавливается по ТУ 39-190-75. Используется в качестве добавки к тампонажному или буровому раствору. При значительных размерах трещин в пласте хорошие результаты можно получить при использовании дробленых отходов резины в смеси с другими наполнителями (древесные опилки, наполнитель , кошма и др.).

Техническая кошма - волокнистый материал, который выпускается в виде волокна. Поставляется буровым предприятием в тюках. Используется для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора в горных породах, поглощающие каналы которых имеют размеры более 15 мм. В зону поглощения частицы кошмы доставляют в буровом или тампонажном растворе. До ввода в раствор она разрыхляется на фрагменты диаметром 10…40 мм. Чаще всего кошму добавляют в глинистый раствор, закачиваемый в скважину через воронку, установленную на устье скважины.

Кожа - «горох» представляет собой кусочки кожи хромового дубления. В настоящее время кожа - «горох» может изготавливаться из отходов производства заменителей кожи. Кожу - «горох» рекомендуется добавлять в буровой раствор в смеси с другими наполнителями (кордным волокном, древесными опилками). Общее количество наполнителей в буровом растворе не должно превышать оптимального (0,5-6,7% по массе на объем) [1]. «Горох» рекомендуется добавлять в различные тампонажные смеси для повышения их закупоривающих свойств.

Хромовая стружка - отходы кожевенной промышленности. Представляет собой полоски кожи толщиной 0,5…1 мм, длиной до 150 мм, шириной до 10 мм. Применяется при намыве в качестве крупноразмерного материала для изоляции поглощений в крупнотрещиноватых породах.

Улюк волокнистый представляет собой массу недоразвитых семян хлопчатника с примесью сцепившегося с улюком волокна. Перед использованием он разрыхляется на слои с условным диаметром частиц от 10 до 40 мм для перекрытия каналов поглощения от 12 до 50 мм. Размеры разрыхленных частиц определяются размерами поглощающих каналов и интенсивностью поглощения. Улюк волокнистый рекомендуется применять в сочетании с гранулироваными и пластинчатыми наполнителями в соотношении 1:1:1. В качестве наполнителя улюк волокнистый выпускается хлопкоперерабатывающими заводами по ГОСТ 6015-72 «Отходы волокнистые хлопкозаводов».

НТП - наполнитель текстиль прорезиненный представляет собой измельченные отходы текстиля прорезиненного и кирзы дублированной с добавкой до 15% резиновой крошки. Размер частиц НТП может составлять 5…30 мм. НТП - композиционный наполнитель, который рекомендуется применять при изоляции интенсивных поглощений (40-60 м³/ч) в проницаемых крупнотрещиноватых породах с раскрытием каналов от 10 до 20 мм. Наиболее оптимально применение НТП в комплексах, состоящих из сочетания различных видов наполнителей, частицы которых отличаются по размерам и по своим физическим свойствам (плотности, прочности на сжатие, изгиб и т.д.).

Наполнитель асбестовое волокно. Асбест - название минералов, особенностью которых является волокнистое строение и способность расчленяться на гибкие тонкие волокна, а также высокая термостойкость (до 600 ⁰С). Добавка асбестового волокна в тампонажные смеси увеличивает прочность цементного камня, снижает плотность раствора. В зависимости от длин волокон асбест, как закупоривающий материал может применяться в буровых и тампонажных растворах с целью профилактики и предупреждения поглощений. Асбестовое волокно рекомендуется применять в комплексе с пластинчатыми и гранулированными наполнителями в соотношении 1:1:1. Перспективно применение асбеста в качестве структурообразователя в профилактических буровых растворах, тампонажных смесях и жидкостях - носителях наполнителей на основе цемента и глинопорошка. В качестве структурообразователя асбест добавляется в жидкость затворения цемента или глинистый раствор в количестве 1…5% от объема жидкости или раствора. Ввод асбеста-структурообразователя улучшает закупоривающие свойства смесей и существенно увеличивает концентрацию гранулированных наполнителей в растворах-носителях за счет улучшения их «несущих» свойств.

Второй класс - гранулированные наполнители. Делятся на 2 подкласса: гранулированные жесткие наполнители и гранулированные упругие наполнители. Гранулированные наполнители состоят из частиц объемных форм: сферические частицы, многогранники и резко ассиметричные частицы. Частицы гранулированных наполнителей обладают большой прочностью и при заклинивании в каналах поглощения практически не деформируются. Исключение составляют некоторые гранулированные упругие наполнители.

...