Full Text

Введение Поглощения промывочной жидкости при бурении скважин - одно из основных и часто встречаемых осложнений. Поглощение буровых растворов и иных жидкостей некоторыми пластами обеспечивается наличием пор, каналов, трещин, пустот в проходимых скважиной породах и (или) недостаточной устойчивостью пород к давлению столба жидкости в скважине, в результате чего в пласт проникает жидкость. Выбор мероприятий по ликвидации поглощений осуществляется после определения категории поглощений и основывается на экономической эффектив-ности и простоте использования, но большое значение также придается опыту бурения скважин на рассматриваемом или соседних месторождениях [1]. Существует несколько классификаций поглощений, а следовательно, и методик выбора мероприятий по их профилактике и ликвидации. Критериями принимаются интенсивность поглощения и коэффициенты интенсивности поглощений, поглощающей способности, удельной приемистости, а также раскрытие трещин. Согласно поглощающей способности проницаемого интервала осуществляется выбор технологии ликвидации поглощений, а согласно размерам поглощающих каналов выбирается наполнитель [2]. При этом 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. Установление закономерностей возникновения поглощений и выбор эффективных мероприятий по их предупреждению и ликвидации затруднены из-за большого числа факторов, обусловли-вающих данное явление. В основном проводятся снижение гидростатического давления на стенки скважины путем облегчения бурового раствора [3-10], изоляция поглощающего пласта кольматацией каналов (в том числе с применением кольмататоров) специальными добавками, пастами, цементными растворами [11-15], реже - применением профильных перекрывателей или спуском промежуточной колонны [16, 17]. Способы ликвидации поглощений приведены на рис. 1. Рис. 1. Способы ликвидации поглощений С целью сокращения сроков ликвидации поглощений целесообразно применение временной изоляции проницаемых горизонтов. Для этого часто используют намыв наполнителей, закачка вязкоупругих составов, нетвердеющих тампонажных смесей, быстросхватывающихся составов [1, 3, 4, 18-33]. Одним из актуальных направлений является разработка водонабухающих полимерных составов с целью оперативного тампонирования [34]. Выбор того или иного вида мероприятий во многом зависит от экономической эффективности. При равнозначном эффекте выбор осуществляется по экономическим соображениям. Методика исследований Для разработки состава для временной изоляции поглощающих горизонтов предлагается следующая методика исследований [35, 36]: Этап I. Исследование влияния среды бурового раствора на характер поведения водонабухающего полимера: 1) определение характера поведения водонабухающего полимера в водной среде с различным значением pH (в статических и динамических условиях); 2) исследование поведения полимера при изменении характера среды (смешивание раствора с полимером и модели пластовой воды, оставление в покое); 3) определение характера поведения водонабухающего полимера в составе бурового раствора (в статических и динамических условиях). Этап II. Исследование поведения водонабухающего полимера в пористой среде: 1) разработка физической модели поглощающего пласта; 2) насыщение насыпной модели раствором водонабухающего полимера различных свойств; 3) определение коэффициента проницаемости насыпной модели пласта по раствору полимера [37]. При прокачивании тампонирующего состава в интервал поглощения важной характеристикой является консистенция раствора, или его подвижность, - величина, зависящая от времени. Для буровых растворов показателями подвижности являются реологические свойства - пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига (ДНС), которые с течением времени не должны расти. Для определения характера поведения водонабухающего полимера в водной среде и в составе бурового раствора оценивалось изменение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига во времени. Для исследования были выбраны следующие временные отрезки: 1) 0-36 минут (с интервалом в 2 минуты) - время с момента приготовления раствора до его закачки в интервал поглощающего горизонта (на глубину 3800 м); 2) через 36 минут после приготовления - момент проникновения состава в поглощающий горизонт и взаимодействия с пластовым флюидом; 3) через 15 минут покоя (через 51 минуту после приготовления) - время нахождения в пласте; 4) через сутки после приготовления - имитация пребывания состава в пласте. Замер реологических параметров осуществлялся на шестискоростном ротационном вискозиметре Fann 35SA при постоянном перемешивании на первом временном отрезке (имитация движения состава по бурильной колонне). При исследовании водных растворов полимера замер реологических параметров через сутки не проводился. В качестве реагента для исследований выбран не использующийся в настоящее время для ликвидации поглощений бурового раствора суперабсорбент «Петросорб», но являющийся перспективным в этой области [27, 34, 37]. Для проведения исследований выбрана 2%-ная концентрация «Петросорба», так как в ранее проведенных исследованиях [37] выявлено, что концентрация для закупорки поглощающих пластов при использовании глинистого раствора составляет 1-3 %. Для оценки влияния кислотности среды на характер поведения «Петросорба» исследовались водные растворы реагента с pH 4; 7 и 10 (кислотность регулировалась вводом лимонной кислоты или NaOH). Ранее проведенные исследования «Петросорба» [37] показали его эффективность в глинистом растворе, однако такой раствор не пригоден в интервалах бурения под эксплуатационную колонну или хвостовик, поэтому целесообразно исследование реагента в составе биополимерного бурового раствора, утяжеленного до необходимой плотности баритом или карбонатом кальция. Исследования «Петросорба» в водной среде Результаты исследования влияния pH среды на характер изменения реологии водного раствора «Петросорба» во времени представлены на рис. 2. При измерении пластической вязкости и ДНС в нейтральной и щелочной средах через 30 и 26 минут соответственно замер был невозможен по причине ограниченности шкалы вискозиметра Fann 35SA, поэтому при построении графических зависимостей проводилась аппроксимация с прогнозом на несколько периодов. Графики показывают, что кислая среда, в которой набухание частиц «Петросорба» происходит менее интенсивно в течение времени, является более подходящей, чем нейтральная и щелочная среды, имеющие близкие значения. Последние малопригодны для доставки полимера к поглощающим пластам на большие глубины, поскольку набухание частиц и загустевание раствора происходит в достаточно короткие сроки (в среднем до 25 минут). Далее было проведено исследование изменения пластической вязкости и ДНС в момент проникновения раствора в зону поглощающего пласта и смешивания с пластовыми водами. Состав и свойства пластовых вод могут оказывать существенное влияние на качественные и количественные показатели работ при углублении ствола, креплении и цементировании нефтяных и газовых скважин, а также их последующей эксплуатации. В конкретных горно-геологических условиях по разрезу скважины могут встречаться пластовые воды различных минерализации, жесткости, рН, плотности, состава (ионного, бактериологического или микробиологического). Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м3 в пресной воде до 300 кг/м3 в концентрированных рассолах [38, 39]. Поскольку в момент смешения промывочной жидкости с пластовой водой количество первой гораздо больше, выберем соотношение 3×1 соответственно. На рис. 3, а представлены характеристики растворов в четыре основных временных момента: 1) в момент добавления «Петросорба» в приемные емкости, 2) при достижении забоя скважины перед проникновением в поглощающий пласт, 3) в момент взаимодействия с пластовой жидкостью (для двух значений рН), 4) после пребывания в пласте в покое в течение 15 минут. Динамика положительна в обоих случаях; частицы набухают, увеличивая реологические показатели, тем самым изолируя поглощающий пласт. Однако при взаимодействии щелочного раствора с нейтральной или кислой пластовой водой показатели снижаются, но стабильны и достаточны для ликвидации поглощения (рис. 3, б). Исследование «Петросорба» в буровом растворе В интервале бурения скважины под эксплуатационную колонну и хвостовик применение глинистых растворов ограничено с целью снижения кольматации продуктивного пласта, поэтому часто находят применение биополимерные буровые растворы. Поскольку необходимо обеспечить закачку раствора на большую глубину, целесообразно рассмотреть раствор различной кислотности (от кислой до щелочной), что невозможно обеспечить при использовании карбонатных утяжелителей, поэтому исследуем биополимерный раствор, утяжеленный баритом. По графику совмещенных давлений выбран раствор плотностью 1160 кг/м3. Рис. 2. Зависимость: а - пластической вязкости; б - ДНС от времени водных растворов «Петросорба» различного рН Рис. 3. Изменение показателей пластической вязкости и ДНС 2%-ного водного раствора полимера «Петросорб»: а - рН = 4,08; б - рН = 9,93 Аналогично водному раствору реологические показатели более стабильны до проникновения в поглощающий пласт при кислой среде бурового раствора (рН доведено до значения 4,08 лимонной кислотой), чем при щелочной (12,7 - исходный рН биополимерного раствора). Зависимость отображена на рис. 4. Поскольку пластовые воды на глубинах более 1000 метров редко бывают нейтральными, проведем анализ двух случаев: 1) кислый буровой раствор проникает в поглощающие пласты с щелочными пластовыми водами; 2) щелочной буровой раствор проникает в поглощающие пласты с кислыми пластовыми водами. Анализ выполнен аналогично исследованиям водных растворов полимера, но добавлен еще один временной промежуток - спустя сутки покоя растворов (имитация нахождения состава в пласте). Результаты представлены на рис. 5. Перед закачкой 2%-ного бурового раствора полимера в поглощающий пласт значения пластической вязкости и ДНС имеют достаточно хорошие показатели. Снижение этих показателей в начальный период смешения с пластовой водой обусловлено лишь увеличением жидкой фазы, при этом набухаемость частиц «Петросорба» не уменьшается. С течением времени полимер продолжает увеличиваться в размерах, тем самым раствор, находящийся в поглощающем пласте, уже примерно через сутки имеет достаточные показатели реологии для ликвидации поглощения кольматацией пустот. Рис. 4. Зависимость: а - пластической вязкости; б - ДНС от времени бурового раствора различного рН с добавлением «Петросорба» Рис. 5. Изменение показателей пластической вязкости и ДНС 2%-ного бурового раствора (рН = 4,08 и рН = 12,5) с добавлением «Петросорба» Технология ликвидации поглощений при использовании «Петросорба» Для ликвидации поглощений могут быть реализованы различные технологические схемы - оставление в покое и ожидание естественной кольматации стенок скважины (при минимальной интенсивности поглощения), кольматация вязкоупругими составами через специальные кольмататоры, тампонирование отдельных интервалов при использовании муфт ступенчатого цементирования [13, 17, 20, 22, 40]. Технологическая схема тампонирования скважины предлагаемым составом в зависимости от глубины залегания поглощающих пластов может быть представлена двумя вариантами [37, 41-43]. 1. При возникновении осложнения на глубинах 400-500 метров введение водонабухающего полимера «Петросорб» в рабочий буровой раствор сразу после возникновения поглощения и доставка до зоны поглощения. 2. При поглощениях на глубинах более 500 метров целесообразно использование доставки полимера по схеме параллельной закачки, поскольку скорость набухания частиц полимера не позволяет прокачать состав до необходимой глубины. Одновременно с доставкой композиции соляробентонитовая смесь (СБС) + «Петросорб» по колонне бурильных труб производится закачка пресной воды по затрубному пространству. Непосредственно в интервале поглощения закачиваемая вода смешивается, а затем вытесняет из тампонажной смеси СБС за счёт разности их плотностей. При соединении частиц полимера с водой начинается их активное набухание непосредственно в поглощающем интервале, тем самым производится кольматация проницаемого горизонта. Для доставки на большие глубины непосредственно в осложненный интервал тампонирующего состава разработана конструкция тампонажного снаряда. Снаряд спускается в скважину на бурильных трубах, в состав которого входит пакерующий элемент, позволяет разобщать поглощающий интервал и остальной ствол скважины, что способствует сокращению затрат тампонажного материала на проведение изоляционных работ [37, 41, 42, 43]. Выводы и рекомендации На основании проведенных лабораторных исследований и анализа научно-технической литературы в области ликвидации поглощений получены выводы: 1. Для закачки на большие глубины (при отсутствии в разрезе карбонатных и кислоторастворимых пород) необходимо среду бурового раствора довести до кислой, так как в ней происходит менее интенсивное набухание частиц «Петросорба», что позволяет доставить раствор до забоя в подвижном состоянии в течение 25-35 мин. 2. При использовании щелочных растворов время (с момента добавления «Петросорба») рациональной закачки составляет 10-15 мин. 3. Благодаря добавлению «Петросорба» в состав буровых растворов поглощения могут быть ликвидированы в кратчайшие сроки без остановки процесса бурения, на разных глубинах залегания поглощающих пластов при использовании различных технологических схем закачки. На данном этапе проведено исследование влияния pH на реологию составов. В дальнейшем предполагается исследование влияния минерализации и состава пластовых вод на технологические характеристики промывочных жидкостей с водонабухающим полимером. Дальнейшие исследования поведения «Петросорба» в различных средах, стендовые исследования процесса ликвидации поглощений дадут возможность для проведения предварительной оценки экономической эффективности предлагаемых составов и технологий.

About the authors

V. Nutskova Mariya

Author for correspondence.
Email: Nutskova_MV@pers.spmi.ru
2 21st Line, Vasilyevskiy island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

PhD in Engineering, Associate Professor at the Department of Well Drilling

Yu. Rudyaeva Elena

Email: leka-rudyaeva@yandex.ru
2 21st Line, Vasilyevskiy island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

master student at the Department of Well Drilling

References

Statistics

Views

Abstract - 255

PDF (Russian) - 24

PDF (English) - 41

Refbacks

• There are currently no refbacks.