Поглощение бурового раствора реферат
Обновлено: 04.07.2024
Одним из основных видов осложнений при строительстве скважин на нефтяных месторождениях является поглощение бурового раствора. 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:
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.).
Технологические факторы – количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спускоподъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.
1. Причины поглощения промывочной жидкости. Физическая сущность поглощения
Поглощение промывочной жидкости объясняется превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение), а его интенсивность – характером объекта поглощения.
Явление поглощения промывочной жидкости обусловлены соотношениями давлений в скважине и пласте, а также зависит от проницаемости пласта и степени раскрытия трещин.
Поглощение промывочной жидкости в скважинах происходит по ряду факторов и напрямую зависит от пористости, прочности и проницаемости коллектора, пластового давления, количества промывочной жидкости и ее качества.
Количество промывочной жидкости не нарушается в случае нормальных условий бурения и только за счет естественных потерь и фильтрации воды из раствора ее количество может уменьшаться.
При условии превышения гидростатического давления над пластовым давлением раствор преодолевает местные гидравлические сопротивления и приникает в трещины, каналы и поры горных пород. При снижении давления в скважине относительно пластового давления возможен переток флюида из пласта в скважину и это, в свою очередь, приведет к нефтеводопроявлениям. По этой причине оба явления – поглощение и проявления – зачастую встречаются в одной и той же скважине.
Поглощение раствора в пласт может произойти при условии превышения удельного веса раствора над относительным давлением, а в случае значительного превышения возможна потеря циркуляции. При этом ствол скважины может быть подвержен обвалам и осыпям вышележащих пород вследствие снижения уровня промывочной жидкости в скважине.
2. Меры и методы предупреждения поглощения бурового раствора
2.1. Мероприятия по предупреждению поглощений
Мероприятия по предупреждению поглощений включают в себя:
– регулирование плотности бурового раствора путем совершенствования очистки его от песка и частиц выбуренной породы с помощью хим. реагентов, тщательного соблюдения правил химической обработки раствора и его разбавления. Добавление в раствор нефти и при необходимости аэрация его, бурение с промывкой чистой водой;
– регулирование реологических параметров бурового раствора (снижение его вязкости и статического напряжения сдвига (СНС). Однако необходимо учитывать, что высоковязкие и высоко - коллоидные растворы способствуют ликвидации поглощений в маломощных пластах, сложенных несцементированным материалом. Ограничение скорости спуска инструмента, плавный пуск буровых насосов и недопущение расхаживания инструмента;
– улучшение конструкции скважин для избежания воздействия утяжеленных растворов, применяемых при проходке нижележащих пород, на вышележащие породы.
Указанные мероприятия на практике разрешили многие вопросы, связанные с предупреждением и ликвидацией поглощений, сократив их число на 50-90% [1].
2.2. Методы предупреждения поглощений
На стадии проектирования скважины должны разрабатываться мероприятия по предупреждению возможных осложнений при ее строительстве, но, как правило, успешность проведения данных мероприятий в большей степени зависит от конкретных геолого-технических условий бурения [2]. Сюда относится интенсивность, изменчивость, характер проявления поглощений, а также четкая и достоверная информация от параметров проницаемых пластов [3]. Комплекс предупреждающих методов делиться на две группы. В первом случае применяются методы, если ожидается вскрытие проницаемых пород бурением. Во второй группе отмечаются технологические меры, которые направлены на восстановление нормальной циркуляции промывочной жидкости. Технологические меры второй группы выполняются в случае, если методы первой группы не приводят к положительному результату. Наиболее распространенными мерами предупреждения поглощений являются:
– технологическая остановка процесса бурения на 6-10 часов с момента нарушения нормальной циркуляции и возникновения поглощения;
– переход с турбинного способа бурения на роторный и регулирование подачи буровых насосов;
– снижение скорости спуска инструмента;
– кольматация интервала поглощающих пород гидромониторными струями промывочных жидкостей на глинистой основе;
– регулирование закупоривающих и реологических свойств, плотности промывочной жидкости;
– формирование малопроницаемой быстротвердеющей цементной корки на участках ствола повышенной проницаемости.
Из всех перечисленных наиболее нестандартным методом является последний. Быстротвердеющая цементная корка создается с целью упрочнения стенок скважины и предупреждения осложнений после гидродинамических исследований поглощающих зон и с целью сохранения коллекторских свойств. Для формирования данной корки в тампонажный раствор добавляется ПВАР (поливинилацетатный реагент) [4].
Аналитические исследования и промысловый опыт приводят к одной самой весомой причине осложнений при бурении – гидравлической связи неустойчивых пород и вскрываемого бурением комплекса флюидонасыщенных пластов со стволом скважины. К неустойчивым гидродинамическим и физикохимическим процессам взаимодействия этой сложной геолого-технической системы приводит воздействие технологических факторов (свойства промывочных жидкостей и тампонажных растворов, дифференциальные давления) и геолого-физических факторов (пластовое давление и температура, свойства пластовых флюидов, фильтрационные и прочностные свойства горных пород). Подобные нестационарные процессы и являются причиной большинства встречаемых осложнений, в том числе и поглощений технологических жидкостей.
Несмотря на практическую значимость приведенных методов их использование может быть сильно ограничено довольно узким диапазоном изменения фильтрационных параметров поглощения промывочной жидкости. По этой причине применение данных способов чаще всего является временной мерой перед проведением полной и надежной изоляции поглощающих зон без необходимости остановки процесса бурения [5,6]. Для оптимального решения проблемы в этом случае целесообразно совмещать процесс вскрытия поглощающего интервала с его изоляцией. Из всех вышеприведенных способов данному требованию отвечает только обработка ствола гидромониторными струями тампонажных растворов и промывочных жидкостей. Указанная технология имеет два основных преимущества над другими способами:
– позволяет устранить причину поглощений, т.е. устраняет гидродинамическую связь проницаемого интервала со стволом скважины;
– гидромониторная кольматация позволяет создать условия, близкие к оптимальным для проведения изоляции пластов высокой проницаемости, т.е. непосредственной ликвидации поглощения.
Использование кинетической энергии гидромониторных струй промывочных жидкостей со структурно-механическими свойствами является основой гидромониторной обработки ствола. Обработка проницаемых горных пород данным методом проводится с использованием насадок в наддолотном переводнике или с помощью устройства с несколькими рабочими насадками.
Обработка ствола гидромониторными струями производится реализацией трех технологических схем:
– непрерывно во всем интервале бурения скважины до проектной глубины;
– при вскрытии интервалов бурения, осложненных пластами с АВПД (нефтегазопроявления) и АНПД (поглощения);
– при необходимости изоляции нефтегазопроявляющих пластов твердеющими изолирующими растворами.
Следующий алгоритм используется для расчета параметров гидромониторной кольматации:
– рассчитывается динамическое давление пятна струи на преграду;
– рассчитываются общие гидравлические потери в циркуляционной системе.
Общие гидравлические потери не должны превышать допустимого давления насосов для их нормальной работы при установленном диаметре втулок.
По результатам комплексной оценки метода гидромониторной кольматации проницаемых пород установлено [7]:
– кольматация прискважинной зоны нефтеносного песчаника пористостью 22-24,5 % приводит к образованию плотного непроницаемого глинистого экрана толщиной до 12-25 мм;
– высокая герметичность зоны кольматации резко снижает проникновение фильтрата в пласт, следовательно, уменьшается толщина глинистой корки до 1-3 мм;
– происходит повышение герметичности ствола в 2-5 раз и прочности на 15-20 %;
Промысловый опыт строительства нефтяных и газовых скважин показал, что метод создания кольматационного экрана гидромониторными струями приводит к общему повышению и выравниванию фильтрационно-прочностных показателей ствола, что обеспечивает безопасное и качественное бурение скважин.
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.
Перед тем как выбрать способ ликвидации поглощения производят учет категории зоны поглощения, которую устанавливают в ходе исследований.
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.).
Процесс закупоривания трещин является основным профилактическим мероприятием по предупредпреждению и ликвидации поглощающих зон.
От соотношения раскрытости трещин и фракционного состава кольматанта, а также величины репрессии на пласт будет зависеть эффективность процесса кольматации.
В США, например, 90 % всех случаев поглощений ликвидируют с помощью наполнителей. С практической точки зрения выбор закупоривающих материалов и их фракционного состава ограничивается материалами, которые при добавлении к буровому раствору могут прокачиваться буровыми насосами через бурильные трубы (турбобур) и промывочные отверстия долота. В России разработаны и применяются различные инертные наполнители. При добавлении наполнителей к буровым и тампонажным растворам возрастает их закупоривающая способность, что способствует уменьшению расхода растворов и материалов для их приготовления, а также сокращения затрат времени на изоляционные работы. В отечественной практике в последние годы резко сократился ассортимент используемых наполнителей, порой до одногодвух компонентов: кордного волокна или резиновой крошки, что снижает эффективность профилактических мероприятий и изоляционных работ.
Заключение
В данной работе рассмотрены причины поглощения бурового раствора со стороны гидростатики в стволе скважины. Опираясь на вышесказанное следует отметить, что основная причина поглощения бурового раствора заключается в разнице давления гидростатического столба жидкости и давления пластового флюида. Также важное значение имеет характер породы, образующей зону поглощения, в частности ее пористость, кавернозность и наличие трещин.
Проведенный анализ причин поглощения буровых растворов позволил рассмотреть эффективные мероприятия по их предупреждению. Указанные методы предупреждения поглощений предотвращают создание благоприятных условий для начала процесса поглощения бурового раствора. Следовательно, стоит отметить, что любое поглощение будет намного выгоднее предупредить, чем ликвидировать.
Список использованных источников
2. Колосов, Д.С. Методические подходы и решения по совершенствованию методов борьбы с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин: автореф. дис. . канд. техн. наук : 25.00.15 / Колосов Денис Сергеевич. – Тюмень, 2006. – 27 с.
3. Крылов, В.И. Сверхтиксотропные промывочные жидкости нового поколения / В.И. Крылов, В.В. Крецул, С.В. Меденцев, В.А. Куксов // Нефтяное хозяйство. – 2004. № 11. – С. 56 – 58.
4. Катеев Р.И. Результаты использования новых технологий при заканчивании скважин на месторождениях НГДУ "Нурлатнефть" / Р.И. Катеев, И.М. Зарипов, С.И. Амерханова, Р.А. Сафиуллин, Р.Х. Аюпов // Нефтяное хозяйство. – 2004. № 7. – С. 10–13.
5. Крылов В.И. Исследования и изоляция зон поглощений с помощью пакеров / В.И. Крылов, Н.И. Сухенко – М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1963. – 79 с.
6. Семѐнов Н.Я. Автоматизированный выбор способа ликвидации поглощения или водопроявления при бурении скважин / Н.Я. Семѐнов, Е.Н. Овсянникова, Б.Ю. Бетелин // Нефтяное хозяйство. – 2002. № 4. – С. 34–37.
Читайте также: