Поглощение бурового раствора – это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения [1, 2].
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, газонефтеводопроявления, 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 также техническая оснащенность и организация процесса бурения [3].
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 [3, 4].
Катастрофические поглощения характерны для пород с наличием карстовых пустот, каверн и крупных тектонических или нетектонических нарушений. Ликвидация катастрофических поглощений промывочной жидкости представляет в этом случае большую трудность, так как применение при этом широко распространенных материалов в виде глин, цементов не приводит к желаемым результатам [4, 5].
Известные методы ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений условно можно разделить на три основные группы [6, 7]:
– намыв наполнителей;
– установка перекрывающих труб (профильных перекрывателей);
– закачивание тампонажных смесей.
ООО «УК «Татбурнефть» — крупная инновационная компания, осуществляющая полный комплекс сервисных услуг по бурению и освоению скважин для нефтегазодобывающих компаний. Предприятие входит в список основных нефтесервисных компаний, оказывающих услуги по бурению скважин, боковых стволов, растворному и тампонажному сервисам в России (рейтинг Министерства торговли и промышленности РФ).
Миссия ООО «УК «Татбурнефть» — высокие стандарты производства при строительстве скважин.
Компания открыта для сотрудничества как с крупными, так и с небольшими нефтяными компаниями. Являясь интегрированным буровым подрядчиком, мы готовы применять различные схемы предоставления буровых услуг в соответствии с потребностями заказчика, в том числе с выполнением функции генерального подрядчика при строительстве скважин «под ключ».
http://www.tatburneft.ru/
1. Намыв наполнителей применяется при ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений в целях снижения их интенсивности и является продолжительным технологическим и не всегда эффективным методом.
2. Профильные перекрыватели эффективно изолируют трещиновато-кавернозные пласты катастрофическим поглощением бурового раствора. Но ликвидация поглощений бурового раствора установкой перекрывающих труб является весьма трудоемким и дорогостоящим процессом.
3. Способ закачивания тампонажных смесей заключается в изоляции поглощающих каналов загустевающими или твердеющими тампонажными смесями. В большинстве случаев тампонажные смеси приготавливают на поверхности и закачивают по бурильным трубам или по стволу скважины. Если устье скважины оборудовано превентором или на конце бурильных труб установлен пакер, то смесь задавливается в поглощающий пласт. В случае необходимости перед задавливанием в пласт тампонажную смесь выдерживают в стволе скважины. Одновременно на поверхности контролируется пластическая прочность пробы смеси. Успех операции при изоляции зоны поглощения зависит от свойств применяемой тампонажной смеси и от технологии доставки ее в зону. Постоянные поиски эффективных способов изоляции поглощающих пластов в различных геолого-технических условиях проводки скважин привели к разработке большого числа тампонажных смесей [8].
К способам ликвидации поглощений посредством закачивания тампонажных смесей путем изоляции поглощающих каналов загустевающими или твердеющими тампонажными смесями и относится ликвидация зон катастрофического поглощения с помощью предлагаемой в данной статье полимер-содержащей композиции ПРМД.
Реагент порошковый на основе минеральных компонентов с полимерными добавками ПРМД разработан ООО «УК «Татбурнефть» совместно с Институтом геологии и нефтегазовых технологий Казанского (Приволжского) федерального университета и представляет собой порошок, состоящий из высокодисперсных микроволокон размерностью 5 – 50 мкм.
Указанные микроволокна получены путем механоактивации при совместном измельчении минерального цеолитного сырья со специальными добавками, активизирующими полярные группы, содержащиеся в исходном сырье.
Суспензия порошковой композиции ПРМД образует в воде тиксотропную систему, которая имеет способность самопроизвольно восстанавливаться после механического разрушения в течение заданного периода времени (до 48 часов). По истечении заданного периода времени раствор композиции ПРМД переходит в структурированное «студнеобразное» состояние, характерное для водоизоляционных систем типа ВУС (на основе полиакриламида).
При проведении работ по ликвидации зон поглощений композиция на основе ПРМД может применяться без ограничений – в любое время года.
Применение композиции на основе ПРМД не вызывает изменений физико-химических свойств отбираемой нефти, поскольку химический состав поверхности частиц является инертным по отношению к нефти (не вызывает окисления и образования стойких эмульсий).
Технологические растворы на основе ПРМД допускаются к применению на объектах с пластовыми температурами не выше 100 оС. Композиция на основе ПРМД рекомендуется к применению в неоднородных терригенных и трещиновато-пористых кавернозных карбонатных коллекторах, отличающихся послойной и зональной неоднородностью и высокой интенсивностью ухода бурового раствора.
В текущем году дважды были проведены опытно-промысловые испытания композиции на основе ПРМД на объектах строительства скважин на месторождениях Оренбургской области.
Порядок работы был следующий:
1. Расстановка тампонажной техники и обвязка ее с манифольдной линией буровых насосов, набор воды в УСО-25 и растворение химических реагентов (состава ПРМД).
2. Закачка технологического раствора, содержащего ПРМД, из УСО-25 через нагнетательную линию ЦА-320 в скважину.
3. Установка цементного моста в интервале зоны катастрофического поглощения.
В результате проведенных мероприятий после разбуривания цементного моста и композиции ПРМД выход циркуляции бурового раствора составил более 80 %.
Оставшаяся интенсивность поглощения позволила добурить скважину на высоковязком полисахаридном буровом растворе с высоким содержанием классических кольматантов и тем самым достичь проектного забоя.
ВЫВОДЫ
Применение порошкового реагента на основе минеральных компонентов с полимерными добавками ПРМД позволит с высокой долей вероятности, подкрепленной уже полученными в опытно-промышленных испытаниях эффективными результатами, устранять катастрофические поглощения буровых растворов, либо значительно снизить их интенсивность, позволяющую достичь проектного забоя.
Представленный в данной статье реагент для ликвидации катастрофических поглощений буровых растворов рекомендуется для месторождений, расположенных на территории Республики Татарстан, Удмуртской Республики, Республики Башкортостан, Самарской области, Пермского края и других регионов со схожими горно-геологическими условиями.