Разработка алгоритма по ликвидации поглощения бурового раствора с применением двухкомпонентного кольматационного состава

DEVELOPMENT OF AN ALGORITHM FOR ELIMINATION OF DRILLING MUD LOSS WITH THE USE OF A TWO-COMPONENT COLMATIC COMPOSITION

O.A. NECHAEVA,
D.V. TSAPLIN
Federal state budgetary educational institution of higher education Samara state technical university, Samara, 443100, Russian Federation

В процессе строительства скважин возникают различного рода осложнения и аварии, которые приводят к увеличению стоимости бурения. Одним из таких осложнений является потеря циркуляции бурового раствора, связанная с его поглощением в проницаемые породы. Существуют различные способы по борьбе с поглощениями, но единого решения нет. Данная работа направлена на разработку метода ликвидации поглощения промывочной жидкости частичной и средней интенсивности с применением двухкомпонентного кольматационного состава с последовательной доставкой двух пачек по бурильным трубам, их предварительного перемешивания и дальнейшей прокачки в интервал поглощения.

In the process of well construction, various complications and accidents occur, which lead to an increase in the cost of drilling. One of these complications is the loss of circulation of the drilling fluid associated with its absorption into permeable formations. There are various ways to deal with takeovers, but there is no single solution. This work is aimed at developing a method for eliminating partial and medium-intensity losses in the flushing fluid using a two-component bridging composition with sequential delivery of two packs through drill pipes, their preliminary mixing and further pumping into the loss zone.

ВВЕДЕНИЕ
В процессе сооружения скважины возникают различного рода осложнения и аварии, приводящие к увеличению сроков бурения и удорожанию строительства объекта. Одним из наиболее часто встречающихся осложнений является поглощение бурового раствора. Поглощение промывочной жидкости объясняется превышением гидравлического давления над пластовым, а также геологической характеристикой рассматриваемой среды.
В настоящее время ассортимент решений по борьбе с поглощениями огромен, но универсального подхода не существует [1–10]. Решающим фактором при выборе методики ликвидации поглощения является характер данного осложнения. По различной степени интенсивности поглощения промывочной жидкости можно судить о применяемой технологии для ликвидации осложнения. Анализ современного состояния исследований в данной области показывает, что на сегодняшний день порядка 80 % поглощений бурового раствора интенсивностью до 15 м3/ч ликвидируются с помощью кольматационных материалов. Неправильный выбор способа ликвидации частичного поглощения или его игнорирование может привести к полному поглощению, что значительно усложнит процесс проводки скважины. Поэтому разработка алгоритма по изоляции поглощающего горизонта – одна из приоритетных задач проектной работы.
ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ
Разработка рецептуры состава следующая.
На первом этапом исследования подбирались реагенты и их процентное содержание для изолирующей смеси. За основу состава были выбраны тетраборат натрия и силикат натрия. Без добавления затвердителя, которым в данной композиции является полиакриламид, структурообразования не наблюдалось. На рис. 1 представлен вид состава после перемешивания тетрабората натрия и силиката натрия. Через 20 минут ожидания в покое состав обрел гелеобразный вид, но признаки затвердевания не выявились.
Далее научный интерес представлял вопрос о динамике затвердевания состава после добавления полиакриламида. По итогу тщательного перемешивания смеси из тетрабората натрия и силиката натрия в течение 20минут на ротационном вискозиметре OFITE 800 в исходную рецептуру был добавлен полиакриламид. Динамика структурообразования состава начала заметно возрастать. В результате после 30 минут перемешивания состав стал труднопрокачиваемым. Данные о измерениях можно наглядно увидеть в табл. 1.
На рис. 2 представлен график, в котором четко наблюдается момент добавления полиакриламида. При различных скоростях вращения ротора визкозиметра значение напряжения сдвига возрастает через 30 минут перемешивания в несколько раз.
После оставления кольматационного состава в покое на 30 минут у исследуемого материала появились признаки затвердевания. По своей структуре и форме состав способен изолировать проницаемые горизонты, что не будет приводить к поглощению бурового раствора. На рис. 3 показан кольматационный состав после полного затвердевания через 6 часов.
Расчет кольматантов в ПО «Бурсофтпроект»
В исследуемый кольматационный состав для улучшения закупоривающей способности необходимо добавить смесь кольматантов. В результате этого будет осуществляться следующая последовательность: первый компонет состава, смесь кольматантов, проникает в поровое пространство, перекрывает его, а второй компонент кольматационного состава дополнительно изолирует поглощающий горизонт, не позволяя проникать промывочной жидкости в пласт. ПО «Бурсофтпроект» выполняет автоматический подбор оптимальной смеси по теории «идеальной упаковки», разработанной Кауффером. Ниже представлен отчет по выбору кольматантов [10].
В данном случае в качестве кольматантов выступают мраморная стружка МИКРАБ-96 и микрокальцит КМ100. Отклонение от «идеальной упаковки» составляет 3,20%, что достаточно неплохо.
Расчет кольматантов в ПО «MarCS»
Расчет по теории «идеальной упаковки» подразумевает минимальный набор исходных данных для определения необходимой концентрации кольматантов в смеси. Для оценки точности подбора концентрации выбранных кольматантов был проведен дополнительный проверочный комплекс расчетов в ПО «MarCS», который включает в себя подбор гранулометрического состава кольматантов по теории Абрамса и Викерса [9].
Расчет по теории Абрамса
Необходимо задать: проницаемость и пористость пласта. Усредненный размер пор пласта в такой схеме рассчитывается как средний эквивалентный гидравлический диаметр пор. Предполагается, что пласт представляет собой упаковку шаров одинакового размера. Ниже представлен отчет по выбору концентрации кольматантов по схеме Абрамса:
Результат расчета:
Коэффициент множественной регрессии: R2 = 0.921
Среднеквадратичное отклонение: σ = 1.225
Количество вводимого кольматанта: 0.14 т

Таким образом, исходя из расчетов по теории Абрамса, для качественной кольматации поровых каналов необходимо 46 % микрокальцита КМ-100 и 54 % мраморной стружки МИКРАБ-96.
Расчет по теории Викерса
Необходимо задать: квантиль распределения пор пласта d10, d50 и d90. Квантиль d50 также называют медианой распределения пор по размерам. При отсутствии подробного распределения пор по размерам минимальный наблюдаемый размер пор можно записать в поле d10, средний размер пор можно записать в поле d50, а максимальный наблюдаемый размер пор в поле d90.
Критерий оптимизации смеси в данной расчетной схеме – это минимум суммы модулей отклонений E. Отклонения считаются по пяти указанным выше точкам как разница значений функции распределения смеси и значения в модельной точке.
Ниже представлен отчет по выбору концентрации кольматантов по схеме Викерса:
Результат расчета:
Сумма модулей отклонений: E = 0.297
Количество вводимого кольматанта 0.14 т
Таким образом, исходя из расчетов по теории Викерса, для качественной кольматации порововых каналов необходимо 86 % микрокальцита КМ-100 и 14 % мраморной стружки МИКРАБ-96 в исходной смеси кольматантов.
Подводя итог, можно сделать вывод о том, что обладая различным набором данных о проницаемом пласте, можно использовать три методики подбора концентрации кольматантов в двух программных продуктах (ПО «Бурсофтпроект» и ПО «MarCS»): Кауффера, Абрамса и Викерса. Разумеется, более правильный расчет осуществляется при более полном наборе данных о характеристике пор пласта.
Разработка способа прокачки двухкомпонентного состава
Рассмотрим технологическую схему доставки двухкомпонентного кольматационного состава в изолируемый интервал [4]. На бурильных трубах устанавливают пакер и втулку. В скважину, заполненную раствором глушения, производят спуск бурильных труб в интервал на 30 м выше кровли поглощающего горизонта. Затем насосом цементировочного агрегата последовательно закачивают по бурильным трубам буферную жидкость, первый компонент, буферную жидкость, второй компонент до момента полного выхода первого компонента в кольцевое пространство. Производят посадку пакера.
Далее этим цементировочным агрегатом продолжают продавку второго компонента по бурильным трубам, одновременно вторым цементировочным агрегатом плавно повышают давление в кольцевом пространстве, при этом пачка с первым компонентом попадает в поток второго компонента через втулку. Продавку кольматационного состава осуществляют с помощью двух цементировочных агрегатов тремя порциями. После выхода последней порции кольматационного состава из бурильных труб параллельную продавку прекращают. Лишь после этого продавливают кольматационный состав продавочной жидкостью по бурильным трубам с учетом оставления в скважине 20 м моста из кольматационной смеси. Оставляют скважину на реагирование в течение 6 ч.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ за счет увеличения глубины охвата, образования однородной, плотной изолирующей массы, а также за счет равномерного распределения и перемешивания закачиваемых компонентов.
На рис. 7 представлена технологическая схема прокачки двухкомпонентного кольматационного состава в поглощающий горизонт.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, для ликвидации поглощения бурового раствора разработан способ ликвидации поглощения бурового раствора с применением двухкомпонентного кольматационного состава, способным перекрывать поглощения малой и средней интенсивности.
Для этого были рассмотрены взаимодействия различных компонентов при варьируемой концентрации, т.е. осуществлялся опытный подбор необходимых реагентов состава.
После этого были проведены исследования на приборах OFITE 800 и PPA, результаты которых подтвердили технологическую эффективность кольматационного состава.
Был выполнен комплекс расчетов, необходимых для осуществления прокачки кольматационного состава в изолируемый пласт. В том числе, представлена методика расчетов кольматантов в ПО «Бурсофтпроект» и в ПО «MarCS».
Кроме того, рассмотрен вопрос о прокачке состава в зону поглощения бурового раствора. Для этого была проработана технологическая схема закачки и необходимые условия для ее выполнения.

Литература

1. Булатов A.M., Проселков Ю.М., Рябченко В.М. Поглощение промывочной жидкости. – М: Недра, – 2009 г.
2. Живаева В.В., Нечаева О.А., Жижина С.О., Харитонов А.Д. Разработка технологических жидкостей для изоляции зон поглощений бурового раствора // Нефть. Газ. Новации. – 2014. – № 9 (188).
3. Живаева В.В., Липатов А.В., Нечаева О.А. Разработка вязкоупругих составов для ликвидации поглощений бурового раствора // сборник материалов XXI Международной научно-практической конференции, – 2017.
4. Кадыров Р.Р., Андреев В.А., Сахапова А.К., Зиятдинов Р.З. – Патент на изобретение № 2506409 «Способ изоляции поглощающих пластов», открытое акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина, – 2012.
5. Калаянова О.А. Временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении глубоких скважин в Восточной Сибири и Якутии // ВостСибНИИГГиМС, – Иркутск, – 1983.
– С. 3–11.
6. Нечаева О.А., Живаева В.В. Изучение параметров гель-раствора для бурения солесодержащих и неустойчивых горных пород // «Бурение и нефть». 2009. № 10. – С. 33–36.
7. ОАО СибНИИНП. Проект № 83т на строительство горизонтальной скважины Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения.
8. Патлай А.В., Кадыров Р.Р., Жиркеев А.С., Сахапова А.К., Зиятдинов Р.З., Абусалимов Э.М. Патент на изобретение
№ 2566356 «Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт», открытое акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина, – 2014.
9. Программа для ЭВМ MarCS Engineer. Руководство пользователя. – М.: ООО НИИЦ «Недра-тест», – 2018, – 34 с.
10. Расчет кольматантов в ПК «Инженерные расчеты строительства скважин».
11. Цаплин Д.В., Нечаева О.А., Разработка кольматирующего материала для ликвидации поглощений бурового раствора // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – С. 67–68.

References

1. Bulatov A.M., Proselkov Yu.M., Ryabchenko V.M. Absorption of washing liquid. – Moscow: Nedra Publ., – 2009.
2. Zhivaeva V.V., Nechaeva O.A., Zhizhina S.O., Kharitonov A.D. Development of process fluids for isolation of loss zones of drilling fluid // Oil. Gas. Innovations. – 2014. – No. 9 (188).
3. Zhivaeva V.V., Lipatov A.V., Nechaeva O.A. Development of viscoelastic compositions for the elimination of losses of drilling fluid // Collection of materials of the XXI International Scientific and Practical Conference, – 2017.
4. Kadyrov R.R., Andreev V.A., Sakhapova A.K., Ziyatdinov R.Z. Patent RF for invention no.: 2506409 Method of isolation of absorbing layers, Open Joint-Stock Company Tatneft named after V. D. Shashin, – 2012.
5. Kalayanova O.A. Temporary instructions for the elimination of losses during drilling of deep wells in Eastern Siberia and Yakutia // VostSibNIIGGiMS Publ., – Irkutsk, – 1983. – Pp. 3–11.
6. Nechaeva O.A., Zhivaeva V.V. Study of the parameters of the gel solution for drilling salt-containing and unstable rocks // Drilling and Oil. – 2009. – No. 10. – Pp. 33–36.
7. SibNIINP JSC. Project No. 83t for the construction of a horizontal well at the Krasnoleninskoye oil and gas condensate field.
8. Patlai A.V., Kadyrov R.R., Zhirkeev A.S., Sakhapova A.K., Ziyatdinov R.Z., Abusalimov E.M. Patent for invention No 2566356 Method of injection of a two-component composition into the reservoir, Open Joint-Stock Company Tatneft named after V.D. Shashina, – 2014.
9. Computer program MarCS Engineer. User guide. – Moscow NIITS Nedra-test LLC Publ., – 2018, – p. 34.
10. Calculation of colmatants in the PC "Engineering calculations of well construction".
11. D.V. Tsaplin and O. A. Nechaeva. Development of a bridging material to eliminate losses in drilling fluid // Neft. Gas. Innovations. – 2020. – Pp. 67–68

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Нечаева О.А.

    Нечаева О.А.

    ассистент

    Самарский государственный технический университет

    Цаплин Д.В.

    студент Института нефтегазовых технологий

    ФГБОУ ВО Самарский государственный технический университет

    Просмотров статьи: 443

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru