С. В. ЕВСТИФЕЕВ Опыт применения тампонажного материала ПБС

Скважина и вскрываемый в процес­се бурении проницаемый пласт пред­ставляют собой единую гидродинами­ческую систему «скважина — пласт*. Проницаемый пласт может быть водо­носным, нефтеносным и газоносным. Проницаемые горизонты могут быть представлены трещиноватыми, кавер­нозными, пористыми и трещиновато-пористыми разностями горных пород.

Явление поглощения промывоч­ной жидкости обусловлены со­отношениями давлений в скважине и пласте, а также зависит от проницаемо­сти пласта и степени раскрытия трещин. Со стороны скважины на пласт действу­ет давление, величина которого зависит от технологических операций, выполня­емых в процессе бурения. В состоянии покоя скважины это давление равно ги­дростатическому давлению столба про­мывочной жидкости. Так как скважина и вскрытый проницаемый пласт пред­ставляют собой сообщающиеся сосуды и при разности давлений между ними возникает переток жидкости, то пласто­вое давление можно определить по ве­личине столба промывочной жидкости по формуле:

Рпл. = ρ9,81Н,                 (1)

где ρ плотность промывочной жидкости, кг/м3;

Рпл. пластовое давление, Па;

Н высота столба промывочной жидкости, м.

Но при циркуляции промывочной жидкости возникает гидродинамическое давление, которое также оказывает угнетающее давление на пласт. Если пла­стовое давление больше, чем сумма ги­дростатического и гидродинамического давлений, то возникает проявление пла­стового флюида. Если меньше, то воз­можно поглощение промывочной жид­кости. Интенсивность поглощения также зависит от фильтрационного сопротив­ления пласта, т.е. при одинаковых плас­товых давлениях и одинаковых гидро­статических и гидродинамических давлениях в скважине вероятность воз­никновения поглощения будет выше, чем выше проницаемость пласта. Тогда условие возникновения поглощения бу­дет следующее:

Рпл + ∆Рф ≤Ргс + Ргд,       (2)

Pre — гидростатическое давление, МПа;

Ргд — гидродинамическое давление, МПа;

∆Рф — фильтрационный перепад давления, обусловленный степенью за­грязнения призабойной зоны пласта и проницаемостью пласта, МПа;

Рпл. —пластовое давление, МПа.

Как частный случай поглощение мо­жет возникнуть при спуско-подъемных операциях, когда Ргд превышает горное давление и возникает гидроразрыв пла­ста, резко снижая показатель ∆Рф.Оценка факторов, изменяющих ин­тенсивность поглощения промывочной жидкости, важна с точки зрения предуп­редительных мероприятий. Однако да­леко не всегда удается предупредить увеличение проницаемости вскрытого поглощающего пласта, что вынуждает изменять намеченную методику борьбы с поглощением.Движение жидкости по каналам про­ницаемого пласта в процессе поглоще­ния определяется видом жидкости и ги­дравлической характеристикой каналов поглощения. В зависимости от вида и характера распределения каналов по­глощения в проницаемом пласте фильт­рация поглощающейся жидкости может быть радиальной или линейной.В общем виде для случая фильтра­ции нетиксотропной жидкости в погло­щающей проницаемой среде оценка по­глощения может быть произведена по упрощенной формуле Маскета:

Q = К∆ρ/μ,    (3)

где К — коэффициент, являющийся функцией геометрических размеров проницаемой системы;

∆ρ — перепад давления в системе «скважина — пласт»;

μ— вязкость жидкости.

Из формулы (3) следует, что количе­ство поглощаемой в процессе бурения нетиксотропной жидкости прямо про­порционально проницаемости поглоща­ющего горизонта и перепаду давления в системе «скважина — пласт» и обратно пропорционально вязкости поглощаю­щей жидкости.Для вязкопластичных жидкостей об­щий характер влияния факторов, опре­деляющих интенсивность поглощения, остается аналогичным, однако большее значение приобретают реологические свойства.К искусственному воздействию на эти параметры и сводятся все существу­ющие методы предупреждения и борь­бы с поглощениями промывочных жид­костей при бурении скважин, которые можно разделить на три группы:

1.         Методы регулирования реологичес­ких свойств промывочной жидкости.

2.         Методы уменьшения перепада дав­ления в системе «скважина — пласт».

3.         Методы уменьшения сечения или полной изоляции каналов поглощения.

Первые два метода не всегда дают положительный результат, т.к., снизив плотность бурового раствора, можно пробурить скважину без поглощений, но могут возникнуть проблемы при цементировании колонны. Третий метод более трудоемок, но более эффекти­вен.Для ликвидации заколонных перето­ков в трещиноватых коллекторах в 000 «ИННОЙЛ» были разработаны тампо-нажный материал ПБС и способ его применения.Применение материала ПБС в добы­вающих и нагнетательных скважинах для ликвидации заколонных перетоков и поглощений обусловлено рядом его физико-химических свойств:

       материал ПБС представляет собой тонко дисперсный порошок с насыпной плотностью 1100 1300 кг/м3;

       материал ПБС полимеризуется в зо­не проведения ремонта при контакте с водой;

       материал ПБС обладает высокой ад­гезией к поверхности породы;

       материал ПБС после полимеризации устойчив к воздействию агрессивных сред;

       в процессе полимеризации материал ПБС увеличивается в объеме до 20 раз;       время полимеризации материала ПБС при контакте с водой составляет не менее 1 часа;

       в нефтенасыщенной части пласта материал ПБС остается инертен, в объ­еме не увеличивается и легко выносится из порового пространства.При выборе объектов промысловых работ должны выполняться следующие геолого-технологические требования, обеспечивающие корректные условия проведения работ:

       температура в зоне ремонта от О до +130°С;       приемистость в зоне нарушения должна быть не менее 100 м3/сут. при давлении 30 атм.;

       технология наиболее применима в трещиноватых коллекторах (карбо­натах) или терригенных коллекторах с катастрофическим поглощением (от 1 м3/ч при циркуляции жидкости до условия без выхода циркуляции).

Нижневолжским филиалом БК «Ев­разия» были проведены работы по изо­ляции водопритока из пласта и ликвида­ции поглощений с применением материала ПБС.На скважине 3 Палласовская про­изошел перелив воды в межколонном пространстве с дебитом 10 м3/ч. Была произведена перфорация в интервале 234 258 м, и попытки ликвидации негерметичности цементом, тампоном и цементно-бентонитовой смесью резуль­тата не дали. Затем произвели закачку материала ПБС в количестве 300 кг, — продавку буровым раствором и закрыли скважину на реагирование сроком на 6 часов. После реагирования опрессовали скважину на давление 75 атм. гер­метично. Продолжили бурение.На скважине 26 Платовская на глу­бине 1708 м произошел провал 0,7 м. Интенсивность поглощения составила 28 м3/ч, зона поглощения вскрыта не полностью по причине нехватки рас­твора. В зону поглощения закачали сус­пензию материала ПБС в количестве 375 кг. После реагирования восстанови­ли циркуляцию и продолжили вскрытие поглощающего горизонта до глубины 1717 м, частичное поглощение составля­ло 3 м3/ч. После закачки вязкого там­пона в объеме 8 м3 поглощение прекра­тилось.На скважине 1 Даниловская на глу­бине 499 м произошло полное поглоще­ние промывочной жидкости. При про­мывке интенсивность поглощения 36 м3/ч. Произвели закачку материала ПБС в количестве 300 кг, циркуляция восстановилась. Продолжили бурение с частичным поглощением 3 м3/ч, однако на глубине 520 525 м произошло полное поглощение, статический уро­вень в скважине составил 72 м. Закачка ВУС результата не дала. Закачали в зо­ну поглощения суспензию материала ПБС в количестве 300 кг и 15 м3 вязкого тампона. При дальнейшем углублении скважины интенсивность поглощения составила 3 м3/ч. С глубины 605 м ин­тенсивность поглощения снизилась до 1 м3/ч, затем поглощение прекратилось.Самые большие осложнения проис­ходили на скважине 1 Шапкинская. При бурении на глубине 3113 м произо­шло увеличение механической скорости бурения, интенсивность поглощения со­ставила 30 м3/ч при уровне 60 м. Про­извели углубление до 3118 м интен­сивность поглощения не изменилась. Ликвидация поглощения закачкой высо­ковязкого тампона положительного ре­зультата не дала. Закачали суспензию материала ПБС в количестве 300 кг, после реагирования продолжили буре­ние с частичным поглощением 1,9 м3/ч. С глубины бурения 3120 м интенсив­ность поглощения увеличилась до 5 м3/ч. Закачали суспензию материала ПБС в количестве 200 кг и вязкого там­пона в количестве 10 м3, после реагиро­вания продолжили бурение.При бурении в интервале 3330 3335 м произошло частичное поглоще­ние промывочной жидкости до 3 м3/ч. В зону поглощения закачали суспензию ПБС в количестве 220 кг и вязкий там­пон. Поглощение ликвидировано. При дальнейшем углублении скважины про­изошло частичное поглощение промывочной жидкости на глубине 3390 м. В зону поглощения под давлением закача­ли 300 кг суспензии ПБС, после реаги­рования в течение 4-х часов продолжи­ли бурение, частичное поглощение со­ставило 0,2 м3/ч.На скважине 2 Терсинская при бу­рении на глубине 1365 м промывочная жидкость поглощена полностью. Без выхода циркуляции скважину углубили до 1366,4 м. Сменив компоновку низа бурильной колонны, через долото, уста­новленное на глубине 1358 м, закачали 310 кг ПБС. Закачка ПБС производилась при давлении 40 45 кг/см2. После технологической стоянки поглощения промывочной жидкости отмечено не бы­ло.Проведение технологической опера­ции по ликвидации негерметичности в резьбовых соединениях обсадных ко­лонн, а также ликвидация негерметич­ности в ранее перфорированной колон­не сводятся к закачке под давлением высоковязкого тампона или тампонаж-ного цемента в зону негерметичности. Проведенные работы порой приводят к нулевому результату вследствие нали­чия в заколонном пространстве, в месте негерметичности, высоконапорного во­дяного пласта, наличия в данном интер­вале магниевых солей или других фак­торов, способствующих оттеснению тампонирующей смеси в затрубном про­странстве от зоны негерметичности.В среднем при ликвидации негерме­тичности колонны затрачивается до 15 суток производительного времени и большое количество тампонажного цемента и материалов. Так, на буро­вой 4 Алексеевской площади в тече­ние 15 суток ликвидировать негерметич­ность в МСЦ-245 мм закачкой в зону поглощения тампонажного цемента не удалось.Применение материала ПБС позволи­ло сократить затраты производительно­го времени, снизить расходы реагентов и материалов при ликвидации водопро-явления в 324 мм технической колонне через перфорационные отверстия. Дан­ная технология с использованием ПБС применима при ликвидации негерметич­ности в муфтах МСЦ, в резьбовых со­единениях обсадных колонн, при ликви­дации межколонных водопроявлений.Экономия средств от использования полимерного реагента ПБС только на буровой 3 Палласовской площади со­ставила 2 146 406 руб.Как видно из результатов промысло­вых работ, применение тампонажного материала ПБС позволяет значительно сократить затраты времени и материа­лов при ликвидации поглощений промы­вочной жидкости.



Авторизация


регистрация

Размещение видеороликов

События

21.08.2018
Российский круглый стол по бурению RDCR-2018: отчет по мероприятию Подробнее »

29.07.2018
Цифровой нефтегаз на выставке «Нефть и Газ»/MIOGE – 2018 Подробнее »

03.07.2018
Календарь саммитов 2018 Подробнее »

07.06.2018
«НЕФТЕГАЗ-2018» – значимый вектор на успех в мире ТЭК Подробнее »

06.06.2018
В г.Уфе состоялись Российский Нефтегазохимический Форум и XXVI международная выставка «Газ. Нефть. Технологии» - крупнейшие международные мероприятия нефтегазовой и нефтехимической отрасли России. Подробнее »

Другие
новости »

Конференции, выставки

Другие
конференции
и выставки »

Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

admin@burneft.ru