Предупреждение и ликвидация поглощений бурового раствора (технология)

Назначение

Технология предназначена для предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе бурения скважин и при капитальном или текущем их ремонте.

Область применения

Строительство и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин на суше и в море.

Предупреждение поглощений бурового раствора в процессе бурения скважины

Известно, что наличие на стенках скважины прочной корки препятствует фильтрации бурового раствора в проницаемые интервалы скважины.
Для создания непроницаемого экрана в процессе бурения скважины нами рекомендуется в КНБК при проходке потенциально опасных, с точки зрения возможности возникновения поглощений, интервалов включать забойный сепаратор-кольмататор типа «ЗСК», устанавливая его непосредственно над долотом.
«ЗСК» может использоваться как при роторном, так и при турбинном способе бурения.Условия эксплуатации «ЗСК» не требуют специального изменения режимов бурения или типов и показателей свойств буровых растворов, дополнительного технического и технологического оборудования и обслуживающего персонала.
Следует подчеркнуть, что ни одна из возможных неполадок не может привести к аварийной ситуации в процессе бурения, поэтому в любом случае подъем инструмента необходимо производить после полной отработки долота, или в других запланированных случаях.
Результаты применения при бурении скважин в различных геолого-технических условиях подтверждают высокую технико-экономическую эффективность данного способа.

Ликвидация частичных поглощений бурового раствора

Одним из эффективных способов ликвидации поглощений бурового раствора является закачка в скважину аэрированной порции бурового раствора.
На практике для приготовления порции аэрированного бурового раствора достаточно в приемную емкость ввести пенообразователь «ГАЗБЛОК-М» в количестве 0,2—1,0 % от объема бурового раствора, в зависимости от его свойств, и прокачать раствор через напорный эжектор типа «ЭГГ», который стационарно монтируется в манифольдную линию буровых насосов, и ввести в него воздух от пневмосистемы буровой установки. Конструкция эжектора «ЭГГ» позволяет получить вакуум в рабочей камере при давлении на выходе до 6,0 МПа. Это дает возможность использовать для подачи воздуха в эжектор компрессор низкого давления или обеспечить аэрацию за счет подсоса воздуха из атмосферы.
Пенообразователь служит для образования на межфазной поверхности газообразного агента адсорбционного слоя, который обеспечивает устойчивость и стабильность пенной системы.
При проникновении пузырьков воздуха из области высокого давления (ствол скважины) в область меньшего давления (призабойная зона пласта) происходит одновременное прилипание пузырьков воздуха к твердой поверхности и увеличение их размеров. В дальнейшем увеличение размеров пузырьков будет наблюдаться также после прекращения нагнетания пены в пласт. Это способствует возникновению добавочного сопротивления при движении бурового раствора в пласт (эффект Жамена).
Для ликвидации частичного поглощения, как правило, достаточно прокачать через скважину одну порцию аэрированного бурового раствора, объемом не менее 3,0 м 3 .
Приготовление аэрированной порции бурового раствора и закачка ее в скважину для ликвидации частичного поглощения не требует специальных монтажно-демонтажных работ, дополнительных затрат времени.
После прокачки аэрированной порции бурового раствора необходимо провести контрольный замер интенсивности поглощения и принять решение о дальнейших работах (прокачка второй порции аэрированного бурового раствора или продолжение бурения).

Ликвидация полных и катастрофических поглощений бурового раствора

Для ликвидации катастрофического поглощения бурового раствора рекомендуется использовать технологию последовательной закачки в скважину следующих составов:
— аэрированного буфера;
— аэрированного изолирующего тампона;
— изолирующего тампона;
— продавочной жидкости.
Приготовление буферного раствора и изолирующего тампона осуществляется с использованием стандартного оборудования: цементировочных агрегатов (ЦА), осреднительной емкости типа «БПР-20М», цементно-смесительной машины («2СМН-20» или «СМН-20Э»), компрессора низкого давления, передвижной паровой установки типа «ППУ» или специальной установки «УППР-1».
Наличие воздуха в аэрированном буфере и тампоне повышает их изолирующую способность. Водорастворимый полимер типа «ПВС» способствует образованию устойчивой аэрированной системы, т. е. является эффективным пенообразователем, и при контакте с пластовой средой за короткое время превращается в резиноподобную массу, которая не проникает в пустоты и каверны пласта. Распределение цемента в резиноподобной массе предотвращает его разбавление пластовой водой и обеспечивает необходимые условия формирования прочного упругого цементного камня в период ОЗЦ.
Присутствие в буферной жидкости ингибитора-пластификатора «НТФ» (нитрилотриметилфосфоновая кислота) предупреждает коагуляцию и загустевание зоны смешения с буровым раствором и пластовым флюидом.
Принципиальное отличие предлагаемой технологии от ранее применяемых заключается в приготовлении и закачке аэрированных систем на равновесии. Закачка аэрированного буфера позволяет создать в поглощающем пласте первичный «барьер», который предотвращает глубокое проникновение тампона в призабойную зону.
Изолирующий тампон, за счет присутствия полимера «ПВС», образует в прискважинной зоне поглощающего пласта прочный непроницаемый экран.
Принятие решения о выборе того или иного мероприятия по ликвидации поглощения бурового раствора, должно основываться на анализе конкретной ситуации, но, несомненно, что все буровые установки должны быть оснащены современными средствами очистки буровых растворов, включая центрифугу, гидрогазовым эжектором типа «ЭГГ». Кроме того, Заказчик должен иметь в наличии минимальный объем материалов, химических реагентов и специальных технических средств для оперативного устранения возникшего в процессе строительства скважины осложнения.

Научно-производственная компания «ЭКСБУР К°» готова выполнить следующие работы:

— разработать Регламент «Предупреждение и ликвидация поглощений бурового раствора в процессе строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин»;
— обеспечить своевременную поставку современных технических средств и специальных материалов (с обязательным входным контролем их качества) для предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора;
— оказать сервисные услуги типа «инжиниринг» по предупреждению и ликвидации поглощений бурового раствора непосредственно при строительстве скважины.

Ликвидация поглощений при бурении

ПРИМЕНЕНИЯ ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА ПБС ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

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 воз-можно 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.
Оценка факторов, изменяющих интенсивность поглощения промывочной жидкости, важна с точки зрения предупредительных мероприятий. Однако далеко не всегда удаётся предупредить увеличение проницаемости вскрытого поглощающего пласта, что вынуждает изменять намеченную методику борьбы с поглощением.

Все существующие методы предупреждения и борьбы с поглощениями промывочных жидкостей при бурении скважин 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 трудоёмок, но более эффективен.
Для ликвидации катастрофических поглощений и заколонных перетоков в трещиноватых коллекторах нами был разработан тампонажный материал ПБС и способ его применения.

Применение материала ПБС (патент РФ 2188930) в скважинах для ликвидации катастрофических поглощений и заколонных перетоков обуслов-лено рядом его физико-химических свойств:

  • Материал ПБС представляет собой тонкодисперсный порошок с насып-ной плотностью 1000-1100кг/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.
  • Температура в зоне ремонта от 00С до +1300С.
  • Приемистость в зоне нарушения должна быть не менее 100 м3/сутки при давлении 50 атм.
  • В нефтенасыщенной части пласта материал ПБС остаётся инертен, в объёме не увеличивается и легко выносится из порового пространства.
  • При воздействии на прореагировавший с водой материал ПБС 15%-м водным раствором каустической соды происходит его деструкция с образованием подвижной маловязкой массы, которая легко удаляется из ПЗП.
  • Технология наиболее применима в трещиноватых коллекторах (карбонатах) или терригенных коллекторах с катастрофическим поглощением (от 1м3/ час при циркуляции жидкости до условия без выхода циркуляции).
  • Учитывая опыт работ в Оренбурге, нами произведена модификация мате-риала ПБС специальными комплексонами, которые улучшают структурно-механические свойства материала на 20-25% и предотвращают его разрушение (размыв) при течении жидкости. Также, нами изменена схема закачки мате-риала в зону поглощения, позволяющая провести реагирование (разбухание и сшивку) материала в стволе скважины, с последующей продавкой в зону поглощения неразрывным резиноподобным тампоном.

Пример работы тампонажного состава ПБС

Технология прошла испытания на месторождениях Республики Татарстан, Коми и Волгоградской области при ликвидации катастрофических поглощений и заколонных перетоков.
Нижневолжским филиалом БК «Евразия» были проведены работы по изоляции водопритока из пласта и ликвидации поглощений с применением материала ПБС.

Смотрите так же:  Меркурий 115к как сделать возврат

На скважине № 3 Палласовская произошёл перелив воды в межколонном пространстве с дебитом 10м3/час. Была произведена перфорация в интервале 234-258м и попытки ликвидации негерметичности цементом, тампоном и цементно-бентонитовой смесью результата не дали. Затем произвели закачку материала ПБС в количестве 300кг, 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 1708м произошёл провал 0,7м. Интенсивность поглощения составила 28м3/час, зона поглощения вскрыта не полностью по причине нехватки раствора. В зону поглощения закачали суспензию материала ПБС в количестве 375кг. После реагирования восстановили циркуляцию и продолжили вскрытие поглощающего горизонта до глубины 1717м, частичное поглощение составляло 3м3/час. После закачки вязкого там-пона в объёме 8м3 поглощение прекратилось.

На скважине № 1 Даниловская на глубине 499м произошло полное поглощение промывочной жидкости. При промывке интенсивность поглощения 36м3/час. Произвели закачку материала ПБС в количестве 300кг, циркуляция восстановилась. Продолжили бурение с частичным поглощением 3м3/час, однако на глубине 520-525м произошло полное поглощение, статический уровень в скважине составил 72м. Закачка ВУС результата не дала. Закачали в зону поглощения суспензию материала ПБС в количестве 300кг и 15м3 вязкого тампона. При дальнейшем углублении скважины интенсивность поглощения составила 3м3/час. С глубины 605м интенсивность поглощения снизилась до 1м3/час, затем поглощение прекратилось.

Самые большие осложнения происходили на скважине № 1 Шапкинская. При бурении на глубине 3113м произошло увеличение механической скорости бурения, интенсивность поглощения составила 30м3/час при уровне 60м. Произвели углубление на 5 метров (до 3118м), интенсивность поглощения не изменилась. Ликвидация поглощения закачкой высоковязкого тампона положительного результата не дала. Закачали суспензию материала ПБС в количестве 300кг, после реагирования продолжили бурение с частичным поглощением 1,9м3/час. С глубины бурения 3120м интенсивность поглощения увеличилась до 5м3/час. Закачали суспензию материала ПБС в количестве 200кг и вязкого тампона в количестве 10м3, после реагирования продолжили бурение.
При бурении в интервале 3330-3335м произошло частичное поглощение промывочной жидкости до 3м3/час. В зону поглощения закачали суспензию ПБС в количестве 220кг и вязкий тампон. Поглощение ликвидировано. При дальнейшем углублении скважины произошло частичное поглощение промывочной жидкости на глубине 3390м. В зону поглощения под давлением закачали 300кг суспензии ПБС, после реагирования в течение 4 часов продолжили бурение, частичное поглощение составило 0,2м3/час.

На скважине № 2 Вост.Терсинская. При бурении скважины на глубине 1365м скважина поглотила полностью. Без выхода циркуляции скважину углубили до 1366.4м. Сменив компоновку низа бурильной колонны, через долото, установленное на глубине 1358м закачали 310кг ПБС. Закачка ПБС производилась при давлении 40-45кгс/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, сводится к закачке под давлением высоковязкого тампона или тампонажного цемента в зону негерметичности. Проведенные работы порой приводят к нулевому результату, вследствие наличия в заколонном пространстве, в месте негерметичности, высоконапорного водяного пласта оттесняющего тампонирующую смесь от зоны негерметичности.
В среднем, при ликвидации негерметичности колонны затрачивается до 15 су-ток производительного времени и большое количество тампонажного цемента и материалов. Так, на буровой № 4 Алексеевской площади в течение 15 суток ликвидировать не герметичность в МСЦ-245мм закачкой в зону поглощения тампонажного цемента не удалось. Закачкой суспензии ПБС в количестве 300кг в течение 6 часов негерметичность была ликвидирована.

Проведённые опытно-промышленные работы по применению материала ПБС показали, что:

1. Данная технология позволяет резко сократить затраты производственного времени на ликвидацию поглощений промывочной жидкости и позволяет про-водить работы без подъёма бурового инструмента.

2. Данная технология также применима при ликвидации негерметичности в муфтах МСЦ и при ликвидации межколонных водопроявлений.

3. Данная технология позволяет резко сократить затраты на материалы, традиционно применяемые для ликвидации поглощений, так экономия средств от использования материала ПБС только на буровой № 3 Палласовской площади составила 2 146 406 рублей.

Тампонажные работы

Оказываем услуги по ликвидации зон поглощения.

По всем интересующим вопросам обращайтесь по телефону +7 (8453) 51-20-60.

© 2004–2019 ООО «Северстрой»

  • О группе компаний
  • Услуги
  • Контактная информация
  • Бурение скважин
  • Тампонажные работы
  • Ремонт бурового оборудования
  • Капитальное строительство
  • Аренда спецтехники
  • Вышкостроение
  • Большегрузные перевозки

Оперативный выезд специалистов нашей компании возможен в любой регион России! Мы имеем позитивный опыт сотрудничества с партнерами в следующих городах — Астрахань, Волгоград, Воронеж, Казань, Москва, Ноябрьск, Оренбург, Пенза, Самара, Саратов, Ульяновск, Элиста, Энгельс и др.

Ликвидация катастрофических поглощений с применением оборудования локального крепления скважин (ОЛКС-295С) при строительстве скважины № 71 Ковыктинского месторождения

Liquidation of disastrous acquisitions with the use of equipment local well casing (OLKS-295С) during construction of the well No. 71 of Kovykta field

N. TIMKIN, «Perekryvatel» LLC

Из всех видов осложнений, возникающих при бурении скважин, наиболее распространенными и трудоемкими являются поглощения бурового раствора. Для ликвидации зон поглощения расходуется значительное количество цемента, бурового раствора, химических реагентов и пр. Одним из эффективных решений является технология локального крепления скважины профильными перекрывателями. Оборудование локального крепления скважин (ОЛКС) разработанно институтом «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть». Принцип действия технологии заключается в том, что обсадные трубы диаметром, большим диаметра скважины, профилируют по всей длине и уменьшают в поперечном сечении на величину, позволяющую свободно спустить их в скважину, а интервал осложнения увеличивают в диаметре раздвижным расширителем до диаметра исходных (не профилированных) обсадных труб. После спуска на бурильных трубах профильной «летучки» в скважину, за счет давления, создаваемого закачиваемым буровым раствором, профильные трубы выправляют до исходных размеров и плотно прижимают к стенке расширенного участка скважины. Основными преимуществами перекрывателей ОЛКС перед другими технологиями ликвидации поглощающих каналов является снижение энергоемкости, материалоемкости и сроков строительства скважин, повышение качества и надежности изоляционных работ в скважинах, а также сроки их проведения и, как следствие, снижение затрат на строительство скважин.

From all the kinds of complications arising during drilling, the most common and time-consuming are the absorption of drilling fluid. For the elimination of zones acquisitions spent a significant amount of cement, drilling mud, chemicals, etc. One of the effective solutions is a local technology of mounting holes profile relevant mechanisms to shut off named «Perekryvatel OLKS». Equipment local well casing (soda), developed by the Institute «TatNIPIneft» included «Tatneft» JSC. The principle of the technology consists in that the casing pipe with the same diameter as the wellbore profile over the entire length and reduced in cross section by the amount, allowing freely down into the well, and the range of complications that increase in diameter by a sliding expander to a diameter of the source (not shaped) casing. After the descent on drill pipes profile pipes in the well, due to the pressure created by pumped drilling fluid, the shaped tube to straighten it to its original size and tightly pressed against the wall of the enlarged section of the well. The main advantages of «Perekryvatel OLKS» over other technologies, for the elimination of shock-absorbing channels is to reduce energy consumption, material consumption and construction of wells, improvement of the quality and reliability of insulation works in wells, and the timing of their implementation and, consequently, reduce the cost of well construction.

В 1987 г. было открыто одно из крупнейших в мире и самое крупное в Восточной Сибири Ковыктинское газоконденсатное (ГКМ) месторождение. Сложный географический рельеф местности, отдаленность от основных транспортных магистралей, отсутствие реального финансирования и другие трудности процесс разработки месторождения замедлили. В настоящее время, после передачи лицензии на разработку месторождения ПАО «Газпром» и принятия решения о поставке добываемого газа по газопроводу «Сила Сибири», разработка данного месторождения поднялась на новые горизонты.
Разведка и освоение Ковыктинского ГКМ – один из приоритетных проектов ПАО «Газпром» в рамках реализации Восточной газовой программы. Именно поэтому сегодня здесь осуществляется целый комплекс мероприятий по ведению геологоразведочных работ (ГРР). И они связаны с определенными сложностями, в том числе с проблемой поглощения буровых растворов при строительстве скважин.
Для справки: поглощение буровых растворов является наиболее распространенным и трудоемким процессом при бурении скважин и представляет собой движение промывочной жидкости из ствола скважины в пласт, которое обусловлено превышением давления в стволе над пластовым. При строительстве скважин расходуется значительное количество цемента, бурового раствора, химических реагентов и др.
Стремление сократить эти затраты привело к разработке целого ряда перекрывающих устройств и технологий, направленных на борьбу с поглощениями.
Одним из эффективных решений является технология локального крепления скважины профильными перекрывателями ОЛКС, разработанная институтом «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть».
Принцип действия технологии заключается в том, что обсадные трубы диаметром, большим диаметра скважины, профилируют по всей длине и уменьшают в поперечном сечении на величину, позволяющую свободно спустить их в скважину, а интервал осложнения увеличивают в диаметре раздвижным расширителем до диаметра исходных (не профилированных) обсадных труб. После спуска на бурильных трубах профильной «летучки» в скважину, за счет давления, создаваемого закачиваемым буровым раствором, профильные трубы выправляют до исходных размеров и плотно прижимают к стенке расширенного участка скважины.
Основными преимуществами перекрывателей ОЛКС перед другими технологиями ликвидации поглощающих каналов являются снижение энергоемкости, материалоемкости и сроков строительства скважин, повышение качества и надежности изоляционных работ в скважинах, а также сроки их проведения и, как следствие, снижение затрат на строительство скважин.
При разработке ОЛКС рассматривались основные вопросы, решение которых позволит существенно сократить материальные и временные затраты:
– исключение из конструкции скважины промежуточных колонн;
– изоляция трещиновато-кавернозных пластов с интенсивным поглощением бурового раствора без уменьшения внутреннего диаметра скважины;
– последовательное локальное перекрытие зон осложнений по мере их вскрытия;
– наращивание обсадных колонн снизу без уменьшения внутреннего диаметра скважины;
– разобщение водоносных пластов от продуктивных до спуска эксплуатационной колонны;
– разобщение отдельных участков горизонтальной скважины;
– подвеска хвостовика в скважине с помощью профильных подвесных устройств;
– ремонт обсадных колонн диаметром 146, 168, 245 мм.
С 2000 г. изготовление оборудования для локального крепления скважин освоено ООО «Перекрыватель», дочерней компанией ООО УК «Система-Сервис». С 2009 г. она оказывает сервисные услуги по изоляции зон осложнений «под ключ».
В 2015 г. специалистами предприятия впервые применена технология наращивания профильного перекрывателя, ранее установленного при бурении разведочной скважины № 71 на Ковыктинском ГКМ в Иркутской области. На глубине 695 м начались осложнения, связанные с частичным поглощением бурового раствора. При дальнейшем бурении скважины была вскрыта зона полного ухода промывочной жидкости. Попытки ликвидации поглощения с использованием наполнителей и установкой цементных мостов положительных результатов не дали. Было принято решение ликвидировать зону осложнения установкой профильного перекрывателя. После определения зоны поглощения бурового раствора геофизическими методами и подготовки ствола скважины был спущен и установлен в интервале 711 – 814 м ОЛКС-295С, длиной 103 м. При дальнейшем бурении на глубине 966 м вскрыта зона полного ухода промывочной жидкости, которая осложнялась образованием каверн в скважине. Использование наполнителя и цементных заливок зоны осложнения положительного результата не дали, и было решено установить второй профильный перекрыватель ОЛКС-295С.
Для перекрытия второго интервала поглощения требовалось выполнить уникальную операцию – нарастить длину первого перекрывателя, соединив «верх» второго ОЛКС с башмаком первого в интервале 812 – 814 м. Работа была успешно выполнена специалистами ООО «Перекрыватель» (рис.).
Общая длина ОЛКС-295С в скважине составила 232 м. Перекрыта зона поглощения промывочной жидкости и кавернообразований в интервале 711 – 943 м, что позволило буровикам Краснодарского филиала ООО «Газпром бурение» продолжить работы по бурению скважины без поглощения бурового раствора. Техническая колонна диаметром 245 мм была спущена на глубину 1570 м без осложнений и зацементирована.
Работа по изоляции зон поглощений с использованием ОЛКС 295С получила положительную оценку специалистов ООО «Газпром бурение», выданы рекомендации по дальнейшему применению технологии локального крепления при проведении буровых работ на других аналогичных объектах ПАО «Газпром».

Смотрите так же:  Увольнение по собственному желанию ст77 п3 ч1

Способ ликвидации поглощения буровых растворов

Способ ликвидации поглощения бурового раствора при бурении скважин путем закачки в зону поглощения скоагулированных тампонов, содержащих глину, наполнитель и воду, предусматривает дополнительное введение в состав коагулируемых тампонов хлористой соли, полиакриламида и кальцинированной соды при следующем соотношении компонентов, мас.%: глина — 25,4 — 26,0, наполнитель — 1,1 — 1,8, хлористая соль, в качестве которой может быть использована хлористая соль натрия или кальция, 0,87 — 2,8, полиакриламид 0,107 — 0,108, вода — остальное, кальцинированная сода 0,28. При этом процесс коагуляции тампона осуществляется в бурильных трубах при одновременной прокачке компонентов. 4 з.п.ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к способам ликвидации поглощений буровых растворов при бурении нефтяных и газовых скважин.

Известен способ раздельного закачивания глинистого раствора и водного раствора полиакриламида, при смешении которых в зоне поглощения глинистые частицы коагулируют и выпадают в виде хлопьев, кольматируя поглощающий пласт и соответственно ликвидируя поглощение.

Известна технология закачки вышеуказанных растворов в зону поглощения, когда водный раствор полиакриламида подается по бурильным трубам, в глинистый раствор — по затрубному пространству (Временная инструкция по исследованию поглощающих пластов и борьбе с поглощением промывочной жидкости при бурении скважин. — М.: ВНИИКРНЕФТЬ, 1974, с. 124).

Известен способ закачивания бурового раствора в зону поглощения с целью ликвидации поглощения коагулированной тампонируемой смеси, содержащей глинистый раствор, гипан-коагулянт, 15-30%-ный раствор хлористого кальция, наполнитель (Данюшевский В.С. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. — М.: Недра, 1987, с. 181-182, 190).

Целью изобретения является повышение эффективности работ по ликвидации поглощений.

Указанная цель достигается тем, что в зону поглощения закачиваются тампоны, содержащие глину, наполнитель и воду, в которые дополнительно вводятся коагулянт — полиакриламид, хлористая соль, например натрия или кальция, и кальцинированная сода при следующем соотношении компонентов, мас.%: Глина — 25,4 — 26,0 Наполнитель — 1,70 — 1,80 Полиакриламид — 0,87 — 2,80 Хлористая соль — 0,107 — 0,108 Кальцинированная сода — 0,28 Вода — Остальное Причем процесс коагуляции тампона осуществляется в бурильных трубах при одновременной прокачке смеси компонентов.

Работы по ликвидации поглощений осуществляются путем закачки тампонов на основе глинистого раствора и наполнителей, скоагулированных до получения хорошо прокачиваемой насосами массы, состоящей из образований размером до 20-40 мм, способных изолировать каналы в среднепористой среде.

Положительный эффект достигается за счет введения в состав тампонов добавок, в значительной мере повышающих степень коагуляции системы, в качестве которых предлагаются хлористые соли натрия или кальция, а также за счет коагуляции тампона водным раствором полиакриламида DK-Drill A1 «Daiichi Kogyo», Япония при одновременной прокачке этих компонентов по бурильным трубам. За счет пленки полиакриламида, образующейся на внутренней поверхности бурильных труб, снижаются гидравлические сопротивления при прокачке скоагулированного тампона. При испытаниях в промысловых условиях, при закачке 30 м 3 тампона по бурильным трубам ТБПВ 127×9.19 на глубину 2400, давление нагнетания составило 90-100 атм.

Оптимальный состав скоагулированных тампонов, обеспечивающий максимальную степень коагуляции, стойкость при перемешивании при движении по бурильным трубам и под действием температурной агрессии, определен лабораторный путем с оценкой указанных характеристик по изменению величины консистенции на консистометре КЦ-5.

В соответствии с предлагаемой методикой применения компонентный состав скоагулированных тампонов в двух вариантах и их характеристики представлены в таблице.

Предлагаемая технология применения.

Тампон на основе глинистого раствора, наполнителя с добавками хлористой соли Na или Ca и кальцинированной соды согласно гр. 2 таблицы, готовится в гидромешалке буровой установки.

Для получения скоагулированной массы используются 2 цементировочных агрегата (ЦА). В одном ЦА приготовляется 0,8%-ный водный раствор полиакриламида, во второй ЦА подается буровым насосом тампон из гидромешалки. В скважину предварительно спускаются бурильные трубы. Открытый конец труб устанавливается на 15-25 м выше поглощающего пласта. Бурильные трубы через цементировочную головку и тройник обвязываются с цементировочными агрегатами. При одновременной закачке в бурильный инструмент цементировочными агрегатами тампона и водного раствора полиакриламида в соотношении 5:1 в бурильном инструменте образуется скоагулированная масса, которая затем продавливается в зону поглощения при закрытом превентере.

1. Способ ликвидации поглощения бурового раствора при бурении скважин путем закачки в зону поглощения скоагулированных тампонов, содержащих глину, наполнитель и воду, отличающийся тем, что в состав коагулируемых тампонов дополнительно вводят хлористую соль, коагулянт — полиакриламид и кальцинированную соду при следующем соотношении компонентов, мас.%: Глина — 25,4 — 26,0
Наполнитель — 1,70 — 1,80
Хлористая соль — 0,87 — 2,80
Указанный коагулянт — 0,107 — 0,108
Кальцинированная сода — 0,28
Вода — Остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что процесс коагуляции тампона осуществляется в бурильных трубах при одновременной прокачке смеси компонентов.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве коагулянта используется полиакриламид марки DK — Drill фирмы «Daiichi Kogyo», Япония.

4. Способ по любому из пп.1 — 3, отличающийся тем, что в качестве хлористой соли используется хлористая соль натрия.

5. Способ по любому из пп.1 — 3, отличающийся тем, что в качестве хлористой соли используется хлористая соль кальция.

Ликвидация поглощений при бурении

Описание услуги

Поглощения бурового раствора — серьезное осложнение, возникающее в процессе бурения, которое негативно сказывается на временном и финансовом ресурсах. ГК «Миррико» имеет в своем портфеле 6 современных технологий, эффективных в решении данной задачи. На основании заполненного Заказчиком опросного листа наши специалисты подберут технологии ликвидации поглощения, наиболее полно подходящие для текущей проблемы Заказчика.

Смотрите так же:  Дарственная на земельный участок госпошлина

Использование данной услуги позволит значительно сократить технологические простои, занимающие порой недели времени.

  • Сбор и анализ информации о текущей проблеме;
  • Разработка рецептуры в НИЦ;
  • Доставка химических реагентов на объект работ;
  • Полное сервисное сопровождение, включая составление плана работ нашими специалистами;
  • Возможно также оказание услуги по дежурству на потенциально проблемных скважинах с предварительным завозом хим.реагентов в ожидании осложнения. Данный формат особенно интересен для удаленных месторождений с необходимостью доставки хим.реагентов и персонала вертолетами. Пребывание на месте предполагаемого осложнения хим.реагентов и персонала, с предварительным планом работ (по ожидаемым типовым для данного месторождения осложнением), может сократить время мобилизации персонала с 2 суток (с учетом наличия хим.реагентов на скважине) до нескольких часов.

Компаунд, состоящий из тонкодисперсных порошков с размером зерна до 7 микрон, с широким диапазоном изменения плотности системы от 1,25 до 2,15 г/см³.

При затвердевании QUICK-STONE™ происходит экзотермическая реакция (выделяется большое количество тепла). Это может быть следствием повышенной температурой в пласте, что ускоряет время набора прочности состава. Другие факторы (такие как гидростатическое давление) не влияют на время набора прочности. QUICK-STONE™ показывает линейный профиль изменения вязкости (Bc, УЕК) вплоть до точки схватывания состава, где профиль начинает демонстрировать изменение вязкости по экспоненте. Это означает, что QUICK-STONE™ в течение нескольких минут переходит из жидкого состояния в твердое, что блокирует каналы для движения газа, воды или нефти. При необходимости, прочность на сжатие состава QUICK-STONE™ может быть доведена до 10 000 фунт/кв дюйм (69МПа). При этом, несмотря на высокую прочность, состав QUICK-STONE™ легко разбуривается.

Повреждение продуктивного пласта при бурении и ремонтных работах может привести к значительной потере УВ или к необходимости затратных восстановительных работ, таких как гидроразрыв, кислотная обработка пласта. Существует множество документально поврежденных фактов повреждения пласта, связанного с цементом, буровыми растворами и т.д. Иными словами, любой буровой раствор в той или иной степени повреждает пласт. Если скорость осаждения фильтрата равна скорости эрозии в динамическом состоянии, то происходит вторжение флюидов в пласт. Использование QUICK-STONE™ позволяет решить эту проблему. После схватывания состав образует непроницаемый слой, не допускающий образования осадка фильтрата бурового раствора. В продуктивной зоне или в стволе скважины QUICK-STONE™ остается в жидком состоянии в стволе, однако вне ствола продукт сразу переходит в твердое состояние. Соответственно, может быть проведена перфорация или, при необходимости, полная кислотная обработка (15% HCl). При подборе состава QUICK-STONE™ можно задать необходимое время схватывания и прочность на сжатие посредством добавления ингибиторов.

Применяется в процессе бурения при решении проблемы повреждения продуктивного пласта: для ликвидации катастрофических поглощений, изоляции зон водогазопроявления, временного глушения скважин, устранения негерметичности колонн, установки моста для зарезки бокового ствола, в качестве альтернативы установке пакера, облегченному цементу, для консолидации слабоцементированных пород.

Твердеющий состав, время затвердевания состава регулируется в широком временном диапазоне.

Технология дополняет QUICK-STONE™ в диапазоне температур от 10 до 50 °С в разделе ликвидации поглощений. Готовый состав представляет собой текучую подвижную жидкость. При затвердевании ARMO-BLOCK™ происходит экзотермическая реакция (выделяется большое количество тепла), что ускоряет время набора прочности состава. Другие факторы (такие как гидростатическое давление) не влияют на время набора прочности. ARMO-BLOCK™ показывает линейный профиль изменения вязкости (Bc, УЕК) вплоть до точки схватывания состава, где профиль начинает демонстрировать изменение вязкости по экспоненте. К разбуриванию состава возможно приступить спустя 3-5 часов (в зависимости от пластовой температуры) от момента окончания закачки состава.

Применяется в технологии ликвидации поглощений любой интенсивности. Оптимальный температурный диапазон пластовых температур для применения 10-50 °С.

Состав представляет собой развитие системы CAVE-BLOCK™. Органо-минеральная композиция, плотность которой варьируется в диапазоне 1,30-1,60 г/см³, с дальнейшим затвердеванием состава.

Основной фактор ликвидации катастрофического поглощения: формирование в зоне поглощения плотного экрана – псевдопороды — за счет высокой фильтратоотдачи состава при минимальных перепадах давления. Но, в отличие от предыдущей системы, полученный фильтрационный экран способен к отверждению при прокачке специальной солевой композиции. Отверждение позволяет дополнительно закрепить изолирующий экран в пласте, препятствуя его возможному размыву в ряде случаев.

  • Приготовление состава безопасно – нет риска цементажа оборудования приготовления и бурильных труб;
  • Возможно применение в диапазоне 20-150 °С;

Применяется в технологии ликвидации катастрофических поглощений бурового раствора.

Osno Plug ™ — полимерно-сшиваемый состав, с регулируемым временем схватывания.

Osno Plug S™ — кислоторастворимая форма состава.

До сшивки состав представляет собой подвижную, текучую жидкость. Приготовление возможно как в блоке приготовления растворов на буровой, так и использованием стандартной цементажной техники. Реологические характеристики состава позволяют вводить кольматанты всех известных типов. После сшивки получается упругий гель, обладающий хорошей адгезией к металлу и горной породе.

Принцип действия основан на способности состава к гелированию через заданное время после смешивания.

  • Технологии чувствительны к проявлению сероводородной агрессии.

Применяется в технологии ликвидации поглощений низкой и средней интенсивности.

Температурный диапазон применения технологии Osno Plug™ — от 10 до 80 °С, Osno Plug S™ — от 10 до 60 °С.

Органо-минеральная композиция, плотность которой варьируется в диапазоне 1,06-1,50 г/см³. Допускается приготовление состава на любых типах раствора, рассолах и пластовой воды.

Основной фактор ликвидации катастрофического поглощения: формирование в зоне поглощения плотного экрана – псевдопороды — за счет высокой фильтратоотдачи состава при минимальных перепадах давления.

  • Не влияет минерализация и рН жидкости затворения;
  • Приготовление состава безопасно – нет риска цементажа оборудования приготовления и бурильных труб;
  • Нет зависимости от температуры – возможно применение в диапазоне 0-150 °С;
  • Состав экологически безопасен и может безопасно применяться при ликвидации поглощения на верхних поглощающих интервалов со строгими экологическими требованиями.

Применяется в технологии ликвидации катастрофических поглощений бурового раствора, кольматирующая пачка перед проведением цементирования обсадных колонн.

Смесевой компаунд, предназначенный для ликвидации поглощений от частичных до катастрофических.

Процесс использования включает:

  • Приготовление расчетного объема состава;
  • Закачка состава в скважину;
  • Гелирование;
  • Технический отстой (ожидание затвердевания);
  • Затвердевание;
  • Разбуривание интервала установки и продолжение строительства скважины.

Процесс приготовления состава требует стандартной цементажной техники – осреднительной емкости с перемешивателем и цементировочный агрегат ЦА-320 для закачки.

После приготовления состава и проведения всех необходимых подготовительных работ, вводится гелирующий агент и осуществляется закачка в скважину в зону поглощения. В процессе закачки состава через регулируемое время (к моменту выхода из бурильных труб в зону поглощения) происходит гелирование состава, имеющего в данной гелевой форме низкую адгезию к металлу. Гелевая форма препятствует уходу состава глубоко в поглощающий пласт, размыв пластовыми водами. Гель под давлением задавливается в поглощающий пласт, где в течение нескольких часов происходит его отвердевание. Процесс отвердевания позволяет надежно закрепить пачку в зоне поглощения и предотвратить ее вымыв.

Время гелирования регулируется вводом сшивателя, время полного отвердевания составляет 3-6 часов от момента гелирования, в зависимости от пластовой температуры.

Применяется в процессе бурения при решении проблемы поглощений средней и высокой интенсивности. Оптимальный температурный диапазон пластовых температур для применения 20-50°С.

Количество выполненных работ:

  • QUICK-STONE™ — 27 работ, эффективность 93%;
  • CAVE-BLOCK™ — 6 работ, эффективность 90%;
  • OSNO-PLUG™ — 22 работы, эффективность 92,5%.

Другие публикации:

  • Паспорт бти и кадастровый паспорт где получить Получение кадастрового паспорта в БТИ Предыдущая статья: План БТИ Вся информация о земельных участках вносится в кадастр в соответствии с Федеральным законом N 221. До 1. 01 2013 года изготовление данной бумаги было обязанностью БТИ. […]
  • Международный договор по какому либо специальному вопросу Поиск ответов на кроссворды по тематикам (спорт, музыка и т.д). Алфавитный указатель Поиск ответов на кроссворды по начальным буквам слова. Поиск ответов на кроссворды по известным буквам в слове. Популярные запросы Самые популярные […]
  • Договор по ипотеке от росбанка Ипотека Росбанка Какие обязательно понадобятся документы желающим получить жилищный кредит Росбанка: - паспорт; - свидетельство о регистрации по месту пребывания (если нет прописки на территории РФ); - копии свидетельства о браке и […]
  • Иск о дачной амнистии ТСЖ «Большой, 100» Основной задачей сайта ТСЖ "Большой,100" является максимальная прозрачность всех внутренних процессов (собрания и их результаты, решения администрации ТСЖ, прочие документы). Также приоритетной задачей является […]
  • Как заключить брачный договор цена Брачный договор: стоимость у нотариуса + алгоритм действий Под брачным договором понимается добровольное соглашение супругов в отношении имущества. Именно в этом документе решаются важнейшие вопросы имущественных прав и обязанностей лиц, […]
  • Прошение на венчание образец Прошение на венчание образец епископу Благовещенскому и проживающего (щей) по адресу: Прошу благословения Вашего Преосвященства расторгнуть церковный брак между мной (Ф.И.О.) и моим (ей) бывшим (ей) супругом (ой) Ф.И.О. по причине… […]
Ликвидация зон поглощения