Исследование средств эффективной и оперативной изоляции зон поглощений при проводке скважинна территории Трифоновского месторождения

УДК 622.

ИССЛЕДОВАНИЕ СРЕДСТВ ЭФФЕКТИВНОЙ И ОПЕРАТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ ПРОВОДКЕ СКВАЖИН НА ТЕРРИТОРИИ ТРИФОНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

М.В. Турицына, Л.Н. Долгих, С.Е. Чернышов

Пермский государственный технический университет

При строительстве скважин одним из наиболее распространенных осложнений является поглощение раствора, особенно в начале бурения. Рассматриваются способы и технологии эффективной и оперативной ликвидации зон поглощений.

Процесс строительства скважин связан со многими возможными видами нарушений природной среды, такими как:

- отчуждение и вывод из использования плодородных земель;

- нарушение почвенного слоя;

- поступление в водоносные горизонты и продуктивные пласты химических реагентов, используемых в качестве добавок к буровым промывочным жидкостям (БПЖ);

- переток пластовых вод из одного горизонта в другой;

- загрязнение подземных вод при торпедировании, кислотной обработке, ГРП.

Наибольшему риску подвержены зоны возможных поглощений в толщах проницаемых пластов с высокими показателями пористости, трещиноватости, кавернозности.

Из таблицы видно, что затраты и время на ликвидацию поглощений в 2008 году в сравнении с 2007 годом уменьшились за счет постоянного контроля за процессом бурения, использования опыта бурения предыдущих скважин того же куста, а также применения технологии, обес-

печивающей оперативную и качественную изоляцию зон поглощений.

Сравнительные данные по поглощениям при бурении скважин на Трифоновском месторождении

Период Количество скважин Количество поглощений Количество поглощений с полной потерей циркуляции и полных уходов Затр на ликви тыс. аты дацию, руб. Время на ликвидацию, ч

В общем В среднем на одну скважину В общем В среднем на одну скважину

2007 г. 6 7 7 7915,2 1319,2 689,6 114,9

6 мес. 2008 г. 10 12 14 12760,3 1276,0 954,5 95,5

Во время бурения постоянно контролируется объём бурового раствора в приёмных ёмкостях. Не допускается ухода (потери) бурового раствора (БР) более 2 м3. Уменьшение объёма в приёмных ёмкостях во время углубления однозначно свидетельствует о поглощении. В случае потери БР приподнимают долото от забоя на 5-10 м и останавливают насосы. Определяют интенсивность поглощения по формуле

где V - объём поглощённого бурового раствора, м , за время I, ч.

Коэффициент динамической приёмистости рассчитывается как

= О•

Д АР

где АР - перепад давления между забойным и пластовым.

Оценить среднюю раскрытость каналов фильтрации поглощающих пород можно по формуле

5кф = Vя • ЕД •{ 'Т0 , где а = 0,06 • 10-3 - коэффициент пропорциональности, т0 - динамическое напряжение сдвига нагнетаемой жидкости.

По результатам проведенных измерений применяют следующие методы борьбы с поглощениями:

1. Если показатель интенсивности поглощения Q < 2530 м3/ч, средняя раскрытость трещин не превышает 1,5 мм, то для ликвидации поглощений используют следующую методику:

- технологическая остановка процесса бурения на 610 часов с момента возникновения поглощения.

Бурильный инструмент на этот период поднимается от забоя и устанавливается в безопасном интервале (обычно в башмаке последней обсадной колонны). В случае необходимости периодического расхаживания бурильной колонны долото поднимается не менее чем на 700 м. Во время технологического отстоя происходят нерегулируемая коль-матация и закупорка приствольной зоны поглощающих пород за счёт повышения концентрации твёрдой фазы и прочности структуры промывочной жидкости, заполнивших проницаемые каналы. При подъёме инструмента производится доливка скважины в объёме поднятых бурильных труб. Сразу же после остановки на технологический отстой скважина доливается по 1 м3 через 1 ч до полного заполнения скважины;

- восстановление циркуляции проводится на пониженной скорости.

Предварительно в течение 2-3 минут вращают бурильную колонну. Одновременно с включением насоса начинают подъём бурильной колонны на первой скорости.

Это мероприятие обеспечивает минимальное увеличение забойного давления;

- промывку скважины продолжают не менее одного цикла. В это время в раствор с целью усиления его закупоривающих свойств вводят наполнители и реагенты для повышения его реологических свойств;

- при допуске долота до забоя периодически восстанавливают циркуляцию и ведут промывку в течение не менее 15 минут, продолжая ввод наполнителей и реагента для повышения структурно-механических свойств и реологии бурового раствора.

2. Если показатель интенсивности поглощения Q > 30 м3/ч, средняя раскрытость трещин превышает 1,5 мм и скважина доливается после подъёма бурильной колонны и технологического отстоя, то готовятся к ликвидации поглощения с помощью ввода тампонажного раствора при одновременном углублении скважины.

В этом случае проводят приближение к забою, т.е. восстановленной циркуляцией осуществляют промывку после спуска очередных нескольких свечей. Когда долото оказывается в 10-20 м от забоя, начинают закачку заранее приготовленного тампонажного раствора с наполнителем. Проработка ствола ведется таким образом, чтобы долото подошло к забою к моменту выхода тампонажного раствора из труб в затрубное пространство. Углубление скважины продолжается до тех пор, пока 3/4 объёма тампонажного раствора не будет выкачено из труб. Затем останавливается бурение и долото поднимается на безопасную глубину для восстановления циркуляции и промывки. После технологического отстоя в течение 5-8 часов со всеми предосторожностями колонну спускают до забоя для продолжения обычного бурения. Объём тампонажного раствора должен быть не менее 6 м3, подача насосов при промежуточных

промывках и при закачке тампонажного раствора и во время углубления скважины не должна быть более 20 л/с.

3. При показателе интенсивности поглощения Q > 100 м3/ч раскрытость трещин превышает 2 мм и скважина не доливается после подъёма бурильной колонны, готовятся к закачке тампонажного раствора.

Производство изоляционной операции в общем случае осуществляется по следующей схеме:

- колонна бурильных труб (как правило, без УБТ) спускается в скважину и устанавливается на 20-50 м выше глубины начала зоны поглощения;

- подготавливается к операции необходимая тампо-нажная техника и осуществляется её обвязка с устьем скважины;

- готовится расчётный объём изолирующего тампо-нажного раствора. Объём тампонирующего раствора для условий бурения долотом 295 мм должен быть в пределах 6-10 м3 (на Трифоновском месторождении зона возможных поглощений при бурении из-под кондуктора достигает глубины 300 м). После получения требуемых показателей (динамическая вязкость п = 40-50 спз, динамическое напряжение сдвига т = 20-30 Па, условная вязкость более 250 с) в тампонирующую смесь вводят наполнители;

- приготовленный тампонажный раствор закачивается в бурильные трубы на минимальной скорости с целью снижения потерь из-за поглощения дорогостоящего бурового раствора. Это мероприятие позволяет снизить интенсивность дренирования прискважинной области поглощающего пласта, а также величину избыточного давления на кровлю изолируемого интервала;

- продавку тампонажного состава также производят на минимальной подаче (10-20 л/с) насосов, что позволяет иметь минимальный перепад давления на кровлю погло-

щающего пласта. (Рекомендуемый перепад 3-5 МПа). Осуществляют контроль за циркуляцией. При выходе там-понажного раствора из бурильных труб и наличии полной циркуляции герметизируют устье скважины и поддерживают давление не более 4,0 МПа. Продавливают весь объём тампонажного раствора, оставляя в трубах 0,5 м3.

Если продавка тампонажного раствора проходила при избыточном давлении на устье, то приступают к подъёму бурильной колонны с целью спуска последней применявшейся для бурения компоновки низа бурильной колонны и углубления скважины.

Кроме описанной выше методики, можно рекомендовать следующие способы профилактики и ликвидации ожидаемых поглощений бурового раствора:

1) снижение плотности промывочной жидкости (с 1,12 до 1,08 г/см3);

2) прохождение зон возможных поглощений с коль-матационным переводником;

3) установка цементного моста после встречи зоны поглощения;

4) изменение глубины спуска обсадной колонны;

5) цементирование кондуктора, производящееся методом встречных потоков с установкой «корзины» выше интервалов поглощения, или цементирование обратным методом;

6) при снижении уровня цементного состава в за-трубном пространстве в ходе ОЗЦ производится дозаливка цементного раствора с устья.

При бурении скважины № 314 Трифоновского месторождения 3 раза было зафиксировано поглощение. Осложнения были достаточно быстро ликвидированы (рисунок).

1 3 5 7 9 и 13 15 17 19 2 1 23 25 27 29 31 33 35 37 39 11 43 15 47 49 51 53 55 57 59 61 Продолжительность строительства скважины, дни

Рис. График строительства скважины № 314 Трифоновского месторождения: --фактический забой,----проектный забой

1) Первое поглощение произошло в третий день строительства скважины на глубине 50 м при бурении под кондуктор. Для ликвидации проводили бурение при поглощении, спуск и цементирование 426 мм направления методом встречных заливок.

2) Второе поглощение (полный уход) произошло в четвертый день бурения при забое 73 м. Провели установку цементного моста (ОК БТ - 47 м, ПЦТ - 6 т). (Мост не был встречен, поглощение полное. При дальнейшем бурении на глубине 77 м появилась частичная циркуляция, с глубины 90 м - снова полный уход). Бурение вели без выхода циркуляции (с остановками для набора технической воды). Произвели спуск 324 мм кондуктора на глубину 111 м и цементирование методом встречных заливок (глубина спуска 324 мм кондуктора изменена с 70 на 110 м по опыту бурения предыдущих скважин).

3) Третье поглощение было в 10-й день бурения скважины на глубине 321 м. По опыту предыдущих скважин была проведена профилактика зоны поглощения на глубине 280 м. Провели установку цементного моста в ин-

тервале 249-282 м перед спуском и креплением 245 мм технической колонны (ПЦТ - 6 т) для обеспечения высоты подъёма цементного раствора в процессе цементирования и обеспечения продавки в полном объёме (недопущение преждевременного момента «стоп»).

Материалы и химические реагенты, которые необходимо иметь на буровой (или экспедиции) для быстрой ликвидации зон осложнений:

1. Наполнители: различной крупности целлофан, коробочки хлопка, речной песок, кора древесная, опилки древесные, скорлупа ореховая, резиновая крошка, перлит зернистый, кордовое волокно, пакля строительная, губчатая резина, кожа - «горох», пластик.

2. Структурообразователи: глинопорошок, бентонит, ПАА, гипан, метас, жидкое стекло.

3. Тампонажные материалы: цемент тампонажный с различными сроками схватывания, каустический магнезит и др.

При строгом соблюдении вышеизложенных технологий борьбы и способов ликвидации поглощений можно добиться быстрого и качественного проведения работ по предотвращению осложнений, снижая стоимость работ, время ликвидации аварии, а также уменьшая потери проводки.

Список литературы

1. Групповой рабочий проект на строительство эксплуатационных скважин на Трифоновском месторождении 48-ПД-33986-2006 / ООО ПермНИПИнефть. -Пермь, 2006.

2. Дополнение к групповому рабочему проекту на строительство эксплуатационных скважин на Трифоновском месторождении 48-ПД-33986-2006: пояснительная записка / ООО ПермНИПИнефть. - Пермь, 2006.