Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин
METHOD FOR INSULATION OF ABSORPTION ZONES WHEN DRILLING WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в зонах поглощения при бурении скважин.
3
Известен способ ликвидации осложнений в скважине путем изоляции участка осложнения (патент RU №2241818, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.12.2004 Бюл. №34), включающий закачку в скважину буфера пресной воды, дисперсии водонабухающего полимера в пресной воде, продавку пресной водой и выдержку, отличающийся тем, что буфер из пресной воды должен быть в объеме не менее объема указанной дисперсии водонабухающего полимера, после выдержки дополнительно производят закачку цементного раствора, а концентрацию водонабухающего полимера (%) в указанной дисперсии определяют в соответствии с приемистостью изолируемого участка осложнения, характеризуемой избыточным давлением (МПа) на указанном участке при закачке буфера пресной воды с производительностью -20 м/ч, соответственно, (МПа) - (%): (15-12)-(0,2-0,3); (12-8)-(0,3-0,5); (8-6)-(0,5-1); (6-2)-(1-5); (2-1)-(5-10); (0,5-1)-(10-30), причем при наличии в изолируемом участке трещиновато-кавернозных и пористых сред и избыточном давлении на него 1-12 МПа в цементный раствор дополнительно вводят наполнитель при неизменном давлении на устье скважины.
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости контроля за приемистостью поглощающего интервала скважины для приготовления тампонажного состава в концентрации, которая жестко привязана к приемистости пласта, и узкая область применения из-за сложности использования в изолируемом участке трещиновато-кавернозных и пористых сред, так как наполнитель добавляют только при перепаде давлений 1-12 МПа, что трудно добиться в высоко приемистых зонах поглощения.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции зон поглощения при бурении скважин (патент RU №2743123, МПК Е21В 33/138, Е21В 43/32, опубл. 15.02.2021 Бюл. №5), включающий остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, извлечение бурового инструмента из скважины, спуск в скважину технологической колонны, через которую ведут закачку порциями в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки, причем перед закачкой производят промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, последующую замену устьевого насоса на бетононасос с повышенной пропускной способностью -винтовой насос, героторный насос или бетононасос БН-70Д, и определение необходимого размера экрана для изоляции зоны поглощения вокруг скважины, исходя из размера экрана и приемистости зоны поглощения, определяют первоначальный объем тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем, который выбирают из максимальной пропускной способности насоса и/или технологических труб, первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, исключающего нарушение целостность пород, вскрытых бурением, при необходимости остатки кольматирующего состава вымываются из скважины, после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой и размера экрана определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения, последующие порции закачивают аналогичным образом до получения поглощения, позволяющего производить дальнейшие работы по бурению, после чего из скважины извлекают технологическую колонну и продолжают углубление скважины буровым инструментом.
Недостатками этого способа являются сложность реализации из-за большого количества операций и узкая область применения, так как использование бетононасосов с повышенной пропускной способностью (винтовых насосов, героторных насосов или бетононасосов БН-70Д) не позволяет использовать кольматирующих наполнителей с размерами частиц более 50 мм и высоковязких кольматирующих растворов (с вязкостью более 180 мПа⋅с) для ускорения изоляции зон поглощения.
Задачей предлагаемого технического решения является создание способа изоляции зон поглощения при бурении скважин, позволяющего за одну операцию закачки кольматирующего состава при помощи автомобильного тампонирующего насоса АТН 70/12 (ООО «Новатор», РБ, с. Старые Туймазы), кольмитирующих наполнителей с размерами частиц 91-100 мм и тампонирующих растворов с вязкостью 501 - 4000 мПа⋅с изолировать зоны поглощения до допустимых показателей давления и/или приемистости в них при бурении..
Техническая задача решается способом изоляции зон поглощения при бурении скважин, включающим остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, закачку в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующими наполнителями с учетом интенсивности поглощения специальным насосом с повышенной пропускной способностью. 1. Новым является то, что в качестве насоса с пропускной способностью используют автомобильный тампонажный насос - АТН 70/12, в качестве кольматирующих наполнителей используют наполнители с размерами частиц 91-100 мм, а в качестве тампонирующего раствора - раствор с вязкостью 501-4000 мПа-с в прямой зависимости от проницаемости зоны поглощения, причем закачивают кольматирующий состав одной порцией до достижения как минимум допустимого для бурения давления закачки через буровой рукав диаметром 100 мм.
Новым является то, что в качестве тампонирующего раствора используют густые глинистый раствор, полимерный раствор, цементный раствор или их сочетания.
Новым является то, что в качестве кольматирующих наполнителей используют древесную щепу, резиновую крошку, дробленую резину, кордовое волокно и их сочетания.
Способ реализуется в следующей последовательности.
Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин включает остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, закачку в зону поглощения одной порцией кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующими наполнителями с учетом интенсивности поглощения специальным насосом с повышенной пропускной способностью в виде автомобильного тампонажного насоса - АТН 70/12 до достижения как минимум допустимого для бурения давления закачки, которое определили эмпирическим путем на основании опыта использования соответствующего оборудования. В качестве кольматирующих наполнителей используют наполнители с размерами частиц 91-100 мм, а в качестве тампонирующего раствора - раствор с вязкостью 501-4000 мПа-с в прямой зависимости от проницаемости зоны поглощения, причем закачивают кольматирующий состав (чем выше проницаемость, тем более вязким должен быть тампонирующий раствор). Чаще всего в качестве тампонирующего раствора используют густые глинистый раствор, полимерный раствор, цементный раствор или их сочетания, а в качестве кольматирующих наполнителей используют древесную щепу, резиновую крошку, дробленую резину, кордовое волокно и их сочетания, из-за их доступности и относительной дешевизны.
Примеры конкретного выполнения.
Известно, что зонами поглощения, не позволяющими дальнейшее углубление скважины бурением вызваны, на месторождениях Республик Татарстан (РТ) и Башкортостан (РБ), Самарской и Оренбургской областей в основном являются:
- серпуховско-башкирский ярус каменноугольной системы;
- турнейско-фаменский и франские яруса девонской системы.
- трещиноватые и кавернозные породы, а также породы, перемятые и нарушенные тектоническими сдвигами, карстовые пустоты.
Пример.
3
3
3
3
3
2
зак
При бурении ствола скважины долотом 215,9 мм на глубине 848 м на месторождении РБ было выявлена зона поглощения (водоносный пласт) с объемом поглощения 70 м/ч и давлением 0,4 МПа (≈4 атм, а коэффициент приемистости С=6,3), не позволяющая дальнейшее углубление скважины. Извлекли из скважины буровое оборудование, спустили в скважину в интервал зоны поглощения открытый конец бурильных труб. Доставили к скважине автомобильный тампонирующий насос - АТН-70/12 на шасси КамАЗ 43118 и смесительную установку БПР 10. АТН-70/12 присоединили к колонне труб буровым рукавом диаметром 100 мм. Для изоляции в качестве кольматирующего наполнителя выбрали древесную щепу, кордное волокно и дробленую резину с размерами частиц 91 - 100 мм, а в качестве тампонирующего раствора - густой глинистый раствор с вязкостью 501 мПа⋅с. В смесительной установке БПР 10 приготовили кольматирующий состав в объеме V=18 м, ρ=1,29 г/см, Т=80 сек, состоящего из глинистого раствора в объеме 12 м с добавлением 3,6 т древесной щепы, кордного волокна и дробленой резины в равной пропорции для получения суммарного объема кольматирующего состава ∑=19 м. Закачка в скважину полученного кольматирующего состава осуществлена насосом АТН-70/12 с начальным давлением закачки Р=20-25 кгс/см (атм). При этом давление закачки выросло до 60 атм (≈ 6 МПа, коэффициент приемистости составил С=0,4), что достаточно для проведения дальнейших буровых работ. Колонну труб спустили ниже интервала зоны поглощения и промыли технической водой от остатков кольматирующего состава, колонну труб извлекли из скважины. Спустили буровое оборудование и продолжили углубление ствола скважины в штатном режиме.
Пример 2.
3
3
2
зак
При бурении ствола скважины долотом 215,9 мм на глубине 1020 м на месторождении РТ было выявлена зона поглощения (трещиноватые и кавернозные породы) без выхода циркуляции, не позволяющая дальнейшее углубление скважины. Извлекли из скважины буровое оборудование, спустили в скважину в интервал зоны поглощения открытый конец бурильных труб и установили 10 м выше кровли поглощающего пласта. На санях доставили к скважине стационарный тампонажный насос - АТН-70/12 со смесительной установкой БПР 10, который присоединили к колонне труб буровым рукавом диаметром 100 мм. Для изоляции в качестве кольматирующего наполнителя выбрали резиновую крошку, дробленую резину и кордовое волокно (длиной 91 - 100 мм) в равной пропорции. Дробленую резину и резиновую крошку прогнали через вибросито с двойной сеткой (верхняя с ячейками 90×90 мм, а нижняя - 80×80 мм) для получения частиц резиновой крошки и дробленой резины с размерами 91 - 100 мм, а в качестве тампонирующего раствора густой сочетание цементного раствора с полимерным раствором. Цемент (портландцемент ПЦТ II-CC-50) и полимер (фурфуролацетоновая смола - ФАМ) доставили к скважине, где в смесительной установке БПР 10 смешением с добавлением пресной воды приготовили тампонирующий раствор с вязкостью 4000 мПа⋅с и объемом 24 м с добавлением резиновой крошки (0,5 т), дробленой резины (0,5 т) и кордового волокна (0,5 т с длиной корда 80 - 90 мм) для получения суммарного объема кольматирующего состава ∑=36 м. Закачка в скважину полученного кольматирующего состава осуществлена насосом СТН-50/90 с начальным давлением закачки Р=5 кгс/см (атм). При этом давление закачки выросло до 80 атм (≈ 8МПа, коэффициент приемистости составил С=0,3), что достаточно для проведения дальнейших буровых работ. Колонну труб спустили до забоя и промыли скважину технической водой от остатков кольматирующего состава, колонну труб извлекли из скважины. После технологической выдержки, достаточной для схватывания портландцемента ПЦТ П-СС-50 (4 ч), спустили буровое оборудование и продолжили углубление ствола скважины в штатном режиме.
Как показала практика использование способа позволяет изоляцию зон поглощения при бурении скважин в 98% случаев, практически полностью заменив механические способы перекрытия интервалов этих зон, что значительно снижает материальные и временные затраты при осуществлении таких работ.
Предлагаемый способ изоляции зон поглощения при бурении скважин позволяет за одну операцию закачки кольматирующего состава при помощи автомобильного тампонирующего насоса АТН 70/12, кольмитирующих наполнителей с размерами частиц 91-100 мм и тампонирующих растворов с вязкостью 501 - 4000 мПа⋅с изолировать зоны поглощения до допустимых показателей давления и/или приемистости в них при бурении.