Технология борьбы с поглощениями бурового раствора

Также рекомендуется добавлять в буровой раствор до 15% ореховой скорлупы или мелкой слюды. Раствор, содержащий указанные наполнители, медленно закачивается в скважину в течение одного или двух циклов циркуляции.
– Периодическая закачка под давлением раствора заданной плотности с забивающими материалами. В случаях, когда предусмотренные 1–м и 2–м этапом работы не дают эффекта, рекомендуется тщательно проанализировать ситуацию, по возможности установить глубину интервала впитывания, тип впитывающей породы, высоту колонны. жидкости в скважине и скорости всасывания. Затем переходят к приготовлению пастообразной глиняной массы, замешанной в соленой воде (при сверлении с физиологическим раствором) или свежей (при сверлении приготовленным раствором в пресной воде) В приготовленную смесь необходимой плотности добавляют забивные материалы. , обязательно содержащий тяжелые, крупные, угловатые агрегаты для образования перемычки и мелкие частицы, хорошо откалиброванные для его герметизации. В связи с тем, что такая смесь имеет высокие потери жидкости, после фильтрации из нее воды в пласте остается тяжелая масса, блокирующая трещины и укрепляющая пласт. Чтобы успешно изолировать каждое впитывающее образование, необходимо определить вероятный размер трещин, образующих мост, и предпринять следующие меры. Если пломбы необходимо повторять, каждое последующее заполнение следует выполнять более крупными уплотнительными материалами. Оптимальный набор наполнителей должен содержать частицы разного размера для создания непроницаемых мостиков. После выпуска части такого раствора в интервал впитывания закройте предохранительные плунжеры и осторожно вдавите материал в пласт, после чего лунку выдерживают от 4 до 8 часов, или пока не установится постоянное давление.
– Определение места впитывания и вторичного дробления материалов моста. Над спинной колодкой наблюдается значительное количество протечек. Поэтому после первой или второй безуспешной попытки устранить абсорбцию желательно определить место, где уходит раствор. Выбор метода зависит от конкретных условий и результатов исследования скважины. После определения глубины интервала впитывания повторите меры, предусмотренные на 3–м этапе (закачка вязких растворов, содержащих наполнители, под давлением).
– Вливание в резервуар материалов, содержащих крупные частицы. Если закачка смесей, содержащих закупоривающие материалы, в зону потери циркуляции не дает положительных результатов, не следует предпринимать дальнейших попыток для устранения потерь этих смесей. Нужно использовать наполнитель большего размера. Кроме того, желательно провести мероприятия, предусмотренные 4–й фазой.
– Использование связующих материалов, в том числе специально подобранных по форме и размеру частиц. Если меры, предусмотренные на предыдущих этапах, не дали положительного результата, попробуйте вынуть буровой инструмент из скважины, а затем снова вставить в него открытые бурильные трубы. Затем приготовьте смесь, содержащую грубые, угловатые материалы и специально обработанные твердые частицы самого крупного размера, которые можно перекачивать. Следите за тем, чтобы смесь оставалась однородной, чтобы избежать засорения бурильных труб (особенно малого диаметра). На участках с кавернозными слоями на пересечении использовались прочные пакеты или картонные коробки с просечно–вытяжным камнем, чтобы сформировать первую плотину, которую можно было закрыть обычными закупоривающими материалами (бентонит или ил).
– Использование быстро схватывающейся смеси (BSS). Если меры, предусмотренные на этапах 1–6, не дали ожидаемого результата, то для закрытия пор и трещин абсорбирующего образования необходимо использовать часто эффективные в таких случаях ВСС, как в сочетании с буферными материалами, так и без них. Следующие BSS успешно используются для изоляции абсорбирующих образований: смесь дизельного топлива и бентонита, надлежащим образом улавливаемая в зоне абсорбции водой или буровым раствором, глиняная масса быстросхватывающегося и модифицированный цементный раствор.
– Опустите промежуточный корпус. В некоторых областях, используя описанные выше меры, устранить абсорбцию невозможно. В таких случаях бурение ниже зоны поглощения останавливают и проводят промежуточную колонну.

Устройства для ликвидации поглощения

Известны устройства перекрытия, спускающиеся в зону перекрытия абсорбционных каналов вместе с закупоривающей смесью, которая вдавливается в скважину вместе с перекрывающей оболочкой. На рис. 1. показана закупоривающая оболочка, в которой в качестве связующего 8 используется синтетическая смола, помещенная в упругую оболочку 6. Перед запуском устройства участок ствола 7 скважины напротив изолированной трещины 3 увеличивается в диаметре до необходимого размера. В желонку 2, закрытую снизу днищем 4 из пробуриваемого материала, закладывают упругую оболочку с забивающим материалом. Под действием давления закачиваемого в бурильные трубы бурового раствора забой 4 разрушается, а оболочка выдавливается в скважину. При подъеме бурильных труб оболочка под действием силы тяжести содержимого разворачивается на забое и заполняет расширенный участок ствола скважины, перекрывая каналы поглощения. После застывания связки полученная пробка высверливается обычным способом.

Рис. 1. Цементировочный снаряд: 1–скважина; 2– желонка; 3–трещина; 4–днище; 5–забой; 6–эластичная оболочка; 7–расширенный участок ствола скважины; 8–тампонирующий материал; 9–переводник.

Эффективно и быстро, с минимальными затратами можно закрыть зоны полного поглощения, представленные большими трещинами или полостями, если использовать устройство, показанное на рисунке 2.
Рис. 2. Гибкий контейнер для перекрытия больших трещин: а–исходное положение; б – контейнер на забое скважины; 1–канат; 2–крючок;3–гибкий пористый контейнер; 4–твердые тела; 5–трещина; 6–наконечник бурильной колонны; 7–переводник; 8–тампонирующая смесь; 9–контейнер в растянутом положении.

Суть метода изоляции с помощью этого устройства заключается в том, что в скважину на расстоянии от трещин и каверн вводятся твердые частицы разного размера, чтобы частично перекрыть каналы поглощения, а затем пространство между телами цементируется пробочными смесями. Если при бурении скважины отказ инструмента сопровождается потерей циркуляции бурового раствора, бурильные трубы сразу же поднимаются в скважину на тросе. (см. рисунок 2) контейнер 3 опускается, заполняется твердыми телами, имеющими преимущественно сферическую форму, и сортируется по размеру. Контейнер изготовлен из сетчатого материала, способного пропускать через себя герметизирующие растворы. Когда контейнер достигает эксплуатационного интервала и свободно опирается на дно скважины, твердые частицы под собственным весом заполняют неровности и трещины в стволе скважины, частично перекрывая путь прохождения бурового раствора. Затем в скважину опускаются буровые штанги с наконечником 6, через которые закачивается подходящий раствор, который попадает в емкость и заполняет пространство между твердыми частицами, образуя после затвердевания монолитную преграду, полностью препятствующую попаданию всасывание бурового раствора в скважину. Во время бурения центральная часть пробки разрушается, а трещины остаются покрытыми цементным камнем, что позволяет продолжить бурение без потерь.
В то время как нагрузки могут изолировать трещины размером менее 6 мм, устройства перекрытия могут использоваться для изоляции впитывающих областей, представленных большими пустотами, трещинами и высокопроницаемыми породами. Однако в этом случае необходимо знать точное местоположение и мощность зоны поглощения, что требует дополнительных затрат времени и денег на исследовательские работы. Поэтому был предложен способ избежать потери циркуляции и производства воды без засорения зоны осложнения (рисунок 3).
На долото и нижнюю часть инструмента наносят непроницаемое покрытие 3, длина которого должна быть вдвое больше толщины впитывающей зоны. Верхний конец мешка герметично закрепляется на бурильной колонне металлическим или резиновым зажимом 2.
Буровой инструмент с обсадной колонной опускается в скважину, и раствор перекачивается по трубе, которая заполняет мешок и прижимает его к стенкам скважины. Бурение проводится через дно мешка, и существующий перепад давления между зоной потери и стволом скважины удерживает рубашку в требуемом положении. Желательно по всей длине мешка надеть резиновые кольца или металлические зажимы, чтобы мешок плотно прилегал к трубе. Диаметр пакета зависит от его качества.

Рис. 3. Оболочка для перекрытия зоны поглощения в процессе бурения скважины: 1–бурильная колонна; 2–зажим; 3–водонепро– ницаемая оболочка;4–поглощающий пласт; 5–долото.

При использовании твердого материала диаметр мешка должен быть равен или немного больше диаметра ямы в зоне потери циркуляции. При использовании эластичного материала (например, резины) допустимы меньшие размеры. Глубина колодца ниже зоны поглощения не должна превышать половины толщины этой зоны. Мешок может быть из клеенки, нейлона, а точнее пластика в виде пленки (полиэтилен, полипропилен, полимеры и т. Д.). Для защиты нижней части мешка, помещенной под наконечник, при вставке инструмента в отверстие используются различные защитные устройства, выполненные из просверливаемого материала. После бурения скважины обсадную колонну можно пропустить через мешок. В этом положении мешок предотвратит вытекание цемента в процессе цементирования. Если после установки скорлупы необходимо выполнить сверление, то его размер выбирается на 6–13 мм меньше основного отверстия. Наконечник снабжен специальным направляющим устройством, которое можно просверлить, чтобы не повредить оболочку, наложенную на проход долота.

Требования безопасности

Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в сочетании с технологическими мероприятиями, регулирующими процесс бурения скважин, обеспечивать безаварийный режим с высокими технико–экономическими показателями и минимальным экологическим ущербом. Плотность бурового раствора при вскрытии месторождений, содержащих газ, нефть и воду, следует определять для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в диапазоне совместимых условий бурения.
Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора на забое скважины гидростатического давления и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего расчетное пластовое давление не менее: – на 10% для скважин. до глубины 1200м (интервалы от 0 до 1200м); – 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины. При необходимости проектом может быть установлена ​​высокая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовое давление на 15 кг / см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25– 30 кг / см2 (2,5–3 МПа) для более глубоких скважин. Максимально допустимый перевес (с учетом гидродинамических потерь) должен исключать возможность гидроразрыва или потери бурового раствора на любой глубине в интервале совместимых условий бурения. В интервалах, состоящих из глин, аргиллитов, сланцев, солей, склонных к потере устойчивости и текучести, плотности, фильтрации, хим. состав бурового раствора устанавливается исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины.
При этом репрессия не должна превышать пределы, установленные для всего диапазона совместимых условий бурения. Допускается погружение в стенки скважины в пределах 10–15% эффективности скелетных напряжений (разницы между давлением породы и порой породы. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (без газа) в циркуляции более чем на 0,02 г / см3 от определяемой в проекте (кроме случая вывода из эксплуатации газоводонефтепроявления) Очистка бурового раствора проводится в соответствии с разработанным в рецепте проектом, необходимо соблюдать инструкции по безопасному обращению с химическими веществами и применять защитные меры. Наращивание плотности бурового раствора в скважине путем перекачки части утяжеленного раствора запрещено.
При использовании буровых растворов на углеводородной основе следует принимать меры по предотвращению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности следует проводить измерения воздушной среды на роторе, в блоке приготовления раствора, на виброситах и ​​в насосной. В случае газового загрязнения следует принять меры по его удалению, если концентрация паров углеводородов превышает 300 мг / м3. Работы следует приостановить, а люди убрать зоны. Температура самовоспламеняющихся паров раствора на масляной основе должна быть на 50 ° C выше, чем максимальная ожидаемая температура раствора на устье скважины. Очистку бурового раствора от стружки и газа, а также обеззараживание шлама при их утилизации следует производить рядом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважин.
Заключение

Поглощение буровых растворов – значительная трата времени и материальных ресурсов. Явление утечки бурового раствора происходит из–за перепада давлений в скважине и пласте, а также зависит от проницаемости пласта и степени раскрытия трещины.
Поглощающие образования в скважинах могут быть представлены: пористыми, трещиноватыми и кавернозными породами. Разнообразие геолого–технических условий в каждом районе добычи нефти и газа заставляет искать приемлемые способы предотвращения утечек. Чтобы эффективно применять методы контроля и разработать меры по предотвращению утечки бурового раствора при бурении скважин, необходимо провести серию исследований сразу после вскрытия зоны поглощения. Эффективной мерой предотвращения потери циркуляции является введение наполнителей в циркулирующий буровой раствор.
Цель его использования – создание пробок в каналах поглощения. Для успешного выполнения изоляционных работ следует использовать затирочные пасты, которые обладают дополнительным сопротивлением при движении в пористой среде и вязкость которых значительно увеличивается при высоких скоростях сдвига. Таким образом, превентивные меры по предотвращению потери циркуляции в основном сводятся к регулированию свойств буровых растворов и соблюдению технологических правил бурения скважин, направленных на снижение давления на стенку скважины.
Список литературы

1. Ахмадеев Р.Г., Данюшевский B.C. Химия промывочных и тампонажных жидкостей. – М.: Недра, 2008г.
2. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. – М: Недра, 2007г.
3. Булатов A.M., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. – М: Недра, 2003г.
4. Булатов A.M., Пеньков А.М, Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. — М.: Недра, 2009г.
5. Булатов A.M., Проселков Ю.М., Рябченко В.М. Поглощение промывочной жидкости. – М: Недра, 2009г.
6. Промывочные жидкости и тампонажные растворы. А.И. Булатов, Н.Н. Круглицкий, Н.А. Мариампольский, В.И. Рябченко. –М.Недра, 2007г.
7. Рябченко В.М. Управление свойствами буровых растворов. – М.: Недра, 2008г.
8. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. – М: Недра,2008г.
9. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Под редакцией проф. А.И. Булатова / А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, В.И. Крылов и др. – М: Недра, 2004г.
10. Теория и практика заканчивания скважин. А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников. – М: Недра, 2007г.








2