Поглощения бурового раствора

Изоляция зон Поглощения бурового и тампонажного растворов

Занятие 2

Классификация тампонажных материалов применяемых при РИР.

В настоящее время при ремонтно-изоляционных работах в нефтяных и газовых скважинах используются различные тампонажные материалы:

1 - смеси на базе минеральных вяжущих веществ (тампонажный цемент, шлак, гипс и их модификации);

2 - тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, известные как полимерные тампонажные материалы (ПТМ);

3 - тампонажные растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками названные цементно-полимерными растворами (ЦПР);

4 - многокомпонентные тампонажные смеси, приготавливаемые с помощью дезинтегратора (МТСД);

Содержание

1. Поглощения бурового раствора

2. Опыт применения наполнителей для изоляции зон поглощений

3. Тампонажный портландцемент

3.1. Классификация тампонажных портландцементов по ГОСТ 1581-96

3.2. Разновидности тампонажных портландцементов

4. Тампонажные материалы на основе минеральных вяжущих для ликвидации зон поглощений

К осложнениям в процессе строительства скважин относят: поглощения бурового и тампонажного растворов; водо-, нефте-, и газопроявления.

При бурении скважин довольно часто наблюдаются случаи потери циркуляции бурового раствора. При цементировании обсадных колонн также нередко приходится сталкиваться со случаями невыхода из затрубного пространства бурового раствора, вытесняемого цементным раствором и продавочной жидкостью.

Уход бурового или тампонажного растворов в пласты в объеме, превышающем естественную убыль раствора в процессе бурения скважины, называют поглощением бурового раствора. Помимо потери раствора и сдерживания углубления скважины, поглощения способствуют возникновению таких осложнений, как водо-, нефте-, газопроявления, осыпания, обвалы пород, сужения стволов скважин, которые в свою очередь ведут к тяжелым авариям – открытым фонтанам, прихватам колонны труб, смятию обсадных колонн и т.д.

Ухудшается промывка скважины, увеличивается расход времени, материалов и реагентов на приготовление новых объемов раствора.

Поглощение может произойти только в том случае, если давление столба раствора в скважине превысит предельное давление в пласте, и он начнет принимать раствор.

Поглощение промывочной жидкости происходит:

а) если в горной породе имеются раскрытые трещины, каверны, прочие крупные каналы, а давление, создаваемое промывочной жидкостью на стенки скважины превышает пластовое в рассматриваемом горизонте;

б) когда давление, создаваемое промывочной жидкостью на стенки скважины, достаточно для раскрытия имеющихся в данной породе сомкнутых микротрещин либо для разрыва породы и образования в ней новых трещин.

Возникновение и интенсивность поглощений зависят от геологических и технологических факторов.

К геологическим факторам, приводящим к поглощениям, относятся:

- наличие во вскрытом разрезе скважины пластов с трещиноватыми коллекторами;

- наличие в разрезе нескольких пластов с резко отличающимися давлениями;

- наличие пластов с аномально низкими пластовыми давлениями.

К технологическим факторам, приводящим к поглощениям, относятся:

- вид и параметры бурового раствора, особенно повышение плотности, СНС, и коэффициента тиксотропии;

- создания избыточного давления на пласт при высокой скорости спуска колоны труб или при создании резкого давления на буровой раствор для восстановления его циркуляции, а так же за счет пуска буровых насосов с их высокой подачей;

- неперекрытие обсадной колонной поглощающих горизонтов.

По интенсивности поглощения подразделяются на частичные – без потери циркуляции бурового раствора; полные – циркуляция бурового раствора отсутствует, но уровень жидкости находится у устья скважины; катастрофические – уровень бурового раствора устанавливается ниже устья скважины.

Признаки поглощения подразделяются на прямые и косвенные.

Прямые признаки, как правило, видимые. Во время циркуляции бурового раствора в этом случае наблюдается уменьшение количества выходящего из скважины раствора и уменьшение его в приемных емкостях. Однако прямые признаки не всегда четко проявляются. Их трудно заметить, если одновременно в открытой части разреза работают два пласта: один поглощает буровой раствор, а из второго с более высоким пластовым давлением выделяются вода, нефть или газ.

Косвенные признаки проявляются в виде: провалов бурильной колонны или увеличения механической скорости проходки; ухудшения выноса шлама; зависания и заклинивания бурильной колонны в отдельных интервалах; изменения плотности бурового раствора, его свойств.

При частичном поглощении во время бурения буровой раствор перенасыщается твердой фазой: на забое образуются скопления шлама, что способствует образованию затяжкам, и прихватам колонны труб. Помимо этого, при поглощении снижается давление на стенки скважины, нарушается связь между частицами пород, что ведет к развитию осыпей и обвалов пород со стенок скважины и возникновению водо-, нефте- и газопроявлений.

Исследования зон поглощений

Для того чтобы применить эффективные способы борьбы и разработать мероприятия по предупреждению поглощений промывочной жидкости при бурении последующих скважин, надо сразу же после вскрытия зоны поглощения провести комплекс исследований. Полный комплекс исследований включает геофизические, гидродинамические методы и отбор образцов пород.

Проводятся кавернометрия по всему стволу и радиокаротаж в изучаемом интервале, предварительно выделяются глубины залегания кровли и подошвы поглощающих зон, выбираются интервалы для гидродинамических исследований. При одной вскрытой поглощающей зоне пластовое давление определяется по положению статического уровня и плотности жидкости в скважине.

Зоны интенсивных поглощений и перетоков определяют по показаниям расходомера, спускаемого на кабеле, при прокачке жидкости в скважину буровыми насосами.

Местоположение и интервалы поглощений определяют глубинными расходомерами.

Принцип действия приборов основан на измерении скорости потока жидкости в скважине. Прибор опускают на забой и поднимают с постоянной скоростью навстречу потоку жидкости, закачиваемой в скважину. На участках поглощения или водопроявления прибор фиксирует изменение скорости потока жидкости.

Существуют геофизические методы исследования поглощающих пластов:

· электротермометром (определяют границы поглощающего пласта);

· резистивиметром (определяют местоположение зоны поглощения);

· различные виды каротажа.

Более точные измерения пластовых параметров поглощающих пластов (горизонтов) проводятся с помощью глубинных манометров и пакеров, позволяющих изолировать одну поглощающую зону от другой.

По значению удельной приемистости пласта, или по значениям интенсивности поглощения и другим параметрам с учетом особенностей месторождения (площади), конструкций скважин, наличия материалов составляются местные инструкции, выбирается метод ликвидации начавшегося поглощения, определяются целесообразность изоляционных работ и их вид, состав и количество тампонирующих материалов.

Предотвращение поглощений в процессе бурения сводится к регулированию давления, действующего на стенки скважины. Это давление создается столбом бурового раствора (гидростатическое давление; зависит только от плотности раствора) и давлением, возникающим в процессе выполнения различных технологических операций (гидродинамическое давление). Если суммарное давление намного превышает давление пласта, то может произойти гидравлический разрыв пласта, поэтому оно должно быть на 5-6% меньше давления разрыва. Классификация способов борьбы с поглощениями приведена на рис. 1.

Рис. 1 Классификация способов борьбы с поглощениями

Ликвидация поглощений обеспечивается:

- тампонированием каналов ухода твердеющими и нетвердеющими пластичными смесями, т.е. создания экрана в породе вокруг скважины;

- установкой трубы или оболочки на стенке скважины;

- формированием экрана в стенке скважины из самой горной породы, например путем ее оплавления и образования керамической трубы.

В современной технологии используют в основном первый способы. При тампонировании необходимо создать непроницаемый для бурового раствора прочный экран, который должен противостоять репрессии при последующем бурении скважины, включая крепления ствола очередной обсадной колонной. Тампонажная смесь при продавке из скважины в пласт должна полностью (или почти полностью) вытеснять жидкость из поглощающих каналов, заполнять их, а затем загустевать или затвердеть и тем самым образовать надежные перекрывающие пробки.

Для борьбы с поглощениями существует много методов, эффективность каждого из которых зависит от соответствия его конкретным условиям. Общее для всех методов – это уменьшение давления на пласт, снижение проницаемости поглощающих пластов путем их закупорки, повышение гидравлического сопротивления движению жидкости в поглощающем пласте, изменение состава и свойств жидкости, ввод наполнителей.