USD 74.4275

0

EUR 88.9334

0

BRENT 70.42

+0.88

AИ-92 44.57

+0.02

AИ-95 48.39

+0.01

AИ-98 53.83

0

ДТ 48.84

+0.01

1346

Опыт применения тампонажного материала ПБС

  Скважина и вскрываемый в процессе бурения проницаемый пласт представляют собой единую гидродинамическую систему «скважина — пласт». Проницаемый пласт может быть водоносным, нефтеносным и газоносным. Проницаемые горизонты могут быть представлены трещиноватыми, кавернозными, пористыми и трещиновато-пористыми разностями горных пород.
Явление поглощения промывочной жидкости обусловлены соотношениями давлений в скважине и пласте, а также зависит от проницаемости пласта и степени раскрытия трещин. Со стороны скважины на пласт действует давление, величина которого зависит от технологических операций, выполняемых в процессе бурения. В состоянии покоя скважины это давление равно гидростатическому давлению столба промывочной жидкости. Так как скважина и вскрытый проницаемый пласт представляют собой сообщающиеся сосуды, и при разности давлений между ними возникает перетек жидкости, то пласто¬вое давление можно определить по величине столба промывочной жидкости по формуле:
                             Рпл. = ρ*9,81*Н,                      (1)
где ρ — плотность промывочной жидкости, кг/м3;
Рпл. — пластовое давление, Па;
Н — высота столба промывочной жидкости, м.
  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 возможно 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. Тогда условие возникновения поглощения будет следующее:
                            Рпл + ∆Рф ≤Ргс + Ргд,            (2)
Pre — гидростатическое давление, МПа;
Ргд — гидродинамическое давление, МПа;
∆Рф — фильтрационный перепад давления, обусловленный степенью за¬грязнения призабойной зоны пласта и проницаемостью пласта, МПа;
Рпл. - пластовое давление, МПа.
  Как частный случай поглощение может возникнуть при спуско-подъемных операциях, когда Ргд превышает горное давление и возникает гидроразрыв пласта, резко снижая показатель ∆Рф.Оценка факторов, изменяющих интенсивность поглощения промывочной жидкости, важна с точки зрения предупредительных мероприятий. Однако далеко не всегда удается предупредить увеличение проницаемости вскрытого поглощающего пласта, что вынуждает изменять намеченную методику борьбы с поглощением. Движение жидкости по каналам проницаемого пласта в процессе поглощения определяется видом жидкости и ги¬дравлической характеристикой каналов поглощения. В зависимости от вида и характера распределения каналов поглощения в проницаемом пласте фильтрация поглощающейся жидкости может быть радиальной или линейной.В общем виде для случая фильтрации нетиксотропной жидкости в погло¬щающей проницаемой среде оценка по¬глощения может быть произведена по упрощенной формуле Маскета:
                             Q = К*∆ρ/μ,                             (3)
где К — коэффициент, являющийся функцией геометрических размеров проницаемой системы;
∆ρ — перепад давления в системе «скважина — пласт»;
μ— вязкость жидкости.
Из формулы (3) следует, что количество поглощаемой в процессе бурения нетиксотропной жидкости прямо пропорционально проницаемости поглощающего горизонта и перепаду давления в системе «скважина — пласт» и обратно пропорционально вязкости поглощающей жидкости. Для вязкопластичных жидкостей общий характер влияния факторов, определяющих интенсивность поглощения, остается аналогичным, однако большее значение приобретают реологические свойства. К искусственному воздействию на эти параметры и сводятся все существующие методы предупреждения и борьбы с поглощениями промывочных жидкостей при бурении скважин, которые можно разделить на три группы:
1. Методы регулирования реологичес¬ких свойств промывочной жидкости.
2. Методы уменьшения перепада дав¬ления 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 трудоемок, но более эффективен.Для ликвидации заколонных перетоков в трещиноватых коллекторах в 000 «ИННОЙЛ» были разработаны тампонажный материал ПБС и способ его применения. Применение материала ПБС в добывающих и нагнетательных скважинах для ликвидации заколонных перетоков и поглощений обусловлено рядом его физико-химических свойств:
• материал ПБС представляет собой тонко дисперсный порошок с насыпной плотностью 1100 — 1300 кг/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;
• в нефтенасыщенной части пласта материал ПБС остается инертен, в объеме не увеличивается и легко выносится из порового пространства.При выборе объектов промысловых работ должны выполняться следующие геолого-технологические требования, обеспечивающие корректные условия проведения работ:
• температура в зоне ремонта от О до +130°С;• приемистость в зоне нарушения должна быть не менее 100 м3/сут. при давлении 30 атм.;
• технология наиболее применима в трещиноватых коллекторах (карбонатах) или терригенных коллекторах с катастрофическим поглощением (от 1 м3/ч при циркуляции жидкости до условия — без выхода циркуляции).
Нижневолжским филиалом БК «Евразия» были проведены работы по изоляции водопритока из пласта и ликвидации поглощений с применением материала ПБС. На скважине №3 Палласовская произошел перелив воды в межколонном пространстве с дебитом 10 м3/ч. Была произведена перфорация в интервале 234 — 258 м, и попытки ликвидации негерметичности цементом, тампоном и цементно-бентонитовой смесью результата не дали. Затем произвели закачку материала ПБС в количестве 300 кг, — продавку буровым раствором и закрыли скважину на реагирование сроком на 6 часов. После реагирования опрессовали скважину на давление 75 атм. — гер¬метично. Продолжили бурение.На скважине №26 Платовская на глубине 1708 м произошел провал 0,7 м. Интенсивность поглощения составила 28 м3/ч, зона поглощения вскрыта не полностью по причине нехватки раствора. В зону поглощения закачали суспензию материала ПБС в количестве 375 кг. После реагирования восстановили циркуляцию и продолжили вскрытие поглощающего горизонта до глубины 1717 м, частичное поглощение составляло 3 м3/ч. После закачки вязкого тампона в объеме 8 м3 поглощение прекратилось.На скважине №1 Даниловская на глубине 499 м произошло полное поглощение промывочной жидкости. При промывке интенсивность поглощения 36 м3/ч. Произвели закачку материала ПБС в количестве 300 кг, — циркуляция восстановилась. Продолжили бурение с частичным поглощением 3 м3/ч, однако на глубине 520 — 525 м произошло полное поглощение, статический уровень в скважине составил 72 м. Закачка ВУС результата не дала. Закачали в зону поглощения суспензию материала ПБС в количестве 300 кг и 15 м3 вязкого тампона. При дальнейшем углублении скважины интенсивность поглощения составила 3 м3/ч. С глубины 605 м интенсивность поглощения снизилась до 1 м3/ч, затем поглощение прекратилось.Самые большие осложнения происходили на скважине №1 Шапкинская. При бурении на глубине 3113 м произо¬шло увеличение механической скорости бурения, интенсивность поглощения со¬ставила 30 м3/ч при уровне 60 м. Произвели углубление до 3118 м — интенсивность поглощения не изменилась. Ликвидация поглощения закачкой высоковязкого тампона положительного ре¬зультата не дала. Закачали суспензию материала ПБС в количестве 300 кг, после реагирования продолжили бурение с частичным поглощением 1,9 м3/ч. С глубины бурения 3120 м интенсивность поглощения увеличилась до 5 м3/ч. Закачали суспензию материала ПБС в количестве 200 кг и вязкого тампона в количестве 10 м3, после реагирования продолжили бурение.При бурении в интервале 3330 — 3335 м произошло частичное поглощение промывочной жидкости до 3 м3/ч. В зону поглощения закачали суспензию ПБС в количестве 220 кг и вязкий тампон. Поглощение ликвидировано. При дальнейшем углублении скважины произошло частичное поглощение промывочной жидкости на глубине 3390 м. В зону поглощения под давлением закачали 300 кг суспензии ПБС, после реагирования в течение 4-х часов продолжили бурение, частичное поглощение составило 0,2 м3/ч.На скважине №2 Терсинская при бурении на глубине 1365 м промывочная жидкость поглощена полностью. Без выхода циркуляции скважину углубили до 1366,4 м. Сменив компоновку низа бурильной колонны, через долото, установленное на глубине 1358 м, закачали 310 кг ПБС. Закачка ПБС производилась при давлении 40 — 45 кг/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 сводятся 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, наличия в данном интервале магниевых солей или других факторов, способствующих оттеснению тампонирующей смеси в затрубном пространстве от зоны негерметичности.В среднем при ликвидации негерметичности колонны затрачивается до 15 суток производительного времени и большое количество тампонажного цемента и материалов. Так, на буровой №4 Алексеевской площади в течение 15 суток ликвидировать негерметичность в МСЦ-245 мм закачкой в зону поглощения тампонажного цемента не удалось.Применение материала ПБС позволило сократить затраты производительного времени, снизить расходы реагентов и материалов при ликвидации водопро-явления в 324 мм технической колонне через перфорационные отверстия. Данная технология с использованием ПБС применима при ликвидации негерметичности в муфтах МСЦ, в резьбовых соединениях обсадных колонн, при ликвидации межколонных водопроявлений.Экономия средств от использования полимерного реагента ПБС только на буровой №3 Палласовской площади составила 2 146 406 руб.
Как видно из результатов промысловых работ, применение тампонажного материала ПБС позволяет значительно сократить затраты времени и материалов при ликвидации поглощений промывочной жидкости.