+7 (347) 2-101-101

Публикации

15.04.2016

Технология за круглым столом - Поглощения бурового раствора

В круглом столе журнала ROGTEC принял участие главный технолог - начальник технологического отдела ООО "Таргин Бурение" Ильшат Ганеев.

1. В каких регионах России постоянно присутствует проблема поглощения бурового раствора?

Ильшат Ганеев:
В средней полосе России. Это Оренбургская, Самарская области, Республики Башкортостан и Татарстан. Причины поглощения – поздняя стадия разработки месторождений, высокая проницаемость, кавернозность, трещиноватость (серпуховский, мячковский ярусы). А также в Западной Сибири – ЯНАО, ХМАО. Причины те же – поздняя стадия разработки месторождений, высокая проницаемость, АНПД (сеноман).

2. Какие наиболее распространенные проблемы связаны с поглощением бурового раствора?

Ильшат Ганеев:
  • Потеря стабильности ствола скважины (снижение гидростатического давления на стенки скважины, обрушение).
  • ГНВП (снижение гидростатического давления на пласты, проявление). Давление в верхнем интервале скважины при закрытом устье перемещается вниз по стволу, что часто приводит к разрушению пласта в наиболее слабых точках, вызывая не только поглощение, но и потерю контроля над скважиной. Вероятность и степень сложности прихвата снижается при условии проведения предварительных исследований, правильного проектирования скважины и надлежащего исполнения всех операций.
  • Дифференциальные прихваты вследствие разности между давлением столба жидкости и пластовым давлением).
  • Увеличение материальных и временных затрат на строительство скважины (доп. СПО, заготовка раствора).
  • Сужение ствола скважины, ввиду утолщения фильтрационной корки в интервале поглощения и фильтрации.
  • Некачественное крепление скважины.

3. Как проект на строительство скважины может снизить риск и предупредить поглощение бурового раствора?

Ильшат Ганеев:
  • Разобщение пластов с несовместимыми условиями бурения.
  • Выбор оптимального режима бурения, оптимизация гидравлической программы для обеспечения хорошей очистки и снижения ЭПЦ, особенно в чувствительных зонах.
  • Оптимальный подбор рецептуры бурового раствора, исходя из геологических условий.
  • Подробный анализ осложнений по предыдущим пробуренным скважинам, позволяет на стадии проекта внести мероприятия по предотвращению осложнений.

4. Какие главные моменты необходимо учитывать при бурении пластов с известной кавернозностью или высокой трещиноватостью?

Ильшат Ганеев:
1) Тип и плотность бурового раствора.
Если во время потери циркуляции увеличивается плотность раствора, наиболее вероятной причиной поглощения является увеличение гидростатического давления. Подобное поглощение может исчезнуть само по себе (фильтрация) или, если оно происходит через трещины, образующиеся при бурении, методы ликвидации поглощения подбираются в соответствии с его интенсивностью.
2) Режим бурения (контроль расхода ПЖ, плавный пуск). Быстрый запуск или остановка насосов также могут вызвать перепады давления. При слишком быстром запуске насосов создаётся давление, способное привести к поглощению, особенно при восстановлении циркуляции в кольцевом пространстве после спуска инструмента. Одна составляющая давления поршневания — это давление, необходимое для разрушения структуры раствора. Вращение трубы при возобновлении циркуляции способствует разрушению геля и намного снижает импульсное давление. Вторая составляющая — это давление, необходимое для ускорения продвижения раствора до получения нормальной скорости циркуляции. Поддерживая низкую структуру геля и постепенно увеличивая скорость подачи насосов, можно снизить данный тип импульсного давления. Еще один способ снижения подобных давлений — поинтервальное восстановление
циркуляции при спуске инструмента в скважину.
3) Скорость проходки (ограничение скорости для эффективной кольматации зон). Изменение скорости бурения может означать наличие изменений в пласте и, как следствие, изменение целостности пласта.
4) КНБК (применение роторной КНБК для снижения ЭЦП и возможности обработки наполнителем, эффект снижения биения труб). Необходимо придерживаться нейтральной точки в КНБК, это достигается использованием необходимого
количества УБТ).
5) Реология бурового раствора (увеличение СНС для создания нетекучего слоя в околоствольной зоне скважины).

5. При принятии решения о действиях в непредвиденной зоне поглощения бурового раствора в процессе бурения, каковы правильные решения и действия для исправления ситуации наиболее быстрым и экономически эффективным способом?

Ильшат Ганеев:
1) Решение об изменении типа и плотности бурового раствора,
2) ввод наполнителя и прокачка кольматирующих пачек,
3) изменения показателей реологических свойств,
4) корректировка режима бурения в части расхода бурового насоса, скорости бурения, КНБК.

6. Какие продукты/услуги вы поставляете для решения проблем с поглощением бурового раствора?

Ильшат Ганеев:
Мы предлагаем ряд решений:
  • Изолирующие смеси на водной основе (раствор с высоким уровнем фильтрации для закачки под давлением, дизельное топливо/бентонит, сшитый полимер, дизельное топливо/бентонит/цемент, цементный раствор).
  • Изолирующие смеси на углеводородной основе (диатомовая земля, карбонат кальция M-I-Х-II, твёрдая пробка для углеводородных растворов.
  • Технологию закачки высоковязких кольматирующих пачек.
  • Разнофракционные и разнородные кольматанты для ликвидации поглощений, в том числе и в продуктивном пласте.
  • ОЛКС.

7. Не могли бы Вы описать недавний опыт использования ваших продуктов в процессе бурения для успешного уменьшения или прекращения поглощения бурового раствора? Опишите сценарий, процедуру и результаты.

Ильшат Ганеев:
Нижеуказанная технология была применена нашим подрядчиком по буровым растворам при строительстве скважины.
В процессе строительства скважины на Спасском месторождении, ниже 1150 метров началось поглощение бурового раствора интенсивностью 30 м³/ч и более. Далее при углублении скважины до глубины 1418 метров велась постоянная борьба с поглощениями различной интенсивности. Предположительно, в интервале 522-769 м (интервал Верхнего Карбона) скважина изливает пластовой водой (1,06 г/см3) с содержанием сероводорода. На основании данных ГИС были определены интервалы с наиболее интенсивным поглощением: 1184-1190м, 1200-1210 (20) м. Потери бурового раствора составили 543 м3. Суммарный объём глинистой пасты/гельцемента/НДР/опила составил 337 м3. Затраченное время на ликвидацию осложнения составило 41 день.
Было принято решение прокачать 7 м3 состава «QUICK-STONE» для ликвидации зоны катастрофического поглощения.
Результат после прокачивания и разбуривания состава положительный. Интенсивность поглощения после разбуривания состава составила 2-3 м3/час, что позволило продолжить углубление скважины с вводом наполнителей по активу раствора.

8. В условиях, когда рынок страдает от низких цен на нефть, применяются ли «упрощенные схемы» для решения проблем с поглощением бурового раствора? Если да, то как это сказывается на скважине, в краткосрочной и долгосрочной перспективах?

Ильшат Ганеев:
Главное требование в нынешних условиях - снижение стоимости на ликвидацию поглощения. Но важно учесть главный фактор и не снизить естественную проницаемость. При использовании кислотонерастворимых кольматантов в продуктивке можно снизить коллекторские свойства пласта. Итогом будет быстрый выход из строя ЭЦН и как следствие снижение межремонтного периода скважины.

9. Каково будущее для развития технологий, связанных с поглощением бурового раствора – какие новые продукты/услуги можно ожидать увидеть в ближайшем будущем?

Ильшат Ганеев:
Приоритетна разработка комплексных мер по предотвращению поглощений. Перспективно применение кольматационных переводников, сшивающихся высокоадгезионных составов, набухающих составов, а также буровых растворов с низкими плотностями (менее 1,0 г/см3 – РУО).

Журнал ROGTEC, №44, 2016

Возврат к списку