Поглощение бурового раствора

Курсовая работа

Поглощения в скважинах буровых растворов и других жидкостей – один из основных видов осложнений. Ежегодные затраты времени на их ликвидацию по предприятиям нефтегазовой промышленности составляют 500 — 6000 тыс. ч. Однако, эти затраты существенно увеличиваются в связи с тем, что из-за поглощений цементного раствора не обеспечивается проектная высота его подъема, что приводит к необходимости проводить ремонтные работы; кроме того при освоении скважин (первичном и после капитального ремонта) происходит снижение проницаемости продуктивных пластов и т.д.

Поэтому одним из путей сокращения цикла строительства скважин на 25-30 % и уменьшения времени освоения скважин после капитального ремонта(особенно на последней стадии разработки месторождения) является совершенствование способов и средств борьбы с поглощениями буровых растворов и иных жидкостей в скважинах. Подход к решению проблемы вскрытия поглощающих горизонтов при бурении и освоении продуктивных горизонтов после капитального ремонта должен быть индивидуальным.

Методика выбора мероприятий по предупреждению и борьбе с поглощениями жидкостей основана на количественных критериях, отражающих геологическое строение и гидродинамическую характеристику пластов.

РАЗДЕЛ 1 ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ И ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПОГЛОЩЕНИЙ

Поглощение бурового раствора – это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.

Поглощение промывочной жидкости объясняется, во-первых, превышением давления столба жидкости в скважине на пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.

Поглощение буровых растворов и иных жидкостей в поглощающие пласты обусловлены наличием пор, каналов, трещин, пустот в проходимых скважиной породах и (или) недостаточной устойчивостью (сопротивляемостью) пород давлению столба жидкости в скважине, в результате чего возникает гидроразрыв пород и в щели проникает жидкость.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить на две группы:

1.Геологические факторы – тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.)

6 стр., 2623 слов

Приток жидкости к скважине или группе скважин в зависимости от ...

... виде (1.14) 2. Особенности притока жидкости к скважинам и батареям скважин 1 Приток жидкости к скважине, эксцентрично расположенной в круговом пласте Пусть эксплуатационная скважина находится в пласте с круговым ... течения и метод суперпозиции (потенциала). 1. Приток жидкости к скважинам с различным расположением контура питания 1 Приток жидкости к группе скважин в пласте с удалённым контуром питания ...

2.Технологические факторы – количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-подъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

При поглощении многократно увеличивается расход промывочной жидкости, необходимый для проходки скважины; замедляется темп углубления, так как буровая бригада вынуждена расходовать часть рабочего времени на приготовление и обработку значительного объема промывочной жидкости. В результате возрастает стоимость бурения.

При поглощении уровень промывочной жидкости устанавливается на несколько десятков и даже сотен метров ниже уровня скважины. Вследствие этого снижается противодавление на стенки скважины и может начаться приток пластовых жидкостей и газа из горизонта с более высоким коэффициентом аномальности. Иногда при снижении уровня жидкости обнажаются стенки скважины, сложенные неустойчивыми породами. Колебание противодавления на стенки и периодическое осушение и вновь увлажнение неустойчивых пород, вызванные изменением положения уровня промывочной жидкости могут быть причиной их осыпания или обвала.

Поглощение может быть вызвано следующими причинами:

  • а) увеличением плотности промывочной жидкости выше предела;
  • б) чрезмерно высоким гидродинамическим давлением возникающим при промывке скважины на участке от поглощаемого горизонта до устья и обусловленным большой скоростью течения, малой величиной зазора между колонной труб и стенкой скважины либо неудачным выбором реологических свойств промывочной жидкости;
  • в) высоким гидродинамическим давлением в момент восстановления циркуляции, обусловленным большой величиной статического напряжения сдвига промывочного раствора;
  • г) высоким гидродинамическим давлением, возникающем при спуске колонны труб с большой скоростью либо с большим ускорением;
  • д) высоким гидродинамическим давлением, возникающем при промывке скважины или в период СПО, если на колонне труб или долоте образовался сальник.

РАЗДЕЛ 2 ХАРАКТЕРИСТИКА ПОГЛОЩАЮЩИХ ПЛАСТОВ

По современным представлениям зоны полного поглощения бурового раствора возникают, в основном, при разбуривании кавернозных пластов, обладающих развитой естественной трещиноватостью, которая образует сеть наклонных и вертикальных трещин большого простирания. Указанные трещины, как правило, заполнены минерализованной водой плотностью 1120-1170 кг/м 3 . Значительная часть всего объема трещин и каверн приходится на долю вертикальных трещин, длина, высота и ширина (раскрытость) которых может достигать больших размеров (длина — от 50 до 100 и более метров, раскрытость — от 1-2 до 80-100 мм и более).

Все зоны поглощения условно разделены на три категории по величине раскрытия каналов поглощения. Зоны I категории представлены мелкотрещиноватой и пористой средой с раскрытием каналов до 5 мм. Зоны II категории представлены среднетрещиноватой средой с раскрытием каналов в диапазоне 5-100 мм. Зоны III категории представлены крупнотрещиноватой и кавернозной средой с раскрытием каналов более 100 мм.

53 стр., 26272 слов

Учебное пособие: Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

... Чистка ствола скважины от посторонних предметов Зарезка второго ствола Режимы бурения Промывочные жидкости и борьба с осложнениями Контроль параметров промывочной жидкости Борьба с поглощением промывочной жидкости Борьба с ... обсадными колоннами. Пласты, выраженные плотными породами (известняк, песчаник) обычно не перекрывают колонной, а эксплуатируют скважинами с открытым забоем. В этом случае башмак ...

В зонах I категории возникают, как правило, частичные поглощения, которые поддаются ликвидации методами профилактики. В зонах II и III категорий возникают полные (катастрофические) поглощения.

Поглощающие пласты в бурящихся скважинах могут быть представлены пористыми, трещины и обладают поровой и трещинной проницаемостью, трещиноватые породы характеризуются межзерновой пористостью, а кавернозные породы разбиты микротрещинами различной раскрытости.

Проницаемость песчано-глинистых пород зависит от размеров пор, которые могут быть субкапиллярными, капиллярными и сверхкапиллярными. Соединяющиеся между собой поры образуют поровые каналы, которые служат путями движения жидкостей и газа. В субкапиллярных каналах жидкости удерживаются силами притяжения на поверхности минеральных зёрен, и в природных условиях жидкости в них перемещаются очень медленно. В капиллярных каналах движение жидкостей происходит только при приложении силы большей, чем противодействие капиллярных сил. По сверхкапиллярным каналам жидкости (вода, нефть и пр.) движутся свободно. К субкапиллярным каналам относятся каналы диаметром меньше 0,0002 мм, к капиллярным – 0,508 – 0,0002 мм и к сверхкапиллярным – больше 0,508 мм.

В трещиноватых мелко – и среднезернистых песчаниках и алевролитах интенсивные поглощения буровых растворов не происходят, так как образуются при фильтрации раствора в пласт глинистая корка скважины имеет низкую проницаемость и препятствует проникновению раствора в пласт. В крупнозернистых песчанистых и алевролитах раствор фильтруется с большой скоростью. Ещё интенсивнее раствор проникает в пласты конгломератов, имеющих каналы диаметром 1-5 мм и более.

Наиболее часто буровой раствор поглощается в карбонатных (обычно известняки) породах.

Различаются известняки с первичной или вторичной пористостью и трещиноватые. К первым относятся мел, раковинные и коралловые известняки. Ко вторым – все известняки и доломиты, пористость которых является результатом последующего выщелачивания. Третью группу составляют известняки и доломиты, трещиноватость которых обусловлена процессами доломитизации, вызывающими сокращение объема породы, или тектоническими причинами.

Раковинные, коралловые известняки и мел имеют высокую пористость, но их пустоты не все сообщаются между собой, что снижает их проницаемость. Известняки со вторичной пористостью являются хорошими коллекторами. Различаются известняки мелкопористые, крупнопористые и кавернозные. Трещиноватые известняки также обладают высокой проницаемостью.

Проницаемость К т трещиноватых пород зависит от коэффициента их трещинной пористости и степени раскрытия трещин. Наиболее часто величину Кт рассчитывают по формуле

К т = а . 106 ·δ2 ·mт,

где а — безразмерный коэффициент, который по данным различных исследователей колеблется в пределах 8,35 – 8,50; δ – величина раскрытия трещин, см; m т – коэффициент трещинной пористости.

17 стр., 8332 слов

Сущность продуктивных пластов

... решенной, поскольку отсутствуют методы проектирования и достижения в промысловых условиях заданной величины пласт скважина буровой 1. Первичное вскрытие продуктивных пластов Эффективность добычи ... прочность горных пород, наличие в разрезе поглощающих пластов, пластов с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) применение этого способа сопровождается: гидроразрывами горных пород, поглощениями ...

На интенсивность поглощений влияют также пересекаемые скважинами тектонические нарушения и гидравлические разрывы пластов. Тектонические нарушения разбирают пласты пород на блоки, которые могут быть смещены относительно друг друга до 1000 м и более. В зонах дробления пород в области тектонических нарушений нередко возникают интенсивные поглощения без выхода циркуляции. При гидравлическом разрыве пласта интенсивность поглощения резко возрастает за счет увеличения площади контакта бурового раствора с породой по поверхностям трещины.

По размерам поглощающих каналов выбирают материал для изоляции поглощающих горизонтов.

РАЗДЕЛ 3 ТРЕБОВАНИЯ К ТАМПОНАЖНЫМ МЕТАРИАЛАМ

Для перекрытия поглощающих каналов применяют различные тампонажные смеси. В большинстве случаев их приготавливают на поверхности с применением оборудования, а затем по колонне бурильных труб или по стволу скважины доставляют к зоне поглощения. Для обеспечения возможности прокачивания смеси к зоне поглощения и для качественного перекрытия поглощающих каналов смесь должна иметь определенные физико-механические свойства и отвечать технологическим требованиям проведения тампонажных работ.

Сроки схватывания, пластическая прочность и загустевание должны легко регулироваться применительно к конкретным геолого-техническим условиям. Начало схватывания смеси после окончания продавливания ее в пласт должно быть не менее 10-15 мин, но не более 25-30 мин. Тампонажная смесь должна быть устойчивой к разбавлению буровым раствором или пластовой водой, быстро наращивать структурно-механические свойства после продавливания в поглощающий пласт. Тампонажный камень должен иметь прочность на сжатие не менее 0,5-1 МПа через 8-16 ч твердения и не разрушаться под действием агрессивных пластовых вод, температуры и давления.

Перед закачкой смеси следует провести экспресс-анализ ее при температуре и давлении данного поглощающего пласта с использованием контактных материалов и реагентов, которые будут применяться при тампонажных работах.

Для изоляции зон поглощений используют смеси на основе вяжущих веществ, полимеров и на глинистой основе. В зависимости от начальных структурно-механических свойств смеси условно подразделяют на растворы и пасты. К растворам относят смеси с незначительной начальной прочностью структуры (до 0,3 — 0,8 кПа), имеющие хорошую текучесть (растекаемость не менее 13-15 см) и прокачиваемость. Тампонажные растворы наиболее эффективны для изоляции пластов, представленных пористыми и мелкотрещиноватыми коллекторами малой и средней интенсивности поглощения. К тампонажным пастам относятся нерастекаемые, но прокачиваемые массы, характеризующиеся начальной пластической прочностью свыше 0,8 кПа. Хорошую прокачиваемость по бурильным трубам и высокую эффективность при тампонировании зон интенсивных поглощений имеют пасты с начальной пластической прочностью 1,8 — 2,5 кПа. Пасты эффективны при изоляции интенсивных поглощений, приуроченных к крупнотрещиноватым и кавернозным породам.

В зависимости от компонентного состава тампонажные смеси могут быть твердеющими и нетвердеющими. Твердеющие смеси на основе вяжущих и полимеров в результате отверждения в поглощающем пласте образуют тампонажный камень, обладающий достаточной механической прочностью. Нетвердеющие смеси на глинистой основе представляют собой высоковязкие изолирующие тампоны, обладающие высокой конечной пластической прочностью.

20 стр., 9754 слов

Реконструкция гидротехнических сооружений на основе применения ...

... созревании бетона. 1. Бетонные работы Часто при реконструкции гидротехнических сооружений существует необходимость проведения бетонных работ. При этом, ... высотного и гидротехнического строительства. Средняя прочность таких бетонов достигает 100 МПа при подвижности смеси П 4. ... следует учитывать, что для гидротехнических сооружений не следует применять волокна на основе целлюлозы по причине их ...

РАЗДЕЛ 4 СОСТАВЫ И СВОЙСТВА ТАМПОНАЖНЫХ СМЕСЕЙ

Успех работ по борьбе с поглощениями в значительной мере определяется качеством применяемых тампонажных смесей.

Тампонажная смесь должна обладать рядом особенностей. Она должна оставаться текучей в процессе транспортирования ее к месту поглощения и быстро схватываться, превращаясь в камень за короткое время. Камень не должен разрушаться под действием пластовых вод, температуры и давления. Выбирать компоненты тампонажной смеси и устанавливать ее свойства следует с обязательным учетом конкретных условий скважин.