Попередження поглинань

У зв'язку з тим, що геологічна будова, а отже, і характеристики поглинаючих горизонтів в різних регіонах різні, тому і методи попередження поглинань специфічні. Проте всі вони зводяться до забезпечення мінімального надмірного тиску на поглинаючий пласт і запобігання різким коливанням тиску в свердловині.

Це досягається за рахунок:

- зниження густини розчину;

- використання аерованих розчинів;

- зменшення витрати (швидкості висхідного потоку) розчину;

- обмеження швидкості спуско - підйомних операцій;

- розходження (ходіння) інструменту перед пуском насосів і плавного відновлення циркуляції;

- підбору відповідних КНБК;

- запобігання утворення сальників.

Як наголошувалося раніше, поглинання бурового розчину не відбувається, якщо тиск в свердловині Р_с менше тиску поглинання Р_п. Якщо циркуляція бурового розчину відсутня, то тиск в свердловині рівний гідростатичному Р_гст. Звідси максимальна густина розчину може бути визначена з виразу:

. (7.21)

Істотне зниження густини розчину може бути отримане за рахунок його аерації, що значно знижує гідростатичний тиск в свердловині. Одночасно підвищуються техніко-економічні показники, поліпшується якість розтину продуктивних горизонтів, особливо з АНПТ, за рахунок зниження диференціального тиску. Густина аерованих розчинів досить легко регулюється в межах від 0,1 до 1 г/см³. Для поліпшення виносної здатності в рідку фазу розчину вводиться ПАВ, які перешкоджають також укрупненню газових міхурів. Є досвід буріння свердловин з використанням так званих модифікованих пін.

Проте застосування аерованих розчинів можливе тільки у випадку, якщо обвалювання стінок свердловини і прояви маловірогідні.При великій глибині свердловини потрібно мати могутні компресори. В процесі буріння відбувається спінювання розчинів, а ефективних способів гасіння пін поки що немає. Достатньо складне дегазування розчинів.

Якщо в процесі буріння на колоні бурильних труб утворюються сальники, то це приводить до зростання гідродинамічного і динамічного тисків, в результаті чого тиск в свердловині зростає, а отже, збільшується вірогідність поглинання бурового розчину. Тому необхідно приймати всі заходи по запобіганню сальникоутворення.

7.4.3 Ліквідація поглинань

При виникненні поглинань бурового розчину перш за все необхідно визначити спосіб ліквідації.

В даний час на практиці застосовуються такі способи ліквідації поглинань:

• з використанням наповнювачів;

• за допомогою тампонажних сумішей;

• вибухом.

Загальні рекомендації по застосуванню того або іншого способу (залежно від інтенсивності поглинання і характеристики поглинаючого пласта) зводяться до наступних:

• у поглинаючих горизонтах, представлених пористими і тріщинними (з невеликим розкриттям тріщин) гірськими породами, і при частковому поглинанні переважно застосовують різні наповнювачі, які добавляють до бурового розчину;

• при повних поглинаннях великої інтенсивності в тріщинних породах, схильних до осипань та обвалювань, рекомендується використовувати різні тампонажні суміші;

• при катастрофічних поглинаннях, коли інші методи малоефективні, може бути використаний вибух, або в зону поглинань встановлюють спеціальні перекривачі.

На практиці можливе поєднання різних з цих методів. Так, наприклад, в поглинаючий горизонт спочатку намивається наповнювач, а потім тампонажна суміш; у тампонажну суміш вводяться різні наповнювачі; вибух заряду ВР проводиться в тампонажній суміші.

Ліквідація поглинань за допомогою наповнювачів

Цей спосіб ліквідації поглинань є достатньо ефективним і таким, що не вимагає великих додаткових витрат засобів і часу. Його суть полягає в тому, що в буровий розчин вводяться наповнювачі − інертні речовини з відповідними розмірами і формою частинок. В процесі буріння ці частинки проникають в канали відходу розчину і перекривають їх.

Як наповнювач може бути використаний практично будь-який матеріал, що складається з частинок порівняно малих розмірів, при введенні яких в буровий розчин, він може прокачуватися насосом. В даний час в літературі описано застосування більше 700 видів наповнювачів.

Найбільш відомі з них −тирса різних матеріалів, стружка, торф, порізана солома, гумова крихта, відходи переробки бавовни, роздроблена шкаралупа горіхів, слюда, азбест, порізане куряче пір'я, шкіра – горох, риб'яча луска і т.д.

Всіх наповнювачів можна підрозділити на три групи:

− волокнисті(найбільш ефективні при закупорюванні піщаних і середній зернистості гравієвих пластів, дрібних тріщин);

− пластинчасті(рекомендується використовувати в грубозернистому гравії і тріщинних породах з розкриттям тріщин до 2,5 мм);

− зернисті(використовуються для закупорки крупніших тріщин).

У реальних випадках рекомендується використовувати комбінацію різних наповнювачів.

Ліквідація поглинань за допомогою тампонажних сумішей

Тампонажні суміші – це суміші, які потрапляючи в канали відходу бурового розчину, перекривають їх, а потім втрачають рухливість.

Загальні вимоги до тампонажних сумішей зводяться до наступних:

- збереження доброї текучості під час закачування та протискування;

- можливість регулювання термінів тужавіння;

- малий опір при русі в трубах і великий в тріщинах;

- стійкість до рідин, яким заповнені пласти;

- стабільність при тиску і температурах свердловин;

- довговічність, міцність, не токсичність, дешевизна.

Всі різноманіття використовуваних в даний час тампонажних сумішей можна підрозділити на наступні види:

- суміші на основі неорганічних терпких матеріалів (цемент, гіпс, алебастр);

- суміші на основі макромолекулярних з'єднань(фенолоформалдегидні, мочевиноформалдегидні, епоксидні смоли, гіпан, ПАА);

- суміші на основі латексів;

- бітумні суміші;

- тужавіючі глинисті розчини.

В даний час в переважній більшості випадків для ізоляції поглинаючих горизонтів використовуються тампонажні суміші на основі цементу. Це пов'язано з тим, що такі матеріали досяжні, є необхідна техніка (цементнозмішувальні машини, цементувальні агрегати) для приготування сумішей і доставки її в свердловину. Терміни тужавіння суміші регулюються в широких межах від декількох хвилин (суміші ШТС, що тужавіють досить швидко) до декількох годин.

Як прискорювач тужавіння(схоплювання) найчастіше використовується хлорид кальцію СаСl₂. Для цих цілей можуть бути застосовані куховарська сіль NaCl, кальцинована сода Na₂CO₃, каустична сода NAOH та ін. Концентрація прискорювачів коливається в межах від 2 до 10 %.

Найбільш поширеними сповільнювачами процесу тужавіння є триполіфосфат натрію, КМЦ, ССБ в концентрації до 1 %.

Для зниження вартості робіт в суміші вводитися наповнювачі (бентоніт, пісок і ін.) в кількості до 50 %. Наповнювачі також покращують закупорку каналів відходу бурового розчину і знижують текучість тампонажних сумішей. Деякі з них підвищують міцність цементного каменя. Замість цементу можуть бути використані гіпс, алебастр, але частіше їх суміш з цементом. В цьому випадку терміни тужавіння дуже малі, що важливе при інтенсивних поглинаннях.

Неорганічні терті матеріали можуть приготовлятися на вуглеводневій рідині (найчастіше дизельному паливі). Це виключає схоплювання сумішей в трубах при її доставці в зону поглинання. У свердловині дизельне паливо заміщається водою і відбувається схоплювання суміші. Для полегшення відділення дизельного палива в суміш вводять ПАВ до 1 %. Використовуються наповнювачі.

Способи доставки тампонажних сумішей в зону поглинання

Залежно від термінів тужавіння, які у свою чергу залежать від інтенсивності поглинання, використовуються наступні способи доставки тампонажних сумішей в свердловину.

Суміш готуватися на поверхні і в готовому вигляді закачується в свердловину по бурильних трубах за допомогою бурових насосів, або цементувальних агрегатів.Не дивлячись на застосування різних буферних рідин, відбувається змішування тампонажних сумішей з буровим розчином. В результаті якість тампонування істотно знижується. Проте із-за простоти цей спосіб знаходить найбільше розповсюдження.

Останнім часом для запобігання перемішування тампонажної суміші з буровим розчином необхідно над зоною поглинання встановити пакер. У разі потреби пакер встановлюється і під інтервалом ізоляції. При установленні пакера є можливість повного протискування тампонажної суміші в поглинаючий горизонт.

Основним елементом пакера є гумова оболонка, що деформується в радіальному напрямі, внаслідок чого вона щільно прилягає до стінок свердловини і відбувається роз'єднування стовбура. Деформація оболонки (розкриття пакера) здійснюється під дією ваги колони бурильних труб або тиском бурового розчину. В даний час відома безліч конструкцій пакерів, які можна підрозділити на витягувані і розбурювані. Перші після спуску в свердловину розкриваються тим або іншим способом, потім закачується тампонажна суміш. Далі колона бурильних труб піднімається вгору, при цьому пакер повертається в початкове положення. В процесі підйому інструменту коливання тиску в свердловині передаються на тампонажну суміш, що може погіршити результати ізоляції поглинаючого горизонту. Розбурювані пакери у верхній частині мають ліве різьблення. Після закачування суміші в свердловину колона бурильних труб обертається вправо, пакер від'єднується, і колона піднімається. Після ОТЦ пакер і цементний стакан розбурюються.

Суха суміш з тампонажних матеріалів і прискорювачів схоплювання упаковується в поліетиленові мішки відповідного діаметру і в трубному контейнері опускаються в свердловину. У зоні поглинання потоком бурового розчину мішки виштовхуються з контейнера, а обертанням колони труб розриваються, і суміш перемішується з рідиною свердловини. В результаті відбувається тужавіння суміші.

Доставка компонентів окремо один від одного по трубах і перемішування їх в свердловині.

Цей спосіб має декілька різновидів:

• доставка по двох колонах труб. Цей спосіб вимагає великих витрат часу і тому застосовується рідко;

• послідовне нагнітання компонентів по одній колоні труб з розділенням їх буферною рідиною. В цьому випадку суміші перемішуються з буровим розчином і погано між собою;

• закачування тампонажного розчину по трубах і по них же закачування прискорювача тужавіння (затверджувача) в поліетиленових мішках завдовжки до 0,5 м відповідного діаметру. У низу колони труб вбудовується ножі для розрізання мішків.

Доставка суміші в спеціальних тампонажних снарядах. Такі снаряди містять дві камери, в яких знаходяться тампонажний матеріал і прискорювач тужавіння (затверджувач). Після спуску в свердловину потоком бурового розчину компоненти з снаряда видавлюються в свердловину і перемішуються.

Технічні засоби, використовувані для підвищення ефективності тампонажних робіт

При ліквідації катастрофічних поглинань в сильнотріщинних кавернозних породах, коли закачувана тампонажна суміш практично вся йде по великих тріщинах, не затримуючись в них, використовуються так званий перекриваючі пристрої.

На рисунку 7.2 показана схема профільного перекривача, розробленого у «ТатНИПИнефть». Перекривач складається із профільних труб 2, довжина яких вибирається із умови перекрит­тя зони поглинання знизу і зверху не менше ніж на 1,5 м. На нижній трубі встановлюють чавунний башмак 4, а на верхній — перехідник 1 з лівою різьбою. Профільні труби з'єд­нуються між собою за допомогою упорних різьб.

Рисунок 7.2 − Схема профільного перекривача конструкції «ТатНИПИнефть»

Перед спуском перекривача у свердловину проводять підготовчі роботи, які охоплюють проробку свердловини в інтервалі встановлення перекривача, шаблонування перекривача на проходимість кулі 3 по двох каналах профільних труб, шаблонування бурильних труб. У разі потреби готують герметизувальну пасту із бітуму марки БП-4 і наносять її у западини перекривача з інтервалом 10 см, попередньо нагрівши місце нанесення пасти до 50—70 °С.

Після спуску перекривача в бурильні труби опускають кулю, під'єднують ведучу трубу і встановлюють перекривач у потрібному інтервалі. Закачуванням бурового розчину доводять кулю до отвору в башмаку і подальшим підвищенням тиску розширюють перекривач до щільного притиснення до стінок свердловини. Розвантаженням інструменту на 150—200 кН перевіряють надійність закріплення перекривача на стінках свердловини.

Після роз'єднання і підйому бурильних труб опускають розвальцьовувач, за допомогою якого розширюють труби у різьбових з'єднаннях, шаблонують профільну частину перекривача і розвальцьовують нижній кінець труби.

Бажано перед проведенням операції провести розширення стовбура в зоні поглинання.

Дослідження, виконані у «ТатНИПИнефть», показали, що поперечний переріз перекри­вача у вигляді «вісімки» є найраціональнішим. Він забезпечує достатньо повне відновлення першопочаткової круглої форми труби.

Для використання профільних перекривачів у «ТатНИПИнефть» розроблено спеціальну компоновку, яка дає змогу виконати за один рейс інструменту всі операції, включаючи і роз­вальцювання. Можливість аварійної ситуації під час встановлення перекривача підвищується зі збільшенням довжини секції та кількості у ній різьбових з'єднань. В окремих випадках довжину перекривача доводили до 120 м.

Ліквідація поглинань за допомогою вибуху

Вибухові роботи в свердловинах з метою ліквідації поглинань застосовується як крайній захід і лише при катастрофічних поглинаннях. Як показують дослідження, після вибуху тріщини заповнюються шматками породи, причому ефект максимальний, коли заряд прилягає до породи, а його діаметр істотно більше ширини тріщини.

Після вибуху глинистий розчин перетворюється на стійку піну, що не розтікається протягом декількох діб.

В даний час використовується декілька різновидів цього методу ліквідації поглинань:

► заряд ВР завдовжки, рівній потужності інтервалу поглинання, опускається на кабелі і вибухає в глинистому розчині.Потім проводиться тампонування за звичайною схемою;

► заряд ВР необхідної довжини опускається на кабелі в свердловину або в середину колони бурильних труб і вибухає в тампонажній суміші, яка нагнітається наперед в свердловину, або по колоні труб. Низ колони розташовується вище за зону поглинання;

► у зону поглинання опускається контейнер з трьома радикальними відсіками. Внутрішній відсік містить заряд ВР, середній, – прискорювач тужавіння (затверджувач), а зовнішній – тампонажну суміш. Після вибуху відбувається миттєве тужавіння суміші. Тампонажна суміш може бути закачана наперед, а контейнер містить тільки ВР і прискорювач;

► у свердловину на трубах опускається контейнер з затверджувачем, через труби закачується тампонажна суміш, а потім на кабелі опускається заряд ВР і проводиться вибух.

На закінчення слід зазначити, що всі вищевикладені методи ліквідації поглинань бурового розчину дають, як правило, тимчасовий ефект.

Найнадійніший спосіб – спуск колони обсадних труб.