Выше, мы кратко рассмотрели способы ликвидации частичных поглощений промывочной жидкости, но при катастрофических поглощениях ситуация резко меняется. Как правило, катастрофические поглощения происходят в трещиноватых породах и/или кавернозных породах и ликвидация этого типа поглощения требует больших затрат и применения специальных технологий.
Закачка цементных растворов, вязкоупругих систем и т.п. положительных результатов не приносит. Закачка (намыв) наполнителей, также не всегда даёт положительный результат, т.к. размеры трещин на порядок больше размера наполнителя.
Одним из самых надёжных способов ликвидации данного вида нарушения является перекрытие интервала поглощения колонной труб. В литературе описывается несколько способов перекрытия интервала поглощения.
В практике бурения нефтяных и газовых скважин прошли опытно-промышленные испытания металлических кассет для перекрытия зон поглощения. Для этого участок, подлежащий перекрытию, предварительно расширяют. А колонне бурильных труб в расширенный интервал спускают кассетный перекрыватель, на котором в свёрнутом виде надет стальной или дюралюминиевый лист соответствующих размеров. Кассета освобождается при подъёме устройства после срезки стопорных устройств промывочной жидкостью. Расправляется кассета под действием упругих сил и перекрывает интервал. После чего про-изводится его тампонирование.
Существуют конструкции, в которых перекрывающее устройство изготовлено из дюралюминиевой гофрированной трубы. Для её установки, в расширенном участке скважины, создают давление внутри трубы, в результате чего она расправляется до цилиндрической формы.
В настоящее время, для ликвидации данного вида осложнений применяют профильные перекрыватели. Для их установки сначала производят расширку ствола скважины в выбранном интервале, спускают профильный перекрыватель и, раскатывают его по стенкам скважины специальным устройством.
Все эти механические способы ликвидации поглощений достаточно трудоёмки и дорогостоящи.
4. Иные способы ликвидации поглощений
Существует ряд технологий по принудительной гидроструйной кольматации стенки скважины твёрдой фазой и полимерными реагентами, которые позволяют упрочнять стенки ствола скважины и изолировать проницаемые зоны, снижая объём фильтрата, проникающего в коллектор.
Более логичным для ликвидации С этой целью может быть использован наддолотный эжекторный насос ЭЖГ. ЭЖГ работает следующим образом. Рис. 1.
Над долотом устанавливается ЭЖГ ниже КНБК. Собранная компоновка спускается на забой. При циркуляции часть бурового раствора проходит через насадки долота, очищая забой, другая часть используется в ЭЖГ.
При подаче бурового раствора на сопло струйного насоса, высоконапорная струя поступает в камеру смешения. За счёт высокой скорости смешанного по-тока в месте соединения камеры смешения и подводящего канала (1 зона эжекции) создаётся разряжение, и жидкость из зоны работы долота вместе со шламом через подводящие каналы выходит в кольцевое пространство, ударяется о стенку скважины, упрочняя её. За счёт высокой скорости движения жидкости в кольцевом пространстве между стенкой скважины и корпусом ЭЖГ (2 зона эжекции) создается значительная депрессия в зоне работы долота с одновременной кольматацией стенки скважины буровым раствором и шламом. Эта технология предназначена для предотвращения частичных поглощений бурового раствора и увеличения скорости бурения и проходки на долото
Испытания ЭЖГ проводились при роторном способе бурения и бурении гидравлическими забойными двигателями на месторождениях Сахалина, Западной Сибири, Саратова и Татарстана. Было пробурено более 50 скважин и определены основные показатели его работы и критерии применимости.
Результаты работ показали, что прирост скорости бурения и проходки на долото зависит от перепада давления на ЭЖГ, минимальный перепад давления должен составлять не менее 3,0 МПа. Увеличение скорости бурения составляет 25…30%, а проходки на долото – 35…40%. При дальнейшем увеличении перепада давления прирост показателей также увеличивается: при перепаде давления на ЭЖГ 6,0 МПа, увеличение скорости составляет 80…100%, проходки – 100…120%.
Анализ скважин, пробуренных с применением ЭЖГ показал, во всех интервалах применения ЭЖГ диаметр ствола скважины был близок к номиналу, а время освоения скважин сократилось на 25…30%.
Для прохождения зон катастрофических поглощений разработана иная технология их прохождения с применением ЭЖГ.
В последнее время широкое распространение приобретает технология вскрытия продуктивного пласта на депрессии. Это достаточно сложная и дорогая технология, требующая основательной подготовки к проведению работ, большого количества специальной техники и квалифицированных специалистов для проведения данного вида работ. Помимо всего прочего эта технология не может применяться в скважинах, разрез которых сложен неустойчивыми по-родами, т.к. при применении данной технологии депрессия создаётся не только в зоне вскрытия пласта, а по всему стволу скважины.
Данные недостатки можно исключить, если применить иной подход к бурению на депрессии.
Традиционно считается, что снизить давление на забой можно лишь снижением плотности бурового раствора, включая его аэрацию, но никто не рассматривал вопрос о применении специальных устройств - эжекторных насосов, которые также могут снижать гидростатическое давление на пласт.
В настоящее время в нашей компании разработана технология по увеличению скорости бурения с применением наддолотных эжекторных насосов ЭЖГ. В результате промысловых экспериментов доказано, что вполне реально увеличить механическую скорость бурения и проходку на долото от 25 до 200%. Увеличение скорости бурения происходит за счёт снижения гидростатического давления в зоне работы долота. Расчёты показывают, что в зависимости от перепада давления на долоте и ЭЖГ снижение гидростатического давления в зоне работы долота могут достигать от 3,0 до 8,0 МПа, что при глубине бурения 1200м, гидростатическое давление на забое может составлять 6,0…4,0 МПа. Ещё основным преимуществом применения данной технологии является то, что в случае неконтролируемого выброса, при прекращении циркуляции, гидростатическое давление восстанавливается, что невозможно при существующей технологии аэрации промывочной жидкости.
Данная технология позволяет проходить зоны катастрофических поглощений с минимальными потерями бурового раствора, но не ликвидировать их.
Для ликвидации таких зон ними был разработан полимерный реагент ПБС и способ его применения. Впервые данная технология была испытана на месторождениях НГДУ «ТатРИТЭКнефть». Заколонные перетоки характеризовались высокой приёмистостью (свыше 500м3 /сут при давлении 2,0 МПа). Традиционными способами ликвидировать их не удалось. В скважину закачивалось до 100м3 цементного раствора с наполнителем, но ликвидировать данное осложнение не удалось, приёмистость практически не изменялась. Было принято решение, в качестве эксперимента, закачать реагент ПБС. Закачка реагента ПБС проводилась в углеводородной среде (нефти) в количестве 120кг на 1 нарушение. При закачке использовалось стандартное оборудование. Продавка реагента производилась водой. Из 6 обработанных скважин на 5 – заколонный переток был ликвидирован. Обработка одной скважины была неудачна, т.к. количество реагента ПБС составило всего 60 кг. В числе 5 удачно обработанных скважин, одна была нагнетательная. В эту скважину также было закачано 120 кг реагента ПБС и, через 24 часа скважина была запущена под закачку, переток был ликвидирован, что говорит о высоких тампонирующих свойствах данного реагента.
Также данная технология прошла испытания на Хасырейском местрождении по ликвидации катастрофического поглощения при бурении в карбонатных породах. Изоляционные работы проводились в интервале 1160-1204,0 м. Перед началом работ была произведена промывка интервала поглощения от остатков соляной кислоты. Доподняли воронку до глубины 1157м. При закрытом превенторе закачали в бурильные трубы пресную воду 10 м3, 0,5м3 безводной нефти, суспензию реагента ПБС в количестве 50 кг на 1м3 безводной нефти, количество реагента ПБС – 300кг, объём суспензии составил 6,0 м3, далее продавка - 14м3 пресной воды. В процессе закачки определяли приёмистость скважины: вначале приёмистость на воде составляла 35 м3 /час, при 0 атм, затем давление плавно поднялось до 10 атм, при закачке суспензии приёмистость снизилась до 21 м3 /час при давлении 30 атм. После реагирования в течение 4 часов произвели промывку скважины, вымыли нефть и часть реагента.
После спуска воронки на забой и заменой воды на глинистый буровой раствор поглощение прекратилось.
Применение реагента ПБС в добывающих и нагнетательных скважинах для ликвидации заколонных перетоков обусловлено рядом его физико-химических свойств:
* Реагент ПБС представляет собой тонкодисперсный порошок с насыпной плотностью 900-1100кг/м3;
* Реагент ПБС полимеризуется в зоне проведения ремонта при контакте с водой;
* Реагент ПБС обладает высокой адгезией к поверхности породы;
* Реагент ПБС после полимеризации устойчив к воздействию агрессивных сред;
* В процессе полимеризации реагент ПБС увеличивается в объеме до 50 раз;
* Время полимеризации реагента ПБС при контакте с водой составляет от 20мин до 3 часов.
* В нефтенасыщенной части пласта реагент ПБС остаётся инертен, в объёме не увеличивается и легко выносится из порового пространства.
Результатом применения технологии является снижение отбора воды в до-бывающих скважинах, восстановление целостности эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин и ликвидация поглощений при бурении.
В качестве объектов применения данной технологии выбирают скважины, в которых геофизическими или другими методами обнаружены заколонные перетоки или установлено катастрофическое поглощение.
При выборе объектов промысловых работ должны выполняться следующие геолого-технологические требования, обеспечивающие корректные условия проведения работ:
С.§С до +130§• Температура в зоне ремонта от 0
• Приемистость в зоне нарушения должна быть не менее 100 м3/сутки при давлении 50 атм.
• Технология наиболее применима в трещиноватых коллекторах (карбонатах) или терригенных коллекторах с катастрофическим поглощением (от 1м3/ час при циркуляции жидкости до условия без выхода циркуляции).