Поглощения бурового раствора

Бурение нефтяных и газовых скважин остается сложным процессом, несмотря на повсеместное применение инновационных технологий и современного оборудования. Одной из основных проблем, которые возникают в процессе разработки месторождений, является поглощение бурового раствора горными породами. Такое осложнение может привести к тому, что затраты времени и труда существенно вырастут, а это повлечет снижение рентабельности скважины. Причины возникновения данного процесса, его виды и основные методы устранения проблемы будут изложены ниже.

Что такое поглощение бурового раствора

Поглощение в бурении – это перемещение бурового/тампонажного раствора в пласт в объемах, превышающих его естественную убыль. Чаще всего оно наблюдается:

• при прокладке второго ствола скважины в породах с пустотами (трещиноватыми, пористыми, кавернозными);
• наличии сильно дренированных продуктивных пластов;
• во время проведения ремонтно-изоляционных работ.

Поглощение при бурении приводит к уменьшению объема буровой жидкости, что легко заметить по снижению уровня в емкостях системы циркуляции. Это приводит:

• к нарушению циркуляции промывочной смеси;
• ухудшению промывки и снижению ее качества;
• увеличению времени на приготовление новых объемов буровой жидкости;
• бóльшим расходам материалов и реагентов;
• учащению в бурении неконтролируемых выбросов и фонтанов.

Для ликвидации перечисленных процессов необходимо установить истинные причины поглощения бурового раствора и подобрать оптимальный вариант их устранения. Неправильно подобранный метод потребует определенных затрат, но не устранит негативные процессы.

Причины возникновения поглощений при бурении скважины

К территориям, где чаще всего наблюдается поглощение буровых растворов, относятся Восточная Сибирь, Поволжье и Урал. Основные причины возникновения таких негативных процессов в бурении – это:

• особенности горных пород. Последние имеют трещины, пустоты, каверны, поры. Такая проницаемая структура ведет к повышенному поглощению буровых составов. Поглощение в бурении может возникать также из-за низкой устойчивости пород к гидравлическому разрыву;
• использование утяжеленных составов. Если гидродинамическое давление буровой жидкости выше пластового, то она закачивается в трещины, поры либо каверны поглощающего пласта;

Возникновению поглощения в бурении способствуют также все факторы, увеличивающие давление в затрубном пространстве, а также слишком низкое давление пласта и тектонические нарушения.

Основные признаки

При вскрытии поглощающего пласта увеличивается механическая скорость проходки, снижается давление буровой жидкости, уменьшается ее объем, циркулирующий в стволе скважины. Может заклиниваться бурильный инструмент, наблюдаются провалы. Все перечисленное является признаком вскрытия поглощающего пласта при проведении буровых работ. Для ликвидации проблемы при бурении необходимо принять соответствующие меры.

Негативные последствия 

Если своевременно не принять меры по ликвидации поглощения бурового раствора и ограничиться лишь закачкой дополнительных объемов промывочной жидкости, проблема не исчезнет. Такое половинчатое решение со временем приведет к ряду негативных последствий:

• постепенному разрушению продуктивной зоны;
• снижению уровня буровой жидкости в скважине;
• прихватам колонны;
• невозможности точно оценить пласт;
• обвалу ствола скважины;
• флюидопроявлению и другим процессам, ухудшающим эксплуатацию скважины.

Виды поглощений бурового раствора

Чтобы выбрать наиболее эффективный способ ликвидации, необходимо знать, к какой категории относится данный процесс. Для определения вида поглощения бурового раствора оцениваются основные параметры:

• интенсивность (оценка в м³/час);
• коэффициент интенсивности (относительно давления);
• показатель разрыва трещин (оценка в мм);
• коэффициент удельной приемистости;
• количество тампонирований и часов на их проведение.

Оценка полученных результатов конкретного поглощения бурового раствора и определение вида, к которому оно относится, позволяет выбрать наиболее эффективный метод борьбы. По интенсивности процесс делится на три категории:

• Частичное (1-2 м³/час): когда буровой раствор выходит на устье, снижения уровня в скважине не наблюдается.
• Полное (2–5 м³/час): небольшое падение уровня в скважине и ухудшение циркуляции.
• Катастрофическое (свыше 5 м³/час): значительное снижение уровня в скважине.

При классификации по объему потерь бурового реагента на 1 м бурения выделяется пять основных групп.

Умеренное. Потери невелики, составляют менее 5 % от объема бурового реагента, который подает насос. Для ликвидации проблемы в бурении чаще всего проводится замена воды на буровую глинистую суспензию и закачка последней в скважину до тех пор, пока не будет восстановлена стандартная циркуляция.

Частичное. Потери объема бурового состава составляют 5–30 %. В этом случае его заменяют или корректируют состав и свойства. Например, уменьшают плотность, повышают динамическую вязкость и водоотдачу. Для ликвидации поглощения в бурении могут применяться пены, растворы со специальными свойствами (аэрированные, отверждаемые и т. п.). В ряде случаев эффективным методом оказывается снижение скорости спуска инструмента в скважину.

Среднее. Буровой раствор поглощается в объеме 30–60 %. При таком уровне поглощения требуется использование для скважины специализированных буровых растворов. Обычно это структурированные жидкости, которые содержат высокомолекулярные органические соединения. Применяются также пены, закачка воздуха под давлением, эжекторные и/или эрлифтные снаряды.

Полное. Объем поглощения бурового реагента составляет 60–100 %. Для ликвидации такого уровня потребуются специальные материалы с наполнителями, быстросхватывающиеся смеси, пасты. Их использование позволит быстро снизить уровень поглощения.

Катастрофическое. Это самый критический случай. Он означает, что даже при максимальном уровне закачки буровой состав не выходит на поверхность скважины. Для быстрого устранения аварийной ситуации используются:

• Отвердевающие составы (в т. ч. с наполнителями);
• Тампонирование скважины;
• Смолизация/битумизация;
• Замораживание;
• Вяжущие смеси и ряд других методов.

Ликвидация поглощений

Лучший способ борьбы с поглощением бурового раствора – это его предупреждение. С этой целью в используемый состав вводятся специальные соединения, которые закупоривают трещины, отверстия и поры, если таковые имеются в горной породе. Чтобы снизить риск поглощения, рекомендуется также снизить скорость подъема/спуска буровой колонны и соблюдать ряд превентивных мер. Это:

• правильный расчет необходимого объема буровой жидкости;
• снижение гидравлического давления;
• строгое соблюдение технологических режимов.

Не рекомендуется перегрузка насосов для повышения производительности. С этой целью выполняют промежуточные промывки скважины. Одним из стандартных способов ликвидации проблемы является правильный выбор бурового состава: он должен иметь невысокую плотность и обладать структурообразующими свойствами. Наилучший вариант – смеси на основе углеводородов

К дополнительным превентивным мерам бурения относится также продувка забоя воздухом и аэрация бурового состава. Последнее позволяет снизить его плотность при сохранении характеристик. Однако наилучший способ – это своевременное обнаружение трещин и определение их размеров, после чего в поглощающий пласт закачивается специально подобранная буровая жидкость с наполнителем.

Методы

Если превентивные меры при бурении не помогли и проблема все-таки возникла, ее устраняют одним из нижеперечисленных способов. К наиболее частым вариантам ликвидации относятся:

• тампонирование. В нем предусмотрено использование специальных элементов – эластичных сетчатых конструкций. Они расширяются под воздействием закачанного в скважину тампонажного состава, перекрывают трещины и другие полости, поглощающие буровую жидкость;
• закачка. В поглощающий пласт закачивается специальная жидкость, предназначенная для закупорки каналов поглощения. С этой целью часто используется цементный раствор, который должен быть структурированным и иметь заданное время отвердевания. Это гельцементы (ГЦП) и быстросхватывающиеся смеси (БСС).

Если закачка не привела к удовлетворительному результату, применяется прокачка песка с последующей его фиксацией в призабойной зоне посредством БСС или тампонажного состава. Другие методы, такие как замораживание проблемной зоны и изоляция взрывом, используются намного реже. Они требуют значительных усилий, а эффективность их намного ниже.

Средства

Во многих случаях решение по ликвидации поглощения предусматривает подбор бурового раствора, обладающего заданными характеристиками. Правильно подобранный состав должен иметь минимальную плотность и водоотдачу, высокую вязкость и прочную структуру. Для получения буровых реагентов с нужными характеристиками используют жидкое стекло (силикаты натрия и калия), каустическую соду, известь, кератиновый и/или костный клей. В состав также вводятся наполнители. Они закупоривают трещины, полости, поры и существенно снижают интенсивность. С этой целью применяется резиновая крошка, отходы хлопкового волокна, реактопластов, опилки, волокна, стружка и т. д.

Если применение таких буровых составов не решило проблему, используют аэрированные жидкости и пены.

Этапы

Ликвидация поглощения бурового раствора в скважине осуществляется поэтапно. Стандартный перечень работ от «АКРОС» включает в себя:

• сбор информации о текущей проблеме и ее анализ;
• разработку рецептуры оптимального бурового раствора;
• составление плана работ по ликвидации поглощения;
• доставку промывочного реагента на объект.

Услуга включает в себя полное сервисное сопровождение бурения, в том числе оперативное реагирование на проблемы, возникающие в процессе ликвидации негативных процессов.