Оглавление

Введение.......................................................................................................................2

1. Поглощения промывочной жидкости и способы борьбы с ними

1.1 Основные сведения о поглощении промывочной жидкости.................5

1.2 Недостатки традиционных способов ликвидации катастрофических поглощений бурового раствора ................................9

2. Латексы. Виды и понятия...............................................................................13

3. Ликвидация поглощений с применением латексов в тампонажных смесях

3.1 Ликвидация поглощений с применением низкоконцентрированных латексов (НКЛ) в тампонажных смесях.........................................................................................................18

3.2 Ликвидации зон поглощений с применением глинолатексной смеси (ГЛС)...................................................................29

3.3 Пути совершенствования тампонажных смесей на основе латексов.....................................................................................42

3.4 Ликвидация поглощений незамерзающей латексной композицией марки НЛК........................................................51

3.5 Тампонажные смеси на основе латексов для ликвидации поглощений при различных технологических

особенностях проводки скважин.............................................................56

Заключение................................................................................................................59

Список используемых источников..........................................................................63

Приложение А...........................................................................................................65

Введение

Поглощение буровых растворов является одним из основных видов осложнений, встречающихся в процессе строительства скважин, приводящее к значительным затратам времени и материальных ресурсов.

Ежегодные расходы на ликвидацию поглощений, по предприятиям нефтегазовой промышленности, составляют сотни тысяч часов. На строительство нефтяных и газовых скважин требуется большое количество цемента, миллионы кубометров бурового раствора, химических реагентов и др., потребность в которых остается высокой. Однако эти затраты существенно увеличиваются, при наличии водоперетоков между пластами вскрытой гидродинамической системы, и прежде всего на месторождениях, находящихся в поздней стадии эксплуатации.

При условии наличия водоперетоков между пластами, наибольшая часть времени и тампонажных материалов приходится на ликвидацию поглощений высокой интенсивности с приемистостью пластов от 40 до 60 м³/ч и поглощений, носящих так называемый катастрофический характер (от 60 до 120 м³/ч и более).

Выбор способа борьбы – с катастрофическими поглощениями бурового раствора и с поглощениями высокой интенсивности очень сложен, так как – в значительной степени, обусловлен особенностями строения поглощающего пласта и геолого-техническими условиями проводки скважин. Ликвидировать такие поглощения с применением традиционных тампонажных материалов – цемента, глинопорошка, наполнителей – не всегда удается, из-за различных геологических факторов, таких как:

- присутствие каверн с крупными трещинами в разрезе горных пород;

- большой толщины поглощающих пластов, залегающих на большой глубине;

- наличие водоперетоков между пластами.

Следует отметить, что при наличии зон поглощений удельный вес непроизводственных затрат, материально-технических ресурсов и времени составляет свыше 10%, а при условии катастрофических поглощений от 25 до 30% от общих затрат. Эта тенденция продолжает сохраняться, так как успешность и результативность единичной изоляционной операции остается низкой. В данных условиях основной задачей является сокращение непроизводственных затрат, путем разработки новых, более прогрессивных и эффективных технологических решений и технических средств, позволяющих при минимальных затратах достичь высоких технико-экономических результатов. Поэтому повышение эффективности борьбы с поглощениями при строительстве скважин является весьма актуальной задачей.

Для решения задач, связанных с ликвидацией высокоинтенсивных поглощений, во ВНИИБТ, в зависимости от особенностей строения поглощающего пласта и геолого-технических условий проводки скважин, были разработаны следующие типы тампонажных смесей на основе латексов:

1. Тампонажная смесь на основе низкоконцентрированных латексов (НКЛ);

2. Глинолатексная смесь (ГЛС);

3. Незамерзающая латексная композиция марки НКЛ;

4. Тампонажные смеси на основе латексов для ликвидации поглощений при различных технологических особенностях проводки скважин.

Исходя из всего вышеперечисленного, целью дипломной работы является исследование способов ликвидации высокоинтенсивных и катастрофических поглощений бурового раствора, с помощью тампонажных смесей на основе латексов, а также способы их совершенствования.

Задачами дипломной работы, в связи с указанной целью, являются:

1. раскрыть эффективность применения низкоконцентрированных латексов (НКЛ) в тампонажных смесях для ликвидации поглощений, при наличии близко расположенных пластов с различными пластовыми давлениями;

2. исследовать технологию применения глинолатексной смеси (ГЛС), для ликвидации зон поглощений большой мощности и высокой приемистости;

3. выявить пути дальнейшего совершенствования тампонажных смесей на основе латексов;

4. рассмотреть ликвидацию поглощений бурового раствора с помощью незамерзающей латексной композиции марки НЛК;

5. изучить рецептуры других тампонажных смесей на основе латексов для ликвидации поглощений при различных технологических особенностях проводки скважин.

1. Поглощения промывочной жидкости и способы борьбы с ними

1. Основные сведения о поглощении промывочной жидкости

Поглощение промывочной жидкости – один из основных видов осложнений в нефтегазовой промышленности, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.

Факторы, которые влияют на возникновение поглощения промывочной жидкости и определяют дальнейшее направление работ, условно подразделяются на две группы:

Группа №1. Геологические факторы: - тип породы, глубина залегания и мощность пласта; - характеристика пластового флюида; - значение пластового давления; - недостаточность сопротивления пласта гидроразрыву.

Группа №2. Технологические факторы: - способ бурения; - подача промывочной жидкости; - качество подаваемой в скважину промывочной жидкости; - скорость проведения СПО и т.д.

Данные о строении поглощающего пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены различными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими и с помощью отбора керна или шлама.

Поглощение связано со вскрытием слабых или проницаемых пластов в процессе углубления скважины, и собой представляет движение жидкости под действием избыточного давления из ствола скважины в пласт. Избыточное давление (Р«изб»),это превышение гидростатического или гидродинамического давления (Р«гидр») над пластовым (Р«пласт»).

Р«изб» = Р«гидр» – Р«пласт»

Один пласт может быть как поглощающим, так и проявляющим. При превышении гидростатического давления столба жидкости над пластовым, промывочная жидкость в скважине будет проникать в трещины, поры и каналы горных пород. Снижение гидростатического давления относительно пластового будет приводить к возврату жидкости в скважину из пласта, т.е. вызывать нефтегазоводопрояление.

Поглощение промывочной жидкости может быть обусловлено механическим воздействием, таким как вибрация или удары инструмента о стенки скважины, либо большим избыточным давлением. В этом случае, может открыться поглощение в ранее не проявлявших себя, либо ранее изолированных горизонтах. Разрушение участка породы, зависит от цикличности и значения, воздействующих на него нагрузок, и может произойти в различные моменты: в процессе бурения; при прекращении, либо восстановлении циркуляции; при спуске или тампонировании колонны и т.д. Еще одним технико-технологическим фактором, который способствует возникновению поглощения промывочной жидкости, является рост давления в затрубном пространстве, во время промывки скважины.

В практике наблюдаются случаи, когда поглощения промывочной жидкости возникают не только при вскрытии объекта поглощения в процессе бурения, но и во время спуско-подъемных операций.  При движении труб в глинистом растворе возникают гидродинамические явления: при спуске труб гидродинамическое давление накладывается на гидростатическое давление в стволе скважины ниже спускаемой колонны труб, увеличивается гидростатическое давление на забой. Иногда это приводит к образованию в породах трещин, по которым и уходит промывочная жидкость. Трещины, возникающие в породе вследствие высоких давлений («гидроразрыв пород»), могут не только послужить причиной потери промывочной жидкости, но и способствовать осложнениям, вызывающим нарушение целостности ствола скважины.

Поглощение промывочной жидкости может начаться при условии обладания вскрытым пластом высокой гидропроводности. В случае, если прочность горной породы недостаточная, происходит гидроразрыв пласта.

Выбор способов ликвидации поглощений осуществляют с учетом категории зоны поглощения, устанавливаемой в ходе конкретных исследований, а также данных прогнозирования и наблюдений буровой бригады.

Классификация зон поглощений приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Классификация зон поглощения

№	Характеристика зоны поглощения	Категория зон поглощения, раскрытие поглощающих каналов
		I категория: мелкотрещиноватая и пористая среда; раскрытие до 5 мм	II категория: среднетрещинова тая среда; раскрытие 5-100 мм	III категория: крупнотрещиноватая, кавернозная среда; раскрытие > 100 мм
1	Особенности вскрытия и процесса разбуривания проницаемых пластов	Циркуляция неполная, неустойчивая, зачастую отсутствует совсем, периодически восстанавливаясь. Затяжки бурильного инструмента отсутствуют	Циркуляция бурового раствора отсутствует. Возможны кратковременные восстановления циркуляции с частичным выходом бурового раствора на поверхность	Внезапное полное прекращение циркуляции бурового раствора, иногда затяжки бурильного инструмента и его прихваты
2	Увеличение механической скорости бурения	Увеличение в 3-4 раза	Резкое увеличение	«Провалы»

Продолжение таблицы 1.1

3	Наличие и величина «провалов» бурильного инструмента, м	до 0,3	от 0,3 до 0,5	от 0,5 до 5-7
4	Превышение динамического уровня над статическим, м (при производительности бурового насоса 15-20 л/с)	> 50	10-50	< 10
5	Интенсивность поглощения, м3/ч (при  Р = 0,1 МПа)	до 40	40-60	60-120 и более
6	Наличие каверн, увеличение диаметра ствола скважины	-	+	+
7	Пробная закачка в зону поглощения тампонажных смесей с подвижностью 15 см и крупностью наполнителя, мм	до 5	до 20	до 40