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

Область эффективного применения латексов не ограничивается описанными способами ликвидации поглощений.

Во ВНИИБТ разработано также несколько составов тампонажных смесей на базе латексов, представляющих повышенный инте­рес не только при бурении, но и эксплуатации скважин. Ниже при­водятся рецептуры разработанных композиций и указаны их свой­ства, которые могут быть использованы при различных технологи­ческих особенностях проводки скважин, например, при бурении с промывкой эмульсионными или аэрированными растворами.

Разработан состав смеси для изоляции зон поглощения в средне- и крупнотрещиноватых породах, с массовой долей компо­нентов, %: латекс – от 31 до 47; дизельное топливо – от 4 до 5; .эмультал – от 1,0 до 1,3; окисленный петролатум (СМАД) – от 0,06 до 0,15; вода – остальное [11].

Тампонажную смесь готовят следующим образом. Смешивают латекс, дизельное топливо, эмультал и СМАД в определенном со­отношении, а затем при непрерывном перемешивании постепенно вводят смесь в воду. Образуется высокоструктурированная эмуль­сия. При этом исключается расслоение эмульсии, латекс равномер­но распределяется в ней, что способствует увеличению объемного выхода коагулюма тампонажной смеси, образующегося при контакте с минерализованной водой.

Для ликвидации водопритоков и поглощений при бурении нефтяных и газовых скважин разработан состав аэрированной смеси с массовой долей компонентов, %: латекс – от 30 до 40; желатинирующий агент – от 1 до 2; ПАВ – от 1 до 3; стабилизатор – от 0,2 до 0,4; наполнитель – от 6 до 10; жидкость (например, буровой раствор) – остальное. Латекс с желатинирующим агентом придает вспененной смеси механическую прочносгь и усиливает ее адгезионные свойства [12].

Из различных марок латексов можно выделить бутадиен-стирольные латексы типов СКС-50, СКС-50П, СКС-50КГП и др., а также натуральный латекс. В качестве ПАВ рекомендуется ис­пользовать сульфонол и ДС-РАС, стабилизатор – КМЦ, жела­тинирующий агент – кремнефтористый натрий (Na₂SiF₆) или хлористый кальций, наполнитель – глинопорошок.

Для изоляции зон поглощения разработан и испытан состав смеси на основе латекса, полиоксиэтилена, КМЦ и наполнителя со следующим соотношением компонентов, мас.ч.: латекс – 100; КМЦ (7%-й раствор) – от 1 до 20; полиоксиэтилен (ПОЭ) – 1,5; наполнитель – от 5 до 20 [13].

Введение ПОЭ в состав смеси улучшает ее закупоривающую способность за счет повышения эффективной вязкости, которая в зависимости от соотношения компонентов может увеличиваться в 5 раз, например, от 0,025 до 0,127 Па∙с. Такая вязкая смесь не проникает в трещины, находящиеся далеко от ствола скважины, и в результате коагуляции при контакте с пластовыми водами создается плотный экран.

Для изоляции зон поглощения бурового раствора с высоким содержанием наполнителей также была разработана тампонажная смесь со следующим соотношением компонентов, мас. ч.: латекс – от 20 до 60; хлористый натрий – от 1 до 10; наполнитель – от 10 до 20; вода – остальное (до 100) [14]. Физико-химические исследования, проводимые с данной тампонажной смесью, показали, что при введении в латекс структурообразователя (СаСl₂) происходит повышение вязкости, обусловленное ростом объема дисперсной фазы за счет того, что гидратированные модули хлористого натрия равномерно распределяются по всему объему и отсортировываются на поверхности латексных глобул. За счет повышения вязкости достигается равномерное насыщение данной смеси различными видами наполнителей (древесные опилки, резиновая крошка, кордное волокно и др.). Чем больше содержание латекса, тем меньше расходуется хлористого натрия на приготовление коагулируемой смеси. Например, при содержании латекса 40 % и введении в раствор 50 кг NaCl на 1 т латекса вязкость возрастает в три раза. При содержании латекса от 20 до 30% вязкость смеси возрастает в два раза, а расход структурообразователя составляет от 75 до 125 кг NaCl на 1 т латекса. Следовательно, применение смеси данного состава для изоляции зон поглощения при бурении скважин позволяет существенно сократить расход материалов.

Заключение

В настоящее время на ликвидацию поглощений бурового раствора в нефтяной и газовой промышленности расходуется значительное количество времени и материальных ресурсов. Ежегодно на борьбу с данным видом осложнения, по предприятиям нефтегазовой промышленности, затрачивается до 10 % от общего календарного времени бурения, что, несомненно, отрицательно сказывается на технико-экономических показателях буровых работ. Следует отметить, что данные показатели существенно ухудшаются при наличии зон высокоинтенсивных и катастрофических поглощений.

С работами по ликвидации поглощений связаны не только значительные материальные потери, но и не поддающиеся учету потери в добыче нефти из-за ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, невысокого качества цементирования эксплуатационных колонн на осложненных скважинах и несвоевременного ввода скважин в эксплуатацию.

В этих условиях повышение технико-экономических показателей строительства скважин определяется эффективностью методов ликвидации поглощений при бурении скважин.

В связи с этим цель дипломной работы заключалась в исследовании способов ликвидации поглощений бурового раствора различной сложности, с помощью тампонажных смесей на основе латексов.

Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие задачи:

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.

В первом разделе дипломной работы были рассмотрены основные сведения о поглощении промывочной жидкости. Приведены и обоснованы существенные недостатки традиционных способов их ликвидации.

Во втором разделе – описаны различные виды латексов и раскрыты понятия, связанные с ними. Выявлен комплекс явлений, связанных с астабилизацией латексов при понижении температуры.

В третьем разделе – проведен анализ эффективности применения тампонажных смесей на основе латексов для ликвидации поглощений бурового раствора различной сложности, в зависимости от геологических факторов и технологических особенностях проводки скважин.

На основании проведенного анализа были сделаны следующие выводы:

1. Для ликвидации поглощений бурового раствора при наличии пластов, в одних из которых наблюдается интенсивное поглощение, а в других – водопроявление необходимо использовать тампонажную смесь на основе низкоконцетрированного латекса (НКЛ), неподдающегося размыву пластовыми водами и обладающего высокой закупоривающей способностью.

2. Исходя из разнообразия условий в поглощающих скважинах, применяются следующие технологии доставки НКЛ в зону поглощения:

а) с коагуляцией на поверхности и дальнейшим транспортированием по бурильным трубам в виде коагу­люма в водном растворе СаСl₂ (рекомендуется при изоляции кар­стовых полостей);

б) без коагуляции на поверхности с закачкой отдельными порциями (или одной порцией), разделенными порциями буферной жидкости, пресной воды и водного раствора СаСl₂ в объеме не меньшем, чем объем порции латекса (рекомендуется при изоляции крупных трещин);

в) комбинированно, т.е. коагуляцией части объема на поверхности и закачкой остальной части в не скоагулированном виде отдельными порциями, чередующимися с порциями водного раствора СаСl₂ (рекомендуется при изоляции трещин крупного размера, каверн и кар­стовых проходов).

3. При наличии зон поглощений большой мощности и высокой приемистости рекомендуется применять глинолатексные смеси (ГЛС) целью, которых является перевод катастрофических поглощений в поглощения малой интенсивности.

4. Для ликвидации поглощений в крупнотрещиноватых, кавернозных породах при наличии перетоков пластовых вод по стволу скважины рекомендуется применять ГЛС с предварительной коагуляцией латекса (система ГЛС-С).

5. При наличии высокоинтенсивных поглощений в пластах большой толщины, представленных породами средней и крупной трещиноватости с карстами, но при отсутствии в скважине интенсивных перетоков между пластами необходимо использовать ГЛС без предварительной коагуляции (система ГЛС-Н) латекса. Система ГЛС-Н также эффективна при ликвидации поглощений на глубине от 2000 до 4000 м.

Кроме того, дипломная работа содержит:

1. Примеры практического использования разработанных тампонажных смесей на основе латексов в ходе, которых были выявлены существенные особенности при их применении;

2. Различные способы приготовления тампонажных смесей на базе латексов, представляющих повышенный инте­рес не только при бурении, но и эксплуатации скважин.

3. Исследование по совершенствованию тампонажных смесей на основе латексов в направлении повышения их морозостойкости, в результате, которого была разработана незамерзающая латексная композиция марки НЛК.

4. Результаты эффективного применения незамерзающей латексной композиции типа НЛК в условиях отрицательных температур.

Таким образом, исходя из всего вышеперечисленного, можно сделать вывод о том, что применение тампонажных смесей на основе латексов является эффективным для ликвидации самых разных по сложности поглощений бурового раствора, не зависимо от геологических факторов и климатических условий, что, несомненно, позволит сократить затраты времени и материальных ресурсов при строительстве скважин.

Список используемых источников

1. Ликвидация интенсивных поглощений НКЛ в Альметьевском УБР / Курочкин Б.М., Фаткуллин Р.Х., Бикчурин Т.Н. и др. // Экспресс – информ. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – № 13.

2. Изоляция зон интенсивного поглощения бурового раствора малоконцентрированными латексами / Курочкин Б.М., Антонов Н.А., Куликов Н.М. и др. // НТС Сер. «Бурение». – М.: ВНИИОЭНГ, 1978. – Вып. 8

3. РД – 39–2–388 –80. Инструкция по применению малоконцентрированных латексов. – М.: ВНИИБТ

4. Изоляция зон поглощений и водопроявлений малоконцентрированными латексами / Курочкин Б.М., Коробкин В.В., Фасхутдинов Р.Ш. // РНТС Сер. «Бурение». – М.: ВНИИОЭНГ, 1985. – № 6

5. А.с. 310995 СССР МКИ Е 21 В 33/138. – Опубл. Бюл. изобр. № 24, 1971.

6. А.с. 534089 СССР МКИ Е 21 В 33/138. – Опубл. Бюл. изобр. № 4, 1975.

7. Курочкин Б.М. Основные направления работ ВНИИБТ по применению латексов при борьбе с поглощениями бурового раствора // РНТС Сер. «Бурение». – М.: ВНИИОЭНГ, 1980. – № 12.

8. Ликвидация поглощений бурового раствора при перетоках пластовых вод / Курочкин Б.М., Горбунова И.В. и др. // Нефт. хоз-во. – 1981. – № 6.

9. Опыт применения глинолатексной тампонажной смеси для ликвидации поглощений бурового раствора / Курочкин Б.М., Горбунова И.В., Алексеев М.В. и др. // РНТС. Бурение. – М.: ВНИИОЭНГ, 1982. – № 1. – С. 20 – 22.

10. Курочкин Б.М., Горбунова И.В. Применение латекса при ремонтно-изоляционных работах в скважинах // Нефтяник. – 1983. – № 1. – С. 17 – 19.

11. А.с. 1078031 СССР МКИ Е 21 В 33/138. – Опубл. Бюл. изобр. № 9, 1984.

12. А.с. 473804 СССР МКИ Е 21 В 33/138. – Опубл. Бюл. изобр. № 22, 1975.

13. А.с. 691555 СССР МКИ Е 21 В 33/138. – Опубл. Бюл. изобр. № 38, 1979.

14. А.с. 628110 СССР МКИ Е 21 В 33/138. – Опубл. Бюл. изобр. № 38, 1978.

15. Ликвидация поглощений незамерзающей латексной композицией / Курочкин Б.М., Фаткуллин Р.Х. и др. // Нефт. хоз-во – 1991. – № 1.

67