Регламент по предупреждению поглощений бурового раствора

По интенсивности можно разделить потери бурового раствора на:

1. фильтрацию: потеря до 10 % от закачиваемого в скважину объема;

2. умеренное или частичное поглощение: потеря от 10 до 30 %. Возможно умеренное поглощение с процессом замещения бурового раствора на воду и умеренное поглощение объемного типа – с нагнетанием бурового раствора в пласты с последующей «отдачей» части раствора после остановки нагнетания;

3. сильные поглощения: потеря от 30 до 95 % объема закачки

4. полное поглощение: отсутствие выхода раствора из скважины с отсутствием уровня на устье в статике или с его наличием. Полное поглощение является следствием гидроразрыва пород.

Определение интенсивности поглощения

Интенсивность поглощения определяется в случае уменьшения объема выходящего раствора в сравнении с закачиваемым и замеряется путем замера объема выходящего из скважины раствора при закачивании 1 куб.м раствора в скважину. Выражается в % и определяется по формуле:

И_погл = (1 - Vвых /Vвход) х 100 , %

где Vвых. и Vвход – объем выходящего и входящего в скважину бурового раствора соответственно, л/мин.

Минимальные требования для проведения работ по кольматации поглощающих пластов в скважине

Требования к оборудованию устья скважины:

Для возможности своевременного обнаружения начала поглощения и определения его интенсивности необходимо:

оборудовать циркуляционную систему ёмкостью правильной геометрической формы и установить в неё мерную линейку, отградуированную по 200 л.

Наличие дополнительного оборудования:

иметь в наличии отдельную емкость, с механическими перемешивателями, мерной линейкой с ценой деления 200 л, и обвязкой для приема воды (бурового раствора) и откачки в скважину,

иметь грузоподъемный механизм для работы с хим.реагента

Прямые и косвенные признаки начала поглощения бурового раствора и первоочередные действия при их регистрации:

Прямые признаки поглощения:

- уменьшение потока раствора при неизменной подаче буровых насосов;

- появление разницы между откачиваемым и получаемым объемами;

- полное отсутствие выхода бурового раствора из скважины.

Косвенные признаки возможного начала поглощения:

-уменьшение давления на насосах;

-изменение момента на роторе;

-изменение (часто - увеличение) мех.скорости бурения

Первоочередные действия при обнаружении прямых признаков:

Прекратить бурение, остановить вращение, оторваться от забоя на 1-2 м и определить интенсивность поглощения прокачкой 1 м³ раствора при рабочем расходе; данные зафиксировать.

Плавно восстановить циркуляцию, уменьшив по возможности (без замены втулок и поршней) производительность насоса до минимальных значений (0,5 – 0,6 от рабочего). Прокачать 1 м³. раствора, замерить интенсивность поглощения и величину падения давления на насосе после уменьшения расхода. Данные зафиксировать.

Действия при обнаружении косвенных признаков:

Продолжать бурение при рабочих режимах,

повысить контроль за балансом скважины,

своевременно зафиксировать появление прямых признаков.

Скорейшая реакция на поглощение бурового раствора критична не только для успешности мероприятий по восстановлению циркуляции, но и для таких проблем как контроль НГВП и устойчивость ствола. Во время установки кольматирующих пачек бурильная колонна должна находиться в движении, чтобы избежать дифференциального прихвата. Точное знание поглощающего горизонта имеет решающее значение на успешное проведение ликвидационных работ.

При возникновении поглощений в не продуктивных пластах (в секциях: кондуктор, тех. колонна, экс.колонна)

П ри возникновении поглощений в продуктивных пластах (в секции «хвостовик»), применение исключительно кислоторастворимых кольматантов:

При первых признаках возникновения поглощений малой интенсивности (до ~0,5-1 м³/час) в процессе бурения или СПО необходимо осуществить следующие мероприятия:

ЭТАП 1

1. Максимально снизить статическую и эквивалентную циркуляционную плотность раствора, а именно:

• По возможности – снизить подачу насосов.

• Снизить плотность раствора до минимально допустимой согласно программы работ (согласовывается с руководителем объекта). Дальнейшее снижение плотности раствора согласовывается с Заказчиком.

• Снизить вязкость раствора до величины, минимально допустимой согласно программы работ (согласовывается с руководителем объекта).

2. Ввести в раствор инертный кольматирующий наполнитель в следующей концентрации:

2 кг/м3 К - 3

13 кг/м3 К - 1

3. Если позволяют условия бурения – временно снять сетки с вибросит или пустить раствор в обход вибросит. В противном случае – заменить сетки на максимально крупные (18-40 меш). По возможности – временно отключить песко- и илоотделители. Если после осуществления указанных мероприятий потери раствора продолжаются и суммарные потери превысили ~20-30 м³, рекомендуется перейти к этапу 2.

ЭТАП 2

Если интенсивность потерь превышает 3-4 м³/час или мероприятия, предусмотренные на этапе 1 показали низкую эффективность, рекомендуется произвести кольматацию вероятной зоны поглощения с использованием более крупного инертного наполнителя в большей концентрации, а именно смеси из:

60 кг/м³ Валкарб 400

30 кг/м³ Flonat Fine

20-30 кг/м³ К -1

ЭТАП 3

Если интенсивность потерь превышает 10 м³/час или мероприятия, предусмотренные на этапе 1 и 2 показали низкую эффективность, рекомендуется произвести кольматацию вероятной зоны поглощения с использованием инертного наполнителя в большей концентрации и более крупного инертного наполнителя, а именно смеси из:

60-80 кг/м³ Валкарб 400

35-40 кг/м³ К - 1

40-60 кг/м³ Flonat Fine

ЭТАП 4

Если мероприятия, предусмотренные на этапе 3 показали низкую эффективность, рекомендуется произвести кольматацию вероятной зоны поглощения с использованием пачки на основе отверждаемого состава 250 кг/м³ на основе воды (при необходимости, утяжелить баритом), либо тандемных пачек отверждаемый состав + пачка с наполнителями.

Для эффективной кольматации зоны поглощения следует:

1. Готовить пачку непосредственно перед закачкой в поглощающий интервал. Лучше использовать две последовательные пачки – с более крупным и более мелким кольматантом.

2. Спустить роторную компоновку или компоновку с открытым концом для того, чтобы

избежать возможной закупорки забойного двигателя в процессе проведения кольматации

зоны поглощений.

3. Спустить компоновку в подошву вероятного интервала поглощений.

4. Закачать кольматирующую пачку в скважину и вытеснить их в затрубье напротив вероятной зоны поглощений.

5. Приподнять бурильную колонну на 20-30 метров выше верхней границы раздела раствора и кольматирующих пачек.

6. Закрыть превентор и осуществить задавку пачек в поглощающий горизонт со скоростью не более 0,1 м³/мин.

7. После продавки всего объема установленных кольматирующих пачек оставить превентор закрытым еще на 30-40 минут при избыточном давлении в затрубье.

8. Открыть превентор и осуществить промывку скважины в течение 1-2 полных циклов циркуляции, начиная с минимально возможно подачи насосов и постепенно увеличивая ее и наблюдая за поведением скважины и интенсивностью поглощений.

Если ликвидация поглощений прошла успешно, рекомендуется продолжить бурение с соблюдением рекомендаций, приведенных для этапа 1. Если поглощения были устранены не полностью, но их интенсивность составляет менее 1 м³/час – перейдите к этапу 1.

Необходимо также отметить, что использование только одного типа наполнителя редко приносит результат при поглощениях средней и высокой интенсивности. Кроме того, комбинация наполнителей, эффективная на одной скважине, может быть абсолютно бесполезной на другой. Поэтому не следует относится к приведенным выше рекомендациям по выбору типа, концентрации и фракционного состава инертных наполнителей как универсальному решению. В случае если использование данных выше рекомендаций не привело к желаемому результату, необходимо сначала попробовать изменить тип наполнителя или соотношение различных наполнителей в растворе.

Приложение 2