Анализ мероприятий для предотвращения поглощений технологических жидкостей на примере Нефтегазового Месторождения Зубайр (Ирак)

Плотность жидкости на выходе также может падать в связи с возможным разбавлением. Соответственно падает уровень возвратной жидкости в накопительной емкости, что служит видимым сигналов для персонала о возникновении поглощения и без развитой системы диагностики. В случае газопроявления, либо нефте- и водопроявления могут наблюдаться – увеличение содержания газа в выходной жидкости; также падение плотности на выходе, и даже – увеличение объёма выходной жидкости в накопительной емкости. В случае обвала стенок скважины и «прихвата» долота – возрастет нагрузка на долото, что также является симптомом нарушения технологического хода бурения. Классификация поглощенийНа практике классификация поглощения проводится по результатам объективного измерения параметров, характеризующих бурение, как показано выше. Достаточно сопоставить величины расходов жидкости на входе и выходе системы, и интегральные величины объёмов закачанной и поступившей жидкости. По величине разницы объемом определяется класс поглощения, определенный выше, как:утечка (0.26–1.59) м3/ч; Частичное поглощение (1.59–7.95) м3/час; Полное поглощение: уровень падает на величину до 150 м ниже устья; Катастрофическое поглощение: уровень падает более 150м от устья. Выявленный класс поглощения позволяет выработать тактику и стратегию дальнейших действий по ликвидации утечки рабочей жидкости. Исследование зон поглощенийПосле выявления факта поглощения бурильного раствора по результатам объективных измерений, показанных выше – компания принимает решение о проведении исследований скважины в выявленной зоне поглощения. Перед эти, очевидно, проводятся минимальные работы по устранению поглощения. В случае отрицательного результата и для выработки тактики дальнейших действий могут быть предприняты гидродинамические, геофизические измерения, либо прямой забор керна для исследований на поверхности. По результатам исследования строения поглощающего пласта принимается решение о дальнейших действиях по устранению выявленного поглощения бурильного раствора в выявленном месте скважины. Методы предотвращенияНа основании обзора, сделанного выше, и использую результаты мониторинга, полученные выше - рассматриваем следующие методы предотвращения поглощения технологических жидкостей.ПрофилактикаСовременные методы борьбы с поглощениями бурового раствора делят на следующие категории:профилактические мероприятия по предупреждению и ликвидации зон поглощений бурового раствора в процессе углубления скважины; специальные методы ликвидации зон полных - катастрофических поглощений бурового раствора, выполняемые с прерыванием процесса углубления скважины для закачки тампонов в зону, проведения изоляционных работ, установку перекрывателей и прочее.Основным профилактическим мероприятием по предупреждению и ликвидации поглощающих зон является технология закупоривания трещин.Регулирование давления промывочной жидкостиДанный метод безусловно поможет при малых утечках рабочей жидкости. Реализация метода возможна непосредственно во время бурения, используя штатные средства измерения бурильной установки. При уменьшении давления ликвидация утечки должна проявиться в выравнивании расходов поступающей и возвратной жидкости. Данную процедуру необходимо использовать на предварительной стадии, до принятия решений, требующих демонтажа оборудования. Количественно поглощение промывочной жидкости зависит от соотношения давлений в скважине и пласте, от проницаемости пласта, количества и раскрытия трещин. При превышения давления в скважине над пластовым давлением - раствор приникает в трещины, каналы, поры горных пород, преодолевая местные гидравлические сопротивления. При понижении давления в скважине относительно пластового давления - возможен обратный переток флюида из пласта в скважину. Оба явления – поглощение и проявление – могут наблюдаться в одной скважине в зависимости от создаваемого давления. Таким образом, можно экспериментально найти такое значение давления, при котором утечка прекратится. При этом будет выставлено и оптимальное значение расхода промывочной жидкости через систему, которые однозначно связан с перепадом давления и гидравлическим сопротивлением всего накала промывки скважины. При больших расходах могут наблюдаться обвалы и осыпи пород в скважине, что также может быть выявлено по результатам измерений, как показано выше.Регулирование плотности бурового раствораПовышение плотности раствора путем, например, добавки плотной нефти – может привести к закрытию мелких пор в породе, и тем самым – к устранению поглощения бурового раствора. Уменьшение плотности путем химической очистки, аэрации – имеют другие механизмы ликвидации поглощения, которые нуждаются в дальнейшем исследовании с учетом особенностей региона. Регулирование реологических параметров бурового раствораПрименение таких методов, как - уменьшение вязкости раствора, регулирование закупоривающих и реологических свойств промывочного раствора – требуют наличия интенсивной экспериментальной базы на месте проведения бурильных работ, а также – результатов экспресс анализа кернов с выявленного места поглощения.Для реализации таких методов промывочная жидкость должна иметь достаточно широкий диапазон регулирования фильтрующих и общефизических свойств, что требует соответствующего оборудования. Ограничение скорости спуска инструмента, плавный пуск буровых насосов может быть организован без проблем на месте бурения, как и изменение подачи буровых насосов по эффекту поглощения.Не вызывает проблем и приостановка бурения на 6-10 часов с момента обнаружения нарушения нормальной циркуляции и возникновения поглощения бурового раствора. Изменение конструкции скважинИзменение метода бурения с переходом с турбинного способа бурения на роторный и наоборот – требует демонтажа оборудования, и принятия соответствующих опережающих решений. КольматацияКольматация - внесение мелких коллоидных, глинистых или других частиц и микроорганизмов в поры и трещины горных пород с помощью подаваемого в зону поглощения струй бурового раствора требуемого качества. Таким образом происходит формирование непроницаемой твердеющей цементной поверхности на участках ствола скважины с повышенной проницаемостью.Цементная корка упрочняет стенки скважины, предупреждает возникновение осложнений – в результате и после проведения гидродинамических исследований поглощающих зон. Один из методов создания корки – добавление в тампонажный раствор поливинилацетатного реагента (ПВАР).Метод обработки ствола гидромониторными струями тампонажных растворов и промывочных жидкостей является одним из самых перспективных, который имеет определенные преимущества, как:ликвидация гидродинамической связи проницаемого интервала со стволом скважины, что устраняет первичные причины поглощений;создание условий изоляции пластов с высокой проницаемостью, близких к оптимальным, что также ведет к ликвидации первичных эффектов поглощения. Обработки ствола скважины гидромониторными струями ведется следующими методами:непрерывно по всех глубине скважины;лишь на обнаруженных участках поглощения.Для выбора режима кольматации сначала определяем необходимую скорость истечения промывочной жидкости, исходя из полученных свойств керна в месте поглощения. Затем рассчитываем динамическое давление струи на преграду, учитывая свойства имеющихся насосов. Рассчитываем общие гидравлические потери давления в циркуляционной системе по известной конструкции скважины.По результатам комплексной гидромониторной кольматации ожидается:образование плотного непроницаемого экрана толщиной не менее 12-25 мм;повышение герметичности ствола в 2-5 раз;увеличение прочности ствола на 15-20 %;восстановление проницаемости на 85-95 % и гидропроводности скважины на 100 % при создании давления на закольматированный пласт в пределах 8-11 Мпа. Варианты схем гидромониторной кольматации скважины показаны на рисунке 14. Рис. 14. Варианты схема гидромониторной обработки зоны поглощения. Здесь, слева: 1 – зона обработки, выявленная в ходе мониторинга процесса бурения; 2 – насосная труба с рабочей жидкостью от компрессора на поверхности; 3 – гидроперфоратор; 4 – каналы перфорации. Справа: 1 – перфоратор; 2 – продуктивный пласт; 4 – гидромониторные насадки; 5 – эксплуатационная колонна; 6 – НТК; 7 – превентор выбросов; 8 – вертлюг; 9 – буровой рукав; 11 – насос на поверхности. НаполнителиНаполнителей для ликвидации поглощений рабочей жидкости в ходе бурения нефтегазоносных скважин существует бесчисленное множество, как и самих методов ликвидации. Некоторые образцы кольмананта показаны на рисунке 15.Рис. 15. Образцы кольмананта разной крупности. Эффективность технологии определяется конкретными свойствами закупоривающих материалов, составом и формой. Данные материалы добавляются к буровому раствору и подаются верхними буровыми насосы в рабочую зону бурильные трубы, промывочные отверстия долота, либо через специальные перфораторы, как показано на рисунке выше. Инертные наполнители не должны влиять на работу бурильных насосов. При добавлении к буровым и тампонажным растворам повышаются их закупоривающие свойства. Уменьшается расход материалов на ликвидацию утечек, сокращается время и затраты на выполнение изоляционных работ. В отечественной практике в последние годы применяют в качестве наполнителей следующие материалы:кордное волокно;резиновая крошка; хромовую стружку, отходы реактопластов;отходы хлопкового волокна – улюк;целлофановую стружку;ореховую скорлупу и много другое в зависимости от возможностей.Кроме того, используется следующие наполнители:Наполнители подразделяются на:растительные, животные, минеральные, синтетические материалы; пластинчатые материалы существенного размера 2.5 мм - целлофан, слюда, шелуха, семена хлопка;зернистые материалы, а именно - перлит, измельченная резина, пластиковые кусочки, скорлупа орехов как отходы пищевой промышленности.Указанные наполнители имеют одинаковые размер частиц, форма, одинаковую плотность, высокая жесткость, инертность.Также применяются в отдельных случаях, в объемах до 5% от общего объёма циркулирующего потока:жидкое стекло; каустическая сода; известь; бурый уголь;каустическая сода; кератиновый и костный клей опилки, рисовая шелуха, обрезки резины и тканей. Применяется "жидкая глина» с удовлетворительными результатами по закупорке пор и трещин, имеющих естественное происхождение. Устройства для ликвидации поглощенияИзвестны перекрывающие устройства, которые спускаются в рабочую зону для перекрытия поглощающих каналов вместе с тампонирующей смесью, которая выдавливается в скважину. В типичном тампонажный снаряде в качестве вяжущего вещества используется синтетическая смола, помещенная в эластичную оболочку. Перед спуском устройства участок ствола скважины против изолируемой трещины увеличивается в диаметре до необходимого размера. В желонку, закрытую снизу днищем, выполненным из разбуриваемого материала, закладывается эластичная оболочка с тампонирующим материалом. Под действием давления промывочной жидкости, закачиваемой в бурильные трубы, днище разрушается, и оболочка выдавливается в скважину.При подъеме бурильных труб оболочка под действием тяжести содержимого разворачивается на забое и заполняет расширенный участок ствола, перекрывая поглощающие каналы. После затвердения вяжущего вещества образовавшаяся пробка разбуривается обычным способом.Устройство для устранения поглощения в виде тампонажного снаряда показано на рисунке 16. Тампонажный снаряд в забое скважины 1, окруженном трещинами породы 3, включает в себя следующие элементы: желонка 2; днище 4; забой 5; эластичная оболочка 6; расширенный участок ствола скважины 7, требующий заполнения; тампонирующий материал 8 в исходном транспортном виде; переходник - переводник 9.С такой конструкцией можно эффективно и быстро, с минимальными затратами средств перекрыть зону полного поглощения, представленную большими трещинами или кавернами, если использовать описанное приспособление.Рис. 16. Тампонажный снаряд для ликвидации поглощения бурового раствора. Гибкий контейнер для перекрытия больших трещин включает в себя следующие компоненты: канат; крючок; гибкий пористый контейнер; твердые тела; наконечник бурильной колонны; переводник; тампонирующая смесь; контейнер в растянутом положении.Сущность способа изоляции с использованием этого приспособления состоит в том, что в скважине в интервале расположения трещин и каверн размещаются твердые тела различного размера для частичного перекрытия поглощающих каналов с последующим цементированием пространства между телами тампонирующими смесями. Оболочка для перекрытия зоны поглощения в процессе бурения скважины устанавливается на бурильную колонну в поглощающем пласте, и включает в себя - зажим; водонепроницаемая оболочка; поглощающий пласт; долото.Для борьбы с поглощениями применяют пакеры различных конструкций, которые герметизируют и разобщают затрубное пространство для достижения следующих целей:предотвращения разбавления тампонирующих смесей;возможности применения БСС с небольшими сроками схватывания;задавливания тампонирующих смесей в поглощающие каналы;определения места расположения пласта, поглощающего жидкость, методом последовательных опрессовок ствола скважины;определения возможности замены воды глинистым раствором (особенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при создании различных перепадов давления на пласты поглощающие жидкость.Схема разделения продуктивных слоев пакером показана на рисунке 17. Рис. 17. Пакер, как разделитель продуктивных горизонтов. При перекрытии больших трещин используется вариант пакера в виде гибкого контейнера, показанного справа. Здесь 1 – канат с поверхности с крючком 2; гибкий пористый контейнер 3 заполнен твердыми телами 4 с тампонирующей смесью 8 в другом варианте. Гибкий контейнер заполняет трещину после снятия с переводника бурильной колонны 7 либо с каната. Технология установки пакера становится ясна из пояснений к рисунку 18 и состоит в следующем: опускаем пакер в нужную зону; осаживаем пакер на стенки скважины и закачиваем блокирующий состав; отсоединяем и удаляем технологическую трубу. Рис. 18. Технология установки пакера в зоне ухода жидкости. Таким образом, путём применения перекрывающих устройств, предотвращающих распространение тампонирующих смесей вглубь поглощающих каналов – устраняем поглощение бурильного раствора. Перекрытие крупных трещин и полостей с применением высокопрочных тканевых оболочек также является вариантом решения задачи устранения поглощения на выбор исполнителя. Доставка крупнокускового материала в зону поглощения является методом ликвидации крупных каверн и трещин. По принципу действия пакеры многократного действия делятся на гидравлико-механические, гидравлические и механические. Устройство и принцип действия пакеров гидравлико-механи-ческого действия можно рассмотреть на примере пакера конструкции ТатНИПИ ГМП-2. В этом устройстве промывочные отверстия переводника перед спуском пакера в скважину перекрываются поршнем, фиксируемым в нужном положении винтами. Вывод плашек в рабочее положение осуществляется давлением жидкости, а сжатие резинового элемента — массой колонны бурильных труб. Четыре плашки насажены на общем кольце, которое опирается на четыре кулачка. Каждый кулачок крепится к плунжеру двумя винтами. Плашка удерживается в транспортном положении двумя пружинами. Нижняя часть плунжера вставлена в цилиндр и закреплена штифтами, которые предотвращают движение плунжера вверх при спуске пакера в скважину. Снизу в ствол пакера ввинчивается обратный клапан, предотвращающий обратное движение цементного раствора после закачки его в зону поглощения под давлением. После спуска пакера в скважину до нужной глубины в бурильные трубы закачивается промывочная жидкость. Гидравлический механический пакер ГМП-2 включает в себя следующие элементы: переводник; поршень; винт; головка; резиновый элемент; конус; ствол; плашка; кольцо;  пружина; плунжер; цилиндр; штифт; корпус клапана; переводник; шар; кулачок.Центральное отверстие клапана, создавая сопротивление движению жидкости, вызывает повышение давления в стволе пакера. Под действием давления цггифты срезаются, плунжер с плашками движется вверх. Конус отжимает плашки к стенам скважины и при посадке (подаче вниз) бурильных труб плашки окончательно заклинивают пакер, а резиновый элемент сжимается, разобщая зону поглощения от затрубного пространства. АНАЛИЗ ПОЛУЧЕННОГО РЕШЕНИЯМероприятия по предупреждению возможных осложнений при строительстве скважины должны разрабатываться на стадии проектирования по результатам исследования региона, на основании опыта создания аналогичных скважин. Разработка таких мероприятий может существенно сократить строительный цикл и затраты. Выстроим рейтинг методов борьбы с поглощениями для месторождения Зубайр:предупреждение поглощения – априорное регулирование плотности раствора, скорости бурения, установление зазора и другое;регулирование режима промывки – расход, давление, состав раствора;использование наполнителей, с экспериментальной подгонкой размера и типа под условия бурения;другие методы, зависящие от фантазии и возможностей компании, производящей бурение;Вопрос требует дальнейших исследований и разработок, и составляет основную проблему для исследований научных организаций в области бурения нефтегазоносных скважин. Большинство из перечисленных выше методовликвидации поглощения являются временной мерой, до проведения полной и надежной изоляции выявленных поглощающих зон, после которой уже не требуются остановки процесса бурения. Для оптимизации решения проблемы целесообразно совмещать процесс вскрытия поглощающего интервала с его изоляцией. Научно обоснованные критерии для выбора конкретных способов ликвидации поглощений построены на компромиссе между высоким качеством цементирования скважины за счет надежной изоляции зон поглощения, и минимизации затрат времени и средств на углубление ствола скважины в зоне осложнений, путем применения паллиативных, начальных, простых методов, описанных выше. Перед выбором способа ликвидации поглощения необходимо выполнить классификацию категории зоны поглощения по результатам исследований.Таким образом, с учетом относительно широкого диапазона проницаемости пород месторождения Зубайр в Ираке – можно предположить, что выбор типа и размера уплотнителей для ликвидации поглощения рабочей жидкости, будет производиться индивидуально для каждой новой скважины с учетом результатов конкретных объективных условий бурения в каждом случае; Актуальность других методов ликвидации, более конструктивных, требующих частичной разборки оборудования скважин – будет определяться в реальном времени при рассмотрении результатов мониторинга поглощения в каждом конкретном случае;В любых ситуациях нужно развивать диагностику скважины в процессе бурения – поднимать чувствительность измерений и быстродействие. ЗАКЛЮЧЕНИЕВ ходе выполнения исследования на заданную тему были исследованы природные условия месторождения Зубайр в Ираке, которые могут повлиять на условия бурения новых нефтегазоносных скважин, сооружение которых предусматривается намеченным расширением производства нефти. Рассмотрена структура и особенности конструкции скважин, характерных для данного месторождения. Дан обзор наиболее популярных методов предотвращения и ликвидации поглощения технологической жидкости в процессе бурения на месторождении Зубайр. На основании полученной информации и с учетом особенностей региона составлен обоснованный рейтинг методов ликвидации поглощения, актуальный для месторождения Зубайр. В результате анализа полученных данных даны конкретные рекомендации по подготовке строительства новых скважин на месторождении, главным из которых является - необходимо быть готовым к индивидуальному подбору типа и размера уплотнителей для ликвидации поглощения рабочей жидкости, для каждой новой скважины по результатам конкретных объективных условий бурения в каждом случае, что вызвано относительно широким диапазоном изменения проницаемости пород месторождения Зубайр в Ираке.Полученные знания будут востребованы и реализованы в ходе профессиональной деятельности на месторождении Зубайр. ЛИТЕРАТУРАКолосов, Д.С. Методические подходы и решения по совершенствованию методов борьбы с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин: автореф. дис. ... канд. техн. наук : 25.00.15 / Колосов Денис Сергеевич. – Тюмень, 2006. – 27 с.Крылов В.И. Исследования и изоляция зон поглощений с помощью пакеров / В.И. Крылов, Н.И. Сухенко – М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1963. – 79 с.Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. - М: Недра, 2007г.Булатов A.M., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. - М: Недра, 2003г.Булатов A.M., Пеньков А.М, Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. -- М.: Недра, 2009г.Булатов A.M., Проселков Ю.М., Рябченко В.М. Поглощение промывочной жидкости. - М: Недра, 2009г.В. И. Крылов, С. С. Джангиров, Н. И. Сухенко и др. Изоляция зон поглощения с применением наполнителей. Обзорная информация. — М.: ВНИИОЭНГ, серия Бурение, 1981. Б. Курочкин, Е. Оксенойд, С. Самыкин. Профилактические мероприятия с применением наполнителей-кольматантов при вскрытии потенциально поглощающих пластов//Технология ТЭК. № 4, 2006. С. Горонович, В. Степанов, А. Ефимов. Ликвидация поглощений буровых растворов с использованием наполнителей // Бурение. Нефть.№ 6, 2005. А. И. Булатов. Технология промывки скважин. — М.: Недра, 1981. Махави М.М., Котенёв Ю.А. Уточнение геологических характеристик месторождений Южного Ирака и оценка перспективных технологий извлечения нефти // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - Москва: Изд-во «ВНИИОЭНГ», 2010.-№2.-С. 39-44.Махави М.М., Котенёв Ю.А. Перспективы использования газовыхтехнологий повышения эффективности нефтеизвлечения наместорождениях Южного Ирака // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки итранспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2009. - Вып.2(76). -С. 16-26Котенёв Ю.А., Махави М.М., ЛюГуантао, Ми Чжунжун. Классификация залежей нефти Южного Приуралья по тектоническойприуроченности и особенностям геологического строения // Проблемыосвоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. - Уфа: Монография,2008.- Вып. 5 . - С.11-13.Махави М.М. Петрофизические и петрографические особенностисвиты Мишриф на месторождении Зубейр южного Ирака // НТЖ«Современные наукоёмкие технологии». - Москва, 2009. - Вып.6. - С. 17.Ирак — Википедия (wikipedia.org);Зубайр (месторождение) - это... Что такое Зубайр (месторождение)? (academic.ru),Зубайр (месторождение) — Википедия (wikipedia.org);Месторождение Румайла - Что такое Месторождение Румайла? - Техническая Библиотека Neftegaz.RU;М.М. Махави. Геологическое обоснование комплексного освоения углеводородных ресурсов юга Ирака. — Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Уфа. 2010;1cert.ru;Месторождение Аз-Зубаир- Википедия (turbopages.org);Аз Зубаирское месторождение (hmong.press);ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ И ПЕТРОГРАФИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СВИТЫ МИШРИФ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ЗУБЕЙР ЮЖНОГО ИРАКА - Современные наукоемкие технологии (научный журнал) (top-technologies.ru);МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОРИСТОСТИ УЛЬТРАНИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ НА ДЕЗИНТЕГРИРОВАННОМ КЕРНЕ - Успехи современного естествознания (научный журнал) (natural-sciences.ru);Проницаемость горных пород пласта - Что такое Проницаемость горных пород пласта? - Техническая Библиотека Neftegaz.RU;Месторождение Румайла. Ирак (referat911.ru);Конструкция скважины на нефть и газ (схема) — Добыча нефти и газа (rengm.ru);Классификация и назначение скважин (proofoil.ru);Вскрытие продуктивных пластов: методы, технологии, оборудование (snkoil.com);Нефтяная скважина — Википедия (wikipedia.org);БНГС Реферат - Меры по предупреждению поглощений промывочной жидкости (topuch.ru);Предупреждение и борьба с поглощением бурового раствора (allbest.ru);Кольматация - Что такое Кольматация? - Техническая Библиотека Neftegaz.RU;Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора (helpiks.org);Превентивные меры в борьбе с поглощениями при бурении скважин в условиях аномально низких пластовых давлений | Статья в журнале «Молодой ученый» (moluch.ru);Борьба с поглощением промывочной жидкости - Что такое Борьба с поглощением промывочной жидкости? - Техническая Библиотека Neftegaz.RU;