Ключевые слова: поглощение, изоляционный состав, бурение, сшиватель, буровой раствор, пласт, реология.
На многих нефтегазовых месторождениях в процессе бурения скважин сталкиваются с проблемой поглощающих пластов, которые характеризуются высокой проницаемостью и трещиноватостью, соответственно способностью интенсивно поглощать буровой раствор. Наличие таких пластов существенно осложняет процесс строительства скважин, вызывая значительные временные и материальные потери. Для устранения или минимизации последствий, связанных с поглощением, на практике широко применяют методы механической изоляции, включая дополнительный спуск специальных колонн с последующим цементированием. Также находят применение различные герметизирующие устройства, способствующие перекрытию зон поглощения. Однако такие меры, как правило, сопряжены с удорожанием строительства, увеличением непроизводительного времени и общей продолжительности бурения [1, 2].
При необеспечении качественной, своевременной и эффективной изоляции поглощающего пласта, в процессе бурения приводит к снижению гидростатического давления в скважине ниже порового, что, в свою очередь, может привести к возникновению целого ряда осложнений. Среди наиболее распространённых последствий – потеря циркуляции бурового раствора, снижение устойчивости стенок ствола скважины, вплоть до обрушения, а также вероятность возникновения газонефтеводопроявлений (ГНВП). В связи с этим разработка и внедрение эффективных изоляционных технологий, максимально адаптированных к скважинным условиям поглощений высокой интенсивности, является актуальной задачей. Такие технологии однозначно позволят сократить сроки строительства скважин [3].
Методы и материалы
Перечень приборов:
- Вискозиметр Brookfield DV2ТLV;
- Консистометр высокого давления и температуры Fann 422;
- Вискозиметр Brookfield PVS;
- Ротационный вискозиметр OFITE Model 900 Viscometer.
Перечень хим. реагентов и образцов:
- HimBlock-100 (основа);
- HimBlock-100 (сшиватель).
В настоящее время в отрасли зарегистрированных методов оценки изоляционных составов для ликвидации поглощений нет. Авторами рассмотрены следующие подходы для оценки набора реологии и прокачиваемости в скважине:
1. Вискозиметр Brookfield DV2TLV с 64 шпинделем при 1 об/мин – исследование времени начала сшивания состава;
2. Консистометр высокого давления и температуры Fann 422 – исследование прокачиваемости состава в бурильных трубах.
3. Вискозиметр Brookfield PVS – исследование возможности прокачиваемости состава в бурильных трубах.
4. Ротационный вискозиметр OFITE Model 900 Viscometer – исследование реологических характеристик состава для подбора оборудования закачивания в скважину.
Рассмотрим алгоритм измерения структурно-реологических характеристик состава до введения сшивателя:
В стеклянный стакан объемом 250 мл загружается расчетное количество водопроводной воды и при перемешивании на верхнеприводной мешалке добавляется навеска химического реагента HimBlock-100 (основа). Основу перемешивают в течение 30 минут при скорости вращения 300 – 400 об/мин. Раствор переливают в термостакан. Замеряют его реологию на OFITE 900 Viscometer. После чего определяют вязкость на вискозиметре Brookfield DV2ТLV, на котором установлен 64 шпиндель, число оборотов – 1 оборот в минуту. Измерение вязкости производят в течение 1 минуты.
Далее рассмотрим последовательность действий при измерении структурно-реологических характеристик состава после введения сшивателя:
В стеклянный стакан объемом 250 мл загружается расчетное количество технической (водопроводной) воды и при перемешивании на верхнеприводной мешалке добавляется навеска химического реагента HimBlock-100 (основа). Основу перемешивают 30 минут, скорость 300 – 400 об/мин. Затем в раствор основы вводят из шприца химический реагент HimBlock-100 (сшиватель). Перемешивают около 3 минут до полного распределения сшивателя в объеме раствора. Раствор переливают в термостакан. Замеряют реологические характеристики на OFITE 900 Viscometer. После замеров замеряют вязкость на вискозиметре Brookfield DV2ТLV. На вискозиметре установлен 64 шпиндель, число оборотов – 1 оборот в минуту. Измерение вязкости производят в течение 1 минуты. При этом оно происходит в автоматическом режиме, записывая показания через каждую минуту в память прибора. В таблице 1 приведены концентрации и условия для проведения испытаний.
Обсуждение результатов
HimBlock-100 состоит из двух компонентов – сшивателя, замерзающего при низких температурах и специально подобранного полимерного материала/основы со включением модифицирующих добавок.
В состав HimBlock-100 (основа) входят:
· полимер, который подбирается для обеспечения требуемой прочности изоляционного состава;
· армирующие добавки для усиления получающегося звенящего геля;
· кольматанты для закупоривания пор пласта;
· модификаторы скорости сшивания.
Задача по подбору свойств изоляционного состава была осложнена низкими пластовыми температурами, высокой минерализацией пластовых вод, расположенных вблизи зоны поглощений, и фактом того, что поглощения относятся к высокой интенсивности вплоть до полного ухода. При подборе состава под фактические скважинные условия нам необходимо было решить задачи, связанные со временем начала процесса сшивки и с безаварийной доставкой состава до заданной глубины.
Ниже представлены подходы к исследованию вышеуказанных задач.
При использовании изоляционных составов одним из критических аспектов является контроль времени начала сшивания – слишком ранняя реакция может привести к образованию геля в бурильной трубе, а слишком поздняя – к уходу состава в зону поглощения без создания необходимого блокирующего экрана. Для модификации начала скорости гелирования чаще всего используют два типа реагентов: кислотно-основные и хелатирующие агенты. В данной работе мы столкнулись с проблемой отсутствия перепада температуры, как основного фактора, инициирующего процесс начала гелирования, именно поэтому выбор модификаторов начала сшивания являлся для нас крайне актуальным. При разработке данного состава использовали комбинацию кислотно-основных и хелатирующих агентов для регулирования скорости гелирования [4].
Использование вискозиметра Brookfield DV2TLV с 64 шпинделем при 1 об/мин позволило смоделировать время набора реологии при нахождении состава в пласте при заданном температурном диапазоне 30-35 °С. На рисунке 1 представлен график зависимости вязкости от времени для опытного образца.
Время начала набора реологии геля составляет 60 минут, что дает возможность доставить расчётный объем изоляционного состава до интервала поглощения при применении технологии HimBlock-100.
При исследовании разработанного изоляционного состава с использованием консистометра высокого давления и температуры Fann 422 столкнулись с проблемой разрушения геля при исследовании, что не позволило смоделировать процесс движения состава в бурильных трубах. Гель сшивается, однако из-за механического разрушения невозможно зафиксировать изменения его консистенции (рис. 2, 3). Данный факт, позволил авторам сделать вывод, что использование консистометра не показательно, поскольку метод исследования разрушает гель в процессе сшивки [5].
Поскольку применение консистометра не позволило смоделировать процесс закачивания изоляционного состава, то следующее тестирование проводили на вискозиметре PVS Brookfield, так как данный прибор позволяет смоделировать движение аналогичных составов в трубах в процессе проведения работ по гидроразрыву пласта (ГРП). Анализируя рисунок 4, можно сделать вывод, что изоляционный состав HimBlock-100 имеет вязкость менее 500 сПз за 140 минут. Данное время позволяет прокачивать его в скважину через бурильные трубы [6].
Результатами тестирования была подтверждена возможность прокачивания состава через бурильные трубы, но для реализации технологии требовалось привлечение специального насосного оборудования, что в свою очередь привело бы к удорожанию технологии в целом. Заказчик предложил рассмотреть альтернативные варианты, а именно снизить вязкость изоляционного состава HimBlock-100 для возможности работы со стандартным насосным оборудованием при этом с условием сохранения его прочностных характеристик.
Результаты лабораторных исследований по модификации состава, с целью привлечения стандартного насосного оборудования, представлены в таблице 2. Проанализировав таблицу 2, можно сделать вывод, что оптимальное соотношение концентраций HimBlock-100 (основа) и HimBlock-100 (сшиватель) достигается при содержании их 5% и 2% соответственно. Выбранные итоговые концентрации компонентов состава HimBlock-100 исключают риск образования непрокачиваемого геля в бурильной трубе, подходят для стандартного насосного оборудования и при этом позволяют сохранить требуемую прочность геля после сшивки в интервале поглощающего пласта [7].
Внешний вид образцов представлен в таблице 3. Технология отличается высокой адгезией с горной породой, повышенной прочностью и эластичностью.
При температуре 30 – 35 °С время начала сшивки опытного образца составляет 60 минут, при комнатной температуре (24 °С) – 90 минут. Рекомендуемое время технического отстоя по результатам исследования не менее 6 часов до полной сшивки состава. При проведении избирательной изоляции притока необходимо предусмотреть разделяющий буфер.
Выводы
Преимуществом использования технологии HimBlock-100 является возможность настройки системы строго под фактические скважинные условия, а также возможность применять технологию HimBlock-100 в зонах поглощений с низкой и высокой температурой. При хранении исключается преждевременная (поверхностная) сшивка реагента, характерная для однокомпонентных систем.
На основе проведенных лабораторных испытаний сформирован план работ по применению технологии HimBlock-100 для ликвидации поглощений с высокой интенсивностью, при необходимости, с дальнейшей доработкой результатов после проведения опытно-промышленных испытаний (ОПИ). Разработанная методика исследования изоляционных составов позволяет в лабораторных условиях смоделировать процесс закачки состава в скважину.
Литература
1. Двойников, М.В. Обоснование выбора методики расчета реологических параметров тампонажного раствора для крепления скважин / М. В. Двойников, В. И. Никитин, А. И. Коптева // Инженер-нефтяник. – 2024. – № S5. – С. 54-61. – EDN QBQPFH.
2. Быстросхватывающийся состав для ликвидации высокоинтенсивных поглощений и водоизоляции при бурении скважин на прямой эмульсии / В.Н. Кучин, В.П. Полищученко, В. А.В. Жорже, И.М. Овчинникова // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2024. – № 3(147). – С. 52-55. – EDN NSWTLC.
3. Патент № 2750804 C1 Российская Федерация, МПК C09K 8/84, E21B 43/12. Состав для изоляции водопритока в скважине : № 2020137992 : заявл. 14.01.2021: опубл. 02.07.2021 / В.Н. Кучин, А.А. Куншин, М.В. Нуцкова; заявитель федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет". – EDN RUHSKL.
5. Акульшин А.А. Технология бурения глубоких скважин . — М.: Недра, 2020. — 432 с
6. Гольтяев А.В. Методы и материалы для ликвидации поглощений при бурении скважин . — Изд-во УГИ, 2021.
7. Гриценко А.И., Ермилов О.М., Щербаков С.Г. Нефтепромысловая химия: Учебник для вузов . — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2020. — 512 с.
8. Хусаинов И.Г. Современные изоляционные составы для нефтегазовых скважин . — М.: ООО "Недра", 2020. — 256 с.
