Поглощение бурового раствора - правильнее говорить поглощение технологических жидкостей — это уход технологических жидкостей в пласт в процессе сооружения скважины или в процессе ликвидации других осложнений и аварий.
Другими словами, поглощение может произойти в отношении любого флюида, закачиваемого в скважину или выходящего из пласта.
В скважине может поглощаться закачиваемый буровой раствор, тампонажный раствор, буферная жидкость, жидкость глушения при КРС, жидкости ванн для ликвидации прихватов, в некоторых случаях даже продавочная жидкость.
Также может поглощаться и флюид, выходящий из пласта (нефть, газ, вода). Например, поглощение при ГНВП – когда флюид выходит из напорного (активного) пласта и поглощается вышележащим «слабым» пластом при миграции флюида (для газа) или при нарушении равновесия давлений при проведении процедур глушения.
Для того, чтобы возникло явление поглощения в первую очередь нужно, чтобы в горной породе были каналы для ухода флюида. Эти каналы могут быть естественно-образованными (естественная пористость или трещиноватость) или новообразованными в результате создания в скважине избыточного давления, превышающего прочность горных пород открытой части ствола скважины (давления гидравлическго разрыва пород).
Вторым условием возникновения поглощения в скважине является создание такого забойного давления (под забоем подразумеваем образно точку или интервал возникновения поглощения), которое превышало бы либо давление поглощения, либо давления гидравлического разрыва.
При превышении давления поглощения – нарушается равновесие в системе «скважина-пласт» и при наличии определенной проницаемости у естественно-образованных каналов в горной порода начинается уход флюида по ним.
При превышении давления гидравлического разрыва – в первую очередь происходит разрыв сплошности горной породы (при превышении ее прочностных характеристик) и инициируется уход флюида в оклоствольное пространство. Проницаемость новообразованной трещины в данном случае играет не самую значительную роль, поскольку создаваемое давление значительно превышает возможные гидравлические потери движению жидкости.
Часть 2
Поглощение может развиваться по разным сценариям:
1. Превышения давления поглощения в скважине – уход флюида в горные породы по естественным каналам (порам, трещинам).
2. Превышения давления гидравлического разрыва в скважине - уход флюида в горные породы по естественным каналам (порам, трещинам) при их наличии - > разрыв сплошности массива горных пород с образованием новых каналов (трещин) - > интенсификация ухода флюида.
3. Превышения давления гидравлического разрыва в скважине - разрыв сплошности массива горных пород с образованием новых каналов (трещин) при отсутствии естественных каналов (пор и трещин) - > уход флюида в горные породы по новообразованным каналам (порам, трещинам).
Поглощения могут иметь два основных последствия:
1. Потеря флюида или технологической жидкости в поглощающий пласт.
2. Снижение давления в скважине, что может провоцировать такие осложнения, как неустойчивость стенок скважины, проявления флюидов (ГНВП).
Как следствие, это может стать причиной более серьезных проблем – прихваты или открытое фонтанирование. Кроме того, может возникнуть и явление подземного фонатирования, когда ГНВП происходит, не выходя на дневную поверхность.
Причины поглощений могут обуславливаться либо слишком высоким гидростатическим давлением, либо скачками давления при циркуляции и спускоподъёмных операциях:
1. Превышение гидростатического давления выше давления поглощения – завышенная плотность технологической жидкости.
2. Скачки давления могут быть обусловлены разными причинами:
2.1. Эффект поршневания при спускоподъемных операциях.
2.2. Скачки эквивалентной циркуляционной плотности.
2.3. Резкий запуск буровых насосов.
2.4. Ошибки (гидроудары) при ликвидации осложнений (ГНВП, прихваты).
2.5. Гидроудары в результате резкого обвала горных пород и закупорки кольцевого пространства.
2.6. Прочие причины не вошедшие в указанный перечень.
Часть 3
Если говорить о классификации поглощений, то ее можно рассматривать по двум критериям:
- По типу поглощающего горизонта;
- По интенсивности поглощения.
Если рассматривать классификацию поглощений технологических жидкостей по типу поглощающего горизонта, то логично первоначально разделить горизонты на три крупные категории:
- Горизонты с естественными каналами и обладающие достаточной для циркуляции жидкости проницаемостью;
- Горизонты с естественными каналами и не обладающие достаточной для циркуляции жидкости проницаемостью;
- Горизонты без естественных каналов.
Горизонты с естественными каналами и обладающие достаточной для циркуляции жидкости проницаемостью
Это категория горизонтов, которая наиболее предрасположена к поглощению технологических жидкостей, поскольку она изначально обладает и наличием каналов ухода и способна пропускать через себя жидкость при наличии перепада давлений.
Такие горизонты закономерно подразделить на несколько подкатегорий:
- продуктивные нефтегазоносные и водоносные пласты с большой пористостью и проницаемостью и относительно невысоким пластовым давлением – это категория геологически образованных горизонтов;
- трещиноватые и кавернозные породы, а также породы, перемятые и нарушенные тектоническими сдвигами, карстовые пустоты – это категория геологически образованных горизонтов;
- дренированные пласты, т. е. продуктивные нефтегазоносные и водоносные пласты, в которых в результате продолжительной эксплуатации снизилось давление, образовались дренажные каналы, по которым может перемещаться технологическая жидкость – это категория техногенно образованных горизонтов.
Для того, чтобы в таком пласте началось поглощение необходимо лишь избыточное давление, которое обеспечит тот перепад между стволом скважины и пластом, который приведет к началу циркуляции жидкости. Иногда значения избыточного давления могут быть крайне малы. Вплоть до значения гидростатического давления технологической жидкости.
Горизонты с естественными каналами и не обладающие достаточной для циркуляции жидкости проницаемостью
К таким горизонтам относятся пласты, представленные горными породами, которые обладают относительно высокой пористостью, но из-за малого размера этих поровых каналов имеют незначительную проницаемость. Как пример, это глины и глинистые горные породы.
Для того, чтобы в таком пласте началось поглощение необходимо большое избыточное давление, которое приведет к образованию новых каналов ухода в пласте и обеспечит циркуляцию жидкости по ним.
Горизонты без естественных каналов
Это обычно горизонты, представленные материнскими породами и породами кристаллического фундамента, которые из-за своего генезиса не склонны иметь развитую сеть пор или трещин. Единственным источником трещинообразования в них является тектоника и перемещение горных пород. Каверны же, образованные в таких породах при их образовании, имеют обычно закрытый и несообщающийся характер.
Для того, чтобы в таком пласте началось поглощение необходимо большое избыточное давление, которое приведет к образованию новых каналов ухода в пласте и обеспечит циркуляцию жидкости по ним.
Часть 4
Если говорить о классификации поглощений, то ее можно рассматривать по двум критериям:
- По типу поглощающего горизонта;
- По интенсивности поглощения.
Более часто используемой классификацией поглощений технологических жидкостей является классификация по интенсивности поглощения. Под интенсивностью поглощения обычно понимается количество технологической жидкости, которое поглощается горизонтом в единицу времени.
Согласно этому критерию поглощения классифицируются:
- Дыхание пласта - до 1,5 м3/ч – это нормальная ситуация при бурении, когда запуск насоса приводит к увеличению давления на стенки скважины и незначительному раскрытию трещин и пор, в результате чего возникают потери раствора на фильтрацию. Но с «дыханием» пласта обычно не борются, поскольку это нормальная ситуация в пористых и трещиноватых породах. Это явление минимально или отсутствует только в непроницаемых горных породах.
- Поглощения малой интенсивности – 1,5 - 15 м3/ч;
- Поглощения средней интенсивности – 15 - 60 м3/ч;
- Поглощения высокой интенсивности – более 60 м3/ч;
- Катастрофические поглощения – когда нет выхода раствора на поверхность, то есть отсутствует выход циркуляции на устье, а весь закачиваемый раствор поглощается пластом. В данном случае основной характеристикой определяющей данное поглощение является – динамический уровень в скважине.
Иногда вводят понятие интенсивности статического поглощения и динамического поглощения. В данном случае речь идет о поглощении в отсутствии циркуляции (статическое) и при наличии циркуляции (динамическое). Безусловно, при статическом и динамическом поглощении интенсивность будет различной, поскольку давление, создаваемое на пласт при прочих равных условиях будет различно (при наличии циркуляции оно будет больше, чем при ее отсутствии).
Помимо интенсивности статическое и динамическое поглощение характеризуется понятием статического и динамического уровня в скважине.
Статический уровень – это уровень бурового раствора относительно устья скважины, установившийся после завершения активной стадии поглощения.
Динамический уровень – это уровень бурового раствора относительно устья скважины, который соответствует данной производительности насосов. Обычно динамический уровень наблюдается в скважинах с катастрофическими поглощениями. Динамический уровень может быть как выше, так и на статическом уровне (определяющее значение здесь имеет поглотительная способность пласта).
Часть 5
На опасность возникновения поглощения бурового раствора (технологической жидкости) влияет множество факторов. Эти факторы, а также их сочетание определяют вероятность возникновения поглощения в тех или иных геолого-технологических условиях. Поэтому их принято разделять на 2 категории: геологические и технологический.
Геологические факторы определяются особенностями поглощающего горизонта:
- Тип поглощающего горизонта – определяет изначально потенциальную опасность возникновения поглощения и позволяет спрогнозировать его гипотетическую интенсивность (именно для этого важно изучать поглощающие горизонты и опыт возникновения поглощений в различных условиях);
- Мощность и глубина залегания поглощающего горизонта – мощность определяет, насколько продолжительным будет период поглощения и стоил ли на него акцентировать внимание применением различных методов ликвидации. Кроме того, положение (глубина залегания) пласта в рамках конструкции скважины позволяет спрогнозировать – стоит ли использовать какие-то специальные меры по ликвидации поглощения или достаточно будет предпринять профилактические меры, добурить до конца интервала и обсадить его. Глубина залегания пласта также позволяет оценить вероятную опасность возникновения поглощения с позиции того, что чем больше глубина скважины, тем выше ЭЦП и риск создания избыточного давления на пласт – выше.
- Градиент гидроразрыва – характеризует риск разрушения целостности пород и образования новой трещины в рамках строительства конкретной скважины. Это характерно как для проницаемых, так и непроницаемых пластов.
- Пластовое давление – если пласт проницаемый, то пластовое давление частично определяет тот перепад давления, который нужно создать на границе «скважина-пласт», чтобы начался переток раствора в околоствольное пространство.
- Тип флюида – в поглощающем пласте – определяет еще и потенциальные риски, которые может принести с собой поглощение (допустим, невозможность последующей эксплуатации данного пласта и потеря определенного экономического эффекта).
Часть 6
Если говорить о технологических факторах, определяющих потенциальную опасность возникновения ГНВП, то можно среди них выделить следующие:
- Параметры бурового раствора – из общего перечня следует выделить плотность, как определяющую гидростатическое давление, статическое напряжение сдвига и реологические свойства (пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига), поскольку они определяют гидравлические сопротивления при запуске и работе насоса, что будет оказывать дополнительное влияние (давление) на потенциально слабые пласты;
- Способ бурения – здесь нет прямой взаимосвязи, но логически можно определить следующую цепочку событий – использование способа бурения с применением вращения колонны (роторный, совмещенный) обеспечивается лучшая очистка скважины от шлама, что будет приводить к снижению эквивалентной циркуляционной плотности. Важно понимать, что этот эффект будет заметен при продолжительном применении вращения колонны. Если же мы длительное время бурили с применение забойного двигателя, а потом совершили переход на роторный или совмещенный способ, то в первый момент времени будет наблюдаться рост ЭЦП за счет увеличения концентрации шлама в кольцевом пространстве (за счет вращения будет разрушаться статический слой шлама на наклонной и горизонтальной частях ствола);
- Скорость спускоподъемных операций (спуск) – высокая скорость спуска инструмента будет провоцировать эффект поршневания, а, следовательно, гидроудары в интервале под долотом или башмаком обсадной колонны. Это будет обусловлено невозможностью быстрого перетекания раствора из пространства под низом колонны в интервал кольцевого пространства. А также при спуске в скважину инструмента с увеличением глубины будет увеличиваться и концентрация шлама под низом колонны (он будет «сгребаться» компоновкой с наклонной стенки скважины), что спровоцирует увеличение плотности и вязкости раствора и усугубит эффект поршневания.
- Дизайн КНБК – чем выше протяженность КНБК и меньше зазор кольцевого пространства, тем будет сильнее провоцироваться эффект поршневания в виду увеличение гидравлических сопротивлений перетекающему раствору из-под долота (башмака) в кольцевое пространство. Аналогичен и механизм влияния дизайна КНБК на эквивалентную циркуляционную плотность при проведении промывок скважины.
Важно отметить, что сочетание нескольких факторов может приводить к значительному синергетическому (негативному) эффекту и увеличивать риск поглощения.
Часть 7
Стадии развития поглощения при циркуляции
При возникновении циркуляции на забой и на все части ствола скважины помимо гидростатического давления начинает действовать величина гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве. Величина гидравлических сопротивлений будет зависит от расстояния от устья скважины до рассматриваемого интервала. Кроме того, она будет определяться реологическим свойствами бурового раствора, режимом циркуляции, геометрическими характеристиками кольцевого пространства и шероховатостью стенок скважины и инструмента в скважине.
Этап 1 - В результате первичного увеличения давления на при возникновении циркуляции. Естественные поры и трещины упруго раскрываются и начинают вмещать в себя буровой раствор и его фильтрат. Это называется «дыханием» скважины. Потери бурового раствора, прежде всего, периодом циркуляции и степенью упругого раскрытия пор и трещин. В этом момент на устье будет наблюдаться уменьшение объема в приемных емкостях, которое может достигать нескольких кубических метров. Объем потерь раствора будет зависеть от протяжённости открытого ствола и внутреннего объема упруго раскрытых пор и трещин под действием циркуляции. Важно понимать, что первоначально, наблюдаемые при циркуляции потери, будут временным, поскольку после отключения циркуляции – произойдет упругая усадка (смыкание) пор и трещин горных пород, а раствор находящийся в порах и трещинах частично вернется в приемные емкости. Безусловно, какая-то часть раствора будет утеряна, но не вся, что определяется соотношением параметров раствора и глубины скважины.
Этап 2 – Если избыточное давление на открытую часть ствола скважины будет возрастать, то помимо их раскрытия может произойти их прочистка и начало циркуляции раствора в околоствольное пространство. Другими словами, нужно создать такой перепад давления между скважиной и горной породой, чтобы была обеспечена циркуляции. В этом случае будет происходить равномерная (возрастающая или замедляющаяся) потеря бурового раствора за счет его циркуляции в околоствольное пространство. Интенсивность потери будет определяться параметрами пустотного пространства в пласте (величиной перепада давления), параметрами раствора (вязкость и наличие кольматанта), приращением давления к гидростатическому за счет циркуляции. После отключения насоса возможно два варианта:
- Поры и трещины сомкнуться и поглощение прекратится:
- Поглощение будет продолжаться, поскольку мы «прочистили» каналы ухода.
Безусловно, что уровень невозвратных потерь бурового раствора будет в данном случае значительно выше.
Этап 3 – Под воздействием избыточного давления произойдёт разрыв сплошности массива и формирование нового канала ухода бурового раствора. В этом случае поглощение может установиться на определенной интенсивности или иметь плавно нарастающие (затихающий) характер. Это будет определяться параметрами раствора (вязкость, наличие кольмататнтов) и циркуляции, а также особенностями залегания массива горных пород и склонности их к формированию новых каналов ухода для жидкости.
После остановки циркуляции в таком случае, обычно, происходит продолжение поглощения, поскольку в результате разрыва пород происходит формирование нового канала ухода. Невозвратные потери бурового раствора в данном случае наиболее высоки.
Часть 8
Стадии развития поглощения без циркуляции
Важно осознавать, что самопроизвольно поглощение не может возникнуть без циркуляции. Поскольку, если на забой и на открытую часть ствола без циркуляции действует гидростатическое давление. Если первоначально от гидростатического давления не возникло поглощение, то в дальнейшей перспективе оно и не должно возникнуть. Таким образом, для начала поглощения нужна отправная точка, в качестве которой можно определить – забойное давление при циркуляции (другими словами, действие ЭЦП на ствол скважины).
Предположив, что мы рассуждаем относительно «отправной точки» в виде циркуляции, можно сделать вывод, что она может быть выражена в трех вариациях:
- Раскрытие и очистка имеющихся пор и трещин при циркуляции;
- Формирование новых проводящих каналов (разрыв пласта);
- Совокупное действие от раскрытых пор и трещин и сформировавшихся новых проводящих каналов.
Ситуация 1 (раскрытие и очистка имеющихся пор и трещин при циркуляции): при циркуляции естественные поры и трещины в пласте раскрываются и, если в этот момент, отключить насос, то гидростатическое давление может обеспечить незначительный уход бурового раствора в околоствольное пространство. Это будет, прежде всего, обусловлено степень раскрытости и «прочистки» естественных пор и трещин в процессе циркуляции, а также тем, насколько они сильно сомкнуться после отключения циркуляции.
Ситуация 2 (формирование новых проводящих каналов (разрыв пласта)): если при циркуляции были сформированы новые проводящие каналы, то вполне логично, что после остановки работы насоса поглощение продолжится до того момента, пока градиент гидростатического давления не выровняется с градиентом поглощения новообразованных каналов.
Ситуация 3 (Совокупное действие от раскрытых пор и трещин и сформировавшихся новых проводящих каналов): если при циркуляции были раскрыты имеющиеся каналы и сформированы новые проводящие каналы, то после остановки работы насоса поглощение продолжится до того момента, пока градиент гидростатического давления не выровняется с итоговым градиентом поглощения естественно раскрытых и новообразованных каналов.
Степень снижения интенсивности поглощения после отключения циркуляции будет зависеть от первоначальной скорости циркуляции, а также от того, насколько поры и трещины (естественные и новообразованные) сомкнулись после отключения насоса и снижения давления.
Во всех случаях результирующим параметром поглощения будет статический уровень бурового раствора в скважине.
|
