CC BY
0
БУРЕНИЕ
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-80-83
УДК 622.24 I Научная статья
Разработка техники и технологии ликвидации зон поглощения с применением геосинтетической оболочки
Цинк А.А., Исаев А.А., Лисин А.А.
ООО УК «Шешмаойл», Альметьевск, Россия ¡[email protected]
Аннотация
Поглощения промывочной жидкости являются одним из самых распространенных видов осложнений при бурении скважин, что приводит к большим затратам. В мировой практике бурения имеются несколько эффективных методов предупреждения поглощений и борьбы с ними. В статье представлены результаты комплексной работы по обоснованному подбору технологии по ликвидации поглощения — УЛПЖ (геосинтетическая оболочка), показан принцип действия установки УЛПЖ, а также результаты внедрения на скважине.
Материалы и методы
Материалы: геосинтетическая оболочка, испытательный стенд. Методы: кавернометрия, геофизические исследования ствола скважины.
Ключевые слова
поглощения промывочной жидкости, каверны, трещина, строительство скважин, геосинтетическая оболочка
Для цитирования
Цинк А.А., Исаев А.А., Лисин А.А. Разработка техники и технологии ликвидации зон поглощения с применением геосинтетической оболочки // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 8. С. 80-83. РО!: 10.24412/2076-6785-2024-8-80-83
Поступила в редакцию: 01.10.2024
DRILLING
UDC 622.24 I Original Paper
Developing a technique and a method to remedy lost circulation zones with the use of a geosynthetic membrane
Tsink A.A., Isaev A.A., Lisin A.A.
Management company "Sheshmaoil" LLC, Almetyevsk, Russia [email protected]
Abstract
Drilling fluid loss is one of the most frequent types of well drilling problems which leads to high costs. There are several effective methods to prevent and control lost circulation that have been developed in the global drilling practice. The paper provides the results of a comprehensive work on substantiated selection of fluid loss control technology - FLC unit (geosynthetic shell), shows the entire process of FLCU installation, and presents the results of its implementation at the well site.
Materials and methods Keywords
Materials: geosynthetic membrane, test bench. drilling fluid loss, cavities, fractures, well construction, geosynthetics
Methods: caliper logging, wellbore surveying.
For citation
Tsink A.A., Isaev A.A., Lisin A.A. Developing a technique and a method to remedy lost circulation zones with the use of a geosynthetic membrane. Exposition Oil Gas, 2024, issue 8, P. 80-83. (In Russ). DOI:10.24412/2076-6785-2024-8-80-83
Received: 01.10.2024
Введение
Поглощения промывочной жидкости обычно наблюдаются при бурении ствола скважин в кавернозных, трещиноватых и пористых породах, а также в сильно дренированных продуктивных пластах. Поглощение происходит при движении бурового раствора в пласт, при этом объем циркулирующего раствора в процессе промывки уменьшается, что становится заметным по снижению
уровня в приемных емкостях циркуляционной системы.
При поглощении промывочной жидкости:
• нарушается циркуляция бурового раствора;
• ухудшается промывка скважины;
• увеличивается расход времени, материалов и реагентов на приготовление новых объемов раствора;
• нередки выбросы и фонтаны.
sa
Поглощение происходит, когда гидростатическое давление столба бурового раствора больше пластового. Поглощение промывочной жидкости — это одно из самых распространенных геологических осложнений при бурении. Удельный вес непроизводительных затрат времени и средств на предупреждение и борьбу с поглощениями занимает достаточно значительное время [1].
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ НОЯБРЬ 8 (109) 2024
Факторами, влияющими на возникновение поглощений при бурении скважин, являются:
• геологические (коллекторские свойства пласта, пластовое давление, тектонические нарушения, тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания);
• технологические (свойства бурового раствора, количество бурового раствора, качество бурового раствора, скорость спуско-подъемных операций, скорость проработки, остановки в процессе бурения) [2].
Известными методами борьбы с поглощением промывочной жидкости являются:
• снижение перепада давления между скважиной и пластом, поглощающим жидкость, или изменение параметров промывочной жидкости;
• изоляция от скважины пласта, поглощающего жидкость, закупорка каналов поглощений специальными материалами, цементными растворами и пастами;
• подбор рецептур очистного агента, в том числе газожидкостных смесей и пены;
• применение перекрывающих устройств, предотвращающих распространение тампонирующих смесей вглубь поглощающих каналов;
• перекрытие трещин и полостей с применением высокопрочных тканевых оболочек;
• ликвидация каверн и трещин с доставкой крупнокускового материала в зону поглощения;
• изоляция зон поглощений «потайной» колонной;
• бурение скважин в условиях катастрофического поглощения без выхода промывочной жидкости на поверхность [1]. Таким образом, ликвидация поглощения
промывочной жидкости в процессе бурения скважин является актуальной задачей.
Испытания установки ликвидации поглощения промывочной жидкости
В ООО УК «Шешмаойл» совместно с ООО «Нафта-Сервис» в ходе НИОКР
проводятся опытно-промысловые работы (ОПР) по разработке технологии и установки ликвидации поглощения промывочной жидкости (УЛПЖ) в процессе бурения, основанных на способе перекрытия каверн и трещин высокопрочной геосинтетической оболочкой, заполняемой тампонажным раствором и разбуриваемой после затвердевания.
На этапе работ по выбору материала оболочки по своим физическим свойствам и техническим характеристикам в качестве материала были приняты полипропиленовый и полиэфирный геотекстиль, используемый в строительстве очистных и гидротехнических сооружений, а также в изготовлении бурона-бивных свай.
В лабораторных условиях были проведены стендовые испытания образцов геосинтетических тканей на прочность избыточным давлением. В качестве образцов были приняты: тканый полипропилен с защитной пропиткой ПП 20, ПП 33, ПП 40 прочностью на разрыв 20 кН/м, 33 кН/м, 40 кН/м в продольном и поперечном направлениях и полиэфирный геотекстиль ПЭТ 100x50, ПЭТ 100x100 с прочностью на разрыв в продольном и поперечном направлениях 100x50 и 100x100 соответственно.
Стенд для проведения испытаний представляет собой устройство, состоящее из емкости для заполнения цементным раствором сверху, нижней плиты с отверстием для выхода раствора и верхней плиты со штуцером для присоединения внешнего источника давления. Между емкостью с раствором и нижней плитой располагался контрольный образец материала (рис. 1).
Получены следующие результаты испытаний образцов:
• ПП 20 давление разрыва Р = 50 кг/ см2, ПП 33 - Р = 55 кг/см2, ПП 40 - Р = 60 кг/см2;
• ПЭТ 100x50 давление разрыва Р = 100 кг/см2, ПЭТ 100x100 - Р = 120 кг/см2. По результатам стендовых испытаний
для дальнейшего проведения ОПР были изготовлены опытные образцы геосинтетической оболочки из материала ПЭТ 100x100
и ПП 33 наружным диаметром 600 мм и длиной 2,5 м.
На территории площадки бурения К.3285 АО «Шешмаойл» были проведены опытно-промысловые испытания (ОПИ) изготовленной геосинтетической оболочки (рис. 2). Цель работ заключалась в заполнении и испытании максимальным «разрывным» давлением опытного образца оболочки, проверке гарантированной возможности отфильтровы-вания воды через поры материала оболочки и надежности крепления оболочки к основанию испытательного стенда. Испытательный стенд представляет собой перфорированный патрубок, заглушенный с одного торца с закрепленной на нем оболочкой. Один конец оболочки закрепляется жестко, другой конец подвижен для компенсации расширения оболочки. Внутрь патрубка подается тампонаж-ный раствор через гибкий напорный рукав от подключенного цементировочного агрегата ЦА-320.
Заполнение «чулка» производилось буровым раствором плотностью 1 850 кг/м3 с добавлением фиброволокна в соотношении 0,7 кг на 1 т цемента. Объем закачанного в геосинтетической оболочке раствора составил 0,7 м3. При давлении Р = 10 кг/см2 произошел порыв крепления оболочки на испытательном стенде, оболочка при этом сохранила свою целостность. В ходе заполнения оболочки вода тампонажного раствора отфильтровывалась через поры материала.
Также в результате ОПИ установлено, что полипропиленовый геотекстиль ПП 33 обладает гораздо более жесткой структурой по сравнению с ПЭТ. При сужении «чулка» в месте его крепления к стенду образуется большое количество складок, которые являются концентраторами напряжений, приводящими к преждевременному повреждению материала.
По результату ОПИ была изготовлена мелкая партия оболочек диаметром 600 мм и длиной 10 м из полиэфирного геотекстиля ПЭТ 100x100 и пилотный образец УЛПЖ для проведения ОПР на бурящемся фонде скважин.
Рис. 1. Стенд для проведения испытаний материала Fig. 1. Material testing bench
Рис. 2. ОПИ на территории площадки бурения К.3285 АО «Шешмаойл»
Fig. 2. Pilot field tests at the drilling site K.3285 of "Sheshmaoil" JSC
Принцип работы УЛПЖ
Процесс работы УЛПЖ и установки геосинтетической оболочки в зоне поглощения представлен на рисунке 3. При вскрытии (рис. 3а) в процессе бурения зоны полного поглощения промывочной жидкости производятся геофизические исследования ствола скважины (ГИС) в интервале поглощающего пласта для уточнения границ высокопроницаемых пропластков и оценки состояния ствола скважины — кавернометрия (например, устройством типа «Профилемер — каверномер скважинный ПФ-73-М»). Учитывая габаритные размеры УЛПЖ и текущий пробуренный забой, при необходимости ниже подошвы высокопроницаемых пропластков для создания искусственного забоя производят установку цементного моста (ЦМ), ввиду принципа работы пилотного образца УЛПЖ от упора о забой.
Далее производится спуск УЛПЖ (рис. 3б) в кожухе на бурильных трубах до текущего забоя, при посадке отбивается уровень «0». Промывка осуществляется через открытый центральный канал. Подача промывочной жидкости (техническая вода удельным весом 1,02-1,16 г/см3) в бурильную колонну производится подсоединением ЦА-320.
Затем поднимается и отсоединяется (рис. 3в) ведущая труба («квадрат»), обеспечив доступ к муфте верхней бурильной трубы с буровой площадки. Внутрь колонны бурильных труб сбрасывается разбуриваемый шар для герметичного перекрытия промывочного канала. Обратно наворачивается «квадрат», УЛПЖ возвращается на уровень «0». Осуществляется приподъем УЛПЖ на инструменте от уровня «0» на высоту меньшую полной длины геосинтетической оболочки. Путем
плавного повышения избыточного давления тех. водой внутри компоновки производится срез установочного штифта УЛПЖ.
Обеспечивается выход внутренней рабочей колонны УЛПЖ (рис. 3г) с закрепленной на ней геосинтетической оболочкой до текущего забоя под действием силы тяжести. Элементы рабочей колонны выполнены из разбуриваемого алюминиевого сплава.
Производится закачка (рис. 3д) подготовленного тампонажного раствора, для улучшения армирующих свойств допускается добавление фиброволокна. Ввиду того что геосинтетическая оболочка обладает пористой структурой, происходит фильтрация тех. воды в высокопроницаемые пропластки (каверны), а тампонажный раствор остается внутри оболочки. Раскрываясь под действием тампонажного раствора, геосинтетическая оболочка заполняет кавернозный участок, образуя зону локального крепления. Сразу после закачки производится подъем наружного кожуха УЛПЖ на бурильных трубах.
После ожидания затвердевания тампонажного раствора (ОЗЦ) производится разбу-ривание (рис. 3е, ж) оставленных элементов и, при наличии, установленного цементного моста. В процессе разбуривания определяется характер циркуляции промывочной жидкости. По окончании разбуривания производятся повторно ГИС. Далее бурение выполняется по плану работ.
Внедрение УЛПЖ
Первое внедрение УЛПЖ произвели на скважине № 5052 куста 20103Д Глазовско-го месторождения АО «Геотех» 16.11.2022 г. при бурении скважины под кондуктор
Ду = 324 мм. Забой составлял 108 м, диаметр долота — 393,7 мм.
После сборки и спуска УЛПЖ провели изоляцию зоны поглощения цементной заливкой в объеме V = 3 м3 при давлении Р = 1-2 кг/см2. После ОЗЦ произвели раз-буривание компонентов рабочей колонны УЛПЖ, геосинтетической оболочки, установленного цементного моста, произвели установку обсадной колонны Ду 324.
Габаритные и присоединительные размеры УЛПЖ для скв. 5052:
• длина перекрываемого участка — 9,0 м;
• диаметр оболочки в раскрытом состоянии — 0,6 м;
• длина геосинтетичекой оболочки — 10,0 м;
• диаметр габаритный с кожухом — 187,7 мм;
• резьба присоединительная кожуха — З-122 ГОСТ 28487-90.
Итоги
Проведен анализ бурения скважин в Республике Татарстан, который показал, что затраты на ликвидацию поглощений очень значительные, поэтому выполнение работ по решению таких проблем очень актуально. Одно из решений нейтрализации влияния кавернозных пропластков при бурении скважин — использование установки ликвидации поглощения промывочной жидкости с применением геосинтетической оболочки, которая разбуривается на последнем этапе работ. Благодаря данной технологии снижаются трудоемкость и время работы буровой бригады, а, соответственно, затраты на бурение нефтяных скважин.
Выводы
• Разработана технология ликвидации поглощения промывочной
Рис. 3. Процесс установки геосинтетической оболочки в зоне поглощения Fig. 3. The process of installing the geosynthetic membrane at the lost circulation zone
82
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ НОЯБРЬ 8 (109) 2024
жидкости в процессе бурения, основанная на способе перекрытия каверн и трещин высокопрочной тканевой геосинтетической оболочкой, заполняемой тампонажным раствором и разбуриваемой после затвердевания.
• В лабораторных условиях проведены стендовые испытания образцов геосинтетических тканей на прочность избыточным давлением. Образцы показали способность выдержать давление до Р = 120 кг/см2.
• ОПИ на территории площадки бурения К.3285 АО «Шешмаойл» изготовленной геосинтетической оболочки показали способность оболочки к заполнению там-понажным раствором, сохранению заданной формы, отфильтровыванию воды через поры материала оболочки при заполнении.
• ОПР УЛПЖ на скважине № 5052 куста 20103Д Глазовского месторождения АО «Геотех» показали хорошие технические характеристики устройства. Внедрение на скважине привело к решению проблемы по ликвидации зоны поглощения.
Литература
1. Борьба с поглощением промывочной жидкости. URL: https://neftegaz.ru/ tech-library/burovye-ustanovki-i-ikh-uzly/141548-borba-s-pogloshcheniem-promyvochnoy-zhidkosti/ (дата обращения: 10.10.2024).
2. Третьяк А.Я., Савенок О.В., Рыбальченко Ю.М. Буровые промывочные жидкости: учебное пособие. Новочеркасск: Лик, 2014. 374 с.
Рис. 4. Внедрение УЛПЖ на скв. № 5052 Fig. 4. Implementation of FLCU at the well № 5052
Рис. 5. Кавернометрия на скв. № 5052 до внедрения УЛПЖ
Fig. 5. Caliper logging data of the well № 5052 prior to installation of FLCU
ENGLISH
Results
The analysis of wells drilling in the Republic of Tatarstan showed that the lost circulation treatment costs are very significant and therefore it is very urgent to address these issues. Among the solutions to mitigate the effect of vuggy interlayers while drilling wells is the use of Fluid Loss Control Unit (FLCU) that employs a geosynthetic membrane which is drilled out at the last stage of work. Owing to this technology, the labor intensity and working time of the drilling crew are reduced thereby reducing the cost of oil well drilling.
Conclusions
• Lost circulation treatment technology has been developed which is based on the method of bridging cavities and fractures with a strong fabric geosynthetic sleeve filled with cement slurry and
drilled out after hardening.
The strength of geosynthetic fabric samples were pressure tested using test benches in laboratory conditions. The samples showed the ability to withstand pressure up to P = 120 kg/cm2. The pilot field tests of the sleeve made of geosynthetic membrane at the drilling site K.3285 of "Sheshmaoil" JSC proved the capability of the sleeve to be filled with cement slurry, to retain the defined shape, to filter water through the pores of the sleeve material during filling.
The pilot operation of the FLCU at the well № 5052 of the cluster № 20103D of Glazovskoye field of "Geotekh" JSC has revealed good performance of the device. Its introduction at the well helped solve the problem of lost circulation zone.
References
l. Fluid loss control. URL: https:// neftegaz.ru/tech-library/
burovye-ustanovki-i-ikh-uzly/l4l548-borba-s-pogloshcheniem-promyvochnoy-zhidkosti/ (accessed: l0.l0.2024). (in Russ).
Tretiak A.Ya., Savenok O.V., Rybalchenko Yu.M. Drilling fluids: textbook. Novocherkassk: Lik, 20l4, 374 p. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Цинк Александр Александрович, ведущий инженер-конструктор конструкторской группы ОИиЭ, ООО УК «Шешмаойл», Бугульма, Россия
Tsink Aleksandr Aleksandrovich, lead design engineer at the design group of the department for innovations and examinations, Management company "Sheshmaoil" LLC, Bugulma, Russia
Исаев Анатолий Андреевич, к.т.н., главный специалист по инновационной деятельности, ООО УК «Шешмаойл», Альметьевск, Россия Для контактов: [email protected]
Isaev Anatoliy Andreevich, candidate of engineering sciences, chief specialist for innovations, Management company "Sheshmaoil" LLC, Almetyevsk, Russia Corresponding author: [email protected]
Лисин Андрей Александрович, ведущий инженер-конструктор конструкторской группы ОИиЭ, ООО УК «Шешмаойл», Бугульма, Россия
Lisin Andrey Aleksandrovich, lead design engineer at the design group of the department for innovations and examinations, Management company "Sheshmaoil" LLC, Bugulma, Russia
S3
