Разнообразие геолого-технических условий в каждом нефтегазоносном районе обязывает изыскивать приемлемые способы предупреждения по­глощений. Все они связаны с регулированием давления, действующего на стенки скважины при выполнении в ней различных операций.

На рис. 8.4 указаны факторы, обусловливающие снижение гидроста­тического и гидродинамического давлений на стенки скважины с целью предупредить поглощения. Мероприятия сводятся к обеспечению мини­мального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в стволе скважины. Кроме того, в целях свое­временного предупреждения поглощения бурового раствора необходимо определить интервалы возможного поглощения. При подходе забоя к ин-

Предупреждение поглощений

	Снижение гид} дав.	юстатического гения
Снижение плотности циркулирующей про­мывочной .жидкости			Бурение "на равновесия "
	Примен ение обл егченн ых промывочных жидкостей
Естественные водные су спеши и			Эмульсионные растворы
Растворы С напол­нителями			Аэрированные жидкости
	Гаюобрашые агенты

Снижение гидродинами ческого давления

Регулирование структурно-механических свойств

Подбор компоновки бурильного инстру-

мента

Проведение нром ежуточ ных промывок

Ограничение ско­рости спуско-поаьемных операций

Плавное восстанов­ление циркуляции

Рисха.живание и вращение колонны перед пускам насоса

Регулирование ско­рости переработки

Регулирование ско­рости восходящего потока

Предотвращен не образования сальников

Бурение отдельных и нтервал ов ротор­ным способом

Рис. 8.4. Схема факторов, обусловливающих снижение гидростатического и гидродинамиче­ского давлений на стенки скважины

тервалам ожидаемого поглощения выполняют ряд профилактических меро­приятий: добавляют наполнители в буровые растворы, регулируют их плотности и структурные параметры, скорость спуска инструмента с целью максимально возможного снижения гидростатического давления. К опреде­лениям места поглощения статического уровня и подсчетам максимально допустимого давления на поглощающий пласт приступают чаще всего по­сле неудачных попыток ликвидации осложнения наиболее простыми мето­дами.

Б.К.  Грин  (США)  предложил комплекс и последовательность меро­приятий по ликвидации поглощений, которые состоят из восьми этапов.

1.      Подъем инструмента и ожидание. При появлении первых признаков
поглощения (за исключением внезапных полных потерь циркуляции) буре­
ние и циркуляцию растворов следует приостановить. Долото поднять на
безопасную высоту инструмента и оставить скважину в покое на 4 — 8 ч.
После этого возвратить долото на забой с соблюдением мер предосторож­
ности, обеспечивающих минимальное гидродинамическое давление на по­
роду.

2.      Уменьшение давления и улучшение качества бурового раствора. Ес­
ли после остановки бурения и ожидания поглощение не ликвидировано,
следует установить, можно ли восстановить циркуляцию путем снижения
общего давления на пласт и добавления в раствор закупоривающих мате­
риалов. При этом необходимо свести к минимуму повышение давления,
создаваемое механическим способом, а также за счет снижения плотности,

 

вязкости и статического напряжения сдвига раствора. Рекомендуется, кро­ме того, добавление в буровой раствор до 15 % ореховой скорлупы или мелкой слюды. Раствор, содержащий указанные наполнители, медленно прокачивают в скважину в течение одного-двух циклов его обращения.

3.  Периодическая закачка под давлением раствора заданной плотности
с закупоривающими материалами. В тех случаях, когда работы, предусмот­
ренные  1-ми 2-м этапами, не дают эффекта, рекомендуется тщательно
проанализировать обстановку, по возможности установить глубину погло­
щающего интервала, тип поглощающей породы, высоту столба жидкости в
скважине и скорость поглощения. Затем приступить к заготовке кашеоб­
разной глинистой массы, замешиваемой на соленой воде (при бурении с
соленым раствором) или на пресной (при бурении с раствором, приготов­
ленным на пресной воде).

В приготовленную смесь необходимой плотности добавляют закупори­вающие материалы, обязательно содержащие тяжелые, крупные, угловатые агрегаты для образования перемычки и хорошо калиброванные мелкие частицы для ее запечатывания. В связи с тем, что такая смесь обладает вы­сокой водоотдачей, после фильтрации из нее воды в пласте остается тяже­лая масса, заклинивающая трещины и укрепляющая пласт.

Для успешной изоляции поглощающего пласта в каждом случае необ­ходимо определить вероятный размер трещин, чтобы образовать перемыч­ку и перейти к проведению следующих мероприятий. При необходимости повторения заливок каждую последующую заливку следует производить с применением более крупных закупоривающих материалов. Оптимальный набор наполнителей должен включать частицы различных размеров для создания непроницаемых перемычек.

Доставив порцию такого раствора в поглощающий интервал, закрыва­ют плашки превентора и осторожно залавливают материал в пласт, после чего выдерживают скважину 4 —8 ч или до установления постоянного дав­ления.

4.  Определение места поглощения и вторичная задавка закупориваю­
щих материалов. Значительное число поглощений наблюдается выше баш­
мака колонны. Поэтому после первой или второй неудачной попытки лик­
видации поглощения целесообразно определить место ухода раствора.

Выбор метода зависит от конкретных условий и результатов исследо­вания скважины. После установления глубины залегания поглощающего интервала повторяют мероприятия, предусмотренные 3-м этапом (закачка под давлением вязких растворов, содержащих закупоривающие мате­риалы).

5.      Закачка в поглощающий интервал материалов, включающих круп­
ные частицы. Если закачка в зону поглощения смесей, содержащих заку­
поривающие материалы, не дает положительных результатов, не следует
продолжать попытки ликвидировать поглощение этими смесями. Необхо­
димо применить более крупный наполнитель. Кроме того, рекомендуется
проводить мероприятия, предусмотренные 4-м этапом.

6.      Применение закупоривающих материалов, включающих специально
подобранные по форме и размерам частицы. Если мероприятия, преду­
смотренные предыдущими этапами, не дали положительных результатов,
следует попробовать поднять из скважины буровой инструмент и затем
вновь спустить в нее бурильные трубы с открытым концом. Затем пригото­
вить смесь, содержащую крупные, угловатые материалы и специально об-

работанные крепкие частицы максимальных размеров, какие могут быть прокачаны насосами. Следует поддерживать однородность смеси, чтобы избежать закупорки бурильных труб (в особенности малого диаметра).

В районах, где в разрезе встречаются кавернозные пласты, для созда­ния первичной перемычки, которую затем можно было бы закупорить с помощью обычных закупоривающих материалов (бентонита или шлама), применяли крепкие мешки или картонные коробки с необкатанным камнем.

Так, в скважине на месторождении Квиндино (Техас) потеря циркуля­ции произошла на глубине 233 м
при бурении в кавернозном известняке. После того как для ликвидации поглощения безуспешно израсходовали 1940 м3 глинистого раствора и 9072 кг
наполнителя, в скважину бросили 23 мешка длиной 1,5 м и диаметром 13,3 см, а затем залили жидкую смесь, содержащую кусочки кедра, камышовое волокно и смолу. В результате циркуляция была восстановлена окончательно.

7.  Использование  быстросхватывающейся смеси  (БСС).  Если меро­
приятия, предусмотренные 1 — 6-м этапами, не дали ожидаемого результата,
то для закрытия пор и трещин поглощающего пласта следует применить
БСС, которые часто в таких случаях являются эффективными как в соче­
тании с закупоривающими материалами, так и без них.

Успешно применяются для изоляции поглощающих пластов следую­щие БСС: смесь дизельного топлива с бентонитом, соответствующим обра­зом залавливаемая в зону поглощения водой или буровым раствором, бы-стросхватывающая глинистая масса и раствор модифицированного це­мента.

8.  Спуск промежуточной обсадной колонны. В некоторых районах с
помощью мероприятий, описанных выше, ликвидировать поглощение ока­
зывается невозможным. В таких случаях останавливают бурение ниже зо­
ны поглощения и спускают промежуточную колонну.  Так,  например,  в
штате Флорида зона катастрофических поглощений, сложенная кораллами,
бурится без выхода циркуляции с забором морской воды, для чего прием­
ные шланги насосов опускают в море.

В Западном Техасе при прохождении зоны поглощения использовали буровой раствор. При этом бурение велось без выхода циркуляции, что, естественно, создавало опасность прихвата. Поэтому после выхода из по­глощающего пласта спускали промежуточную колонну.

Б.К. Грин также рассмотрел мероприятия по предупреждению погло­щений, причиной которых является уменьшение эквивалентного гидроста­тического давления (ЭГД) до значения пластового давления. Там, где зара­нее ожидаются поглощения, рекомендуется добавлять от 8,5 до 15 кг
мел­кой слюды и ореховой скорлупы на 1 м3 бурового раствора для закупорки микротрещин и предупреждения их развития. Помимо перечисленных ре­комендаций по профилактике поглощений предлагаются следующие.

1.      Регулирование плотности бурового раствора путем совершенствова­
ния очистки его от песка и частиц выбуренной породы с помощью химреа­
гентов, тщательного соблюдения правил химической обработки раствора и
его разбавления. Добавление в раствор нефти и при необходимости аэра­
ция его. Бурение с промывкой чистой водой.

2.      Регулирование реологических параметров бурового раствора (сни­
жение его вязкости и статического напряжения сдвига (СНС)). Однако не­
обходимо учитывать, что высоковязкие и высококоллоидные растворы спо-

собствуют ликвидации поглощений в маломощных пластах, сложенных не­сцементированным материалом.

3.       Ограничение скорости спуска инструмента, плавный пуск буровых
насосов и недопущение расхаживания инструмента.

4.       Улучшение конструкции скважин для избежания воздействия утя­
желенных растворов, применяемых при проходке нижележащих пород, на
вышележащие породы.

Указанные мероприятия на практике разрешили многие вопросы, свя­занные с предупреждением и ликвидацией поглощений, сократив их число на 50 — 90 %. Однако, по мнению Б.К. Грина, хотя рекомендуемые меро­приятия, безусловно, полезны, поглощение бурового раствора все еще яв­ляется одним из наиболее тяжелых осложнений при бурении скважин.

К.Д. Фримен описывает комплекс мероприятий, разработанных для предупреждения потери циркуляции при бурении скважин в конкретном районе — бассейне Анадарко (штат Оклахома). В этот комплекс мероприя­тий входят: обеспечение низкого содержания твердой фазы и низкой вяз­кости бурового раствора; осторожный, медленный спуск колонны или бу­рового инструмента; наличие достаточного зазора между бурильными тру­бами и стенкой скважины.

На месторождении Постл в результате проведения этих мероприятий время бурения каждой скважины сократилось в среднем на 5 сут, а стоимость бурового раствора — на 75 %. Такие же удовлетворительные ре­зультаты были получены и при бурении скважин на соседнем месторож­дении.

К материалам и технологии проводимых работ предъявляют следую­щие требования:

1) для удобства обращения и обработки строго определенного интер­
вала изолирующий агент должен представлять собой жидкость;

2)     обработка объекта изоляции должна сводиться к единому процессу
нагнетания, благодаря чему процесс изоляции упрощается, а вероятность
успеха увеличивается;

3)     образование пробки в интервале изолируемого пласта должно про­
исходить не сразу, чтобы не появилась преждевременно непроницаемая
перемычка, которая не позволит изолирующему объекту внедриться в изо­
лируемый пласт;

4)     изоляция должна быть устойчивой и долговременной;

5)     продолжительность остановки бурения после нагнетания агента в
пласт должна быть достаточно короткой;

6)     при реакции, влекущей за собой образование изолирующей пере­
мычки, не должно образовываться кислых побочных продуктов, способст­
вующих растворению карбонатных пород  (известняков  или доломитов),
которое может уменьшить эффективность изоляционных работ;

7)        химические реагенты,  используемые при изоляционных работах,
должны быть безопасными;

8)        возможность прихвата инструмента используемыми материалами
должна быть исключена;

9)        стоимость материалов и метода в целом не должна быть слишком
высокой.

Эти требования можно применить и к методам, и к материалам для ликвидации поглощений буровых растворов, добавив следующее.

В пункте 1 необходимо предусмотреть возможность использования за-

купоривающих материалов (наполнителей), взвешенных в жидкости, раз­меры которых не препятствуют закачке смесей буровыми насосами и не вызывают опасности закупорки бурильных труб.

Соответственно в пункте 3 следует сделать оговорку о том, что время образования тампонирующей пробки должно быть достаточно коротким, чтобы материал не мог уйти в пласт на значительное расстояние, что мо­жет резко снизить эффект обработки.

Применительно к изоляционным материалам и технологиям «Пан Америкен» добавила:

10)     изоляционный материал должен изолировать поглощающие пласты
при низких и высоких пластовых давлениях, при низких и высоких темпе­
ратурах;

11)     необходимо надежно закупоривать жесткие трещины, гравийные
отложения и высокопроницаемые объекты;

12)     эффект изоляции пласта не должен зависеть от степени и характе­
ра минерализации пластовых вод.

Эти требования следует иметь в виду при разработке соответствую­щих методов и материалов и их сравнительной оценке. Следует также от­метить, что эти требования не применимы в тех случаях, когда поглощения связаны с карстовыми пустотами больших объемов, наиболее эффективная изоляция которых может быть проведена с помощью спуска промежуточ­ной колонны или хвостовика.

Рекомендации по предупреждению поглощений, разработанные мно­гими отечественными и зарубежными исследователями, сводятся к сле­дующему:

1.  Регулирование свойств буровых растворов. Регулирование плотно­
сти бурового раствора за счет применения совершенной очистки его от
песка и частиц выбуренной породы. Использование буровых растворов с
низким содержанием твердой фазы, с низким предельным статическим на­
пряжением сдвига и с низкой вязкостью приводит к снижению давления
при спуске и подъеме труб.

Давление в раствор нефти и наполнителей с целью снижения его плотности и увеличения закупоривающей способности. Аэрация бурового раствора. Бурение с промывкой забоя технической водой, где позволяют геологические условия.

2.        Регулирование скорости спускоподъемных операций и других тех­
нологических операций,  проводимых в скважине  (скорость проработки,
промежуточные промывки и восстановление циркуляции и др.).

3.        Определение оптимального зазора между бурильными трубами и
стенкой скважины. За счет этого уменьшаются перепад давления в затруб-
ном пространстве и возможность сужения ствола скважины.

4.        Изменение конструкций скважин с целью избежать воздействия
утяжеленных растворов на необсаженную часть горных пород, склонных к
гидроразрыву.

Таким образом, профилактические меры по предупреждению погло­щений сводятся в основном к регулированию свойств буровых растворов и соблюдению технологических правил проводки скважин, направленных на снижение давления на стенку скважины.

Установлено, что трещины широко распространены в земной коре. В результате тектонических движений земной коры в горных породах обра­зуются трещины разрыва, скалывания и сжатия. Особо опасными в отно-

шении возникновения поглощений являются трещины разрыва, образую­щие каналы значительных сечений.

Наиболее трудно ликвидируемые поглощения возникают при разбури-вании сильно трещиноватых, иногда с наличием карстовых пустот, извест­няков и доломитов, карбонатных пород. Большинство карбонатных пород обладают так называемой «вторичной пористостью», которая возникает при циркуляции по первичным трещинам пластовых вод, обогащенных уг­лекислым газом. Карбонатные породы при этом растворяются, сечение трещин возрастает. Это связано также с процессом доломитизации извест­няков, который заключается в частичном или полном замещении в извест­няках кальция магнием. Образование вместо известняка СаСО3 доломита МдСО3
сопровождается сокращением объема вещества приблизительно на 12 %, что приводит к возникновению многочисленных трещин, облегчаю­щих циркуляцию воды по пласту.

Учитывая, что вскрытые скважиной горные породы поглощают буро­вой раствор только при условии превышения давления столба раствора над пластовым давлением и наличия достаточно высокой проницаемости пород, ликвидировать начавшееся поглощение можно двумя путями: первый за­ключается в снижении плотности бурового раствора, т.е. в уменьшении давления его столба, второй — в искусственном снижении проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), что затрудняет или вообще исключает проникновение бурового раствора в пласт.

Первый способ обычно применяют в районах, где для бурения сква­жин используют глинистый раствор различной плотности, а второй — в районах, где промывку скважин при бурении производят технической водой.

Снижение проницаемости ПЗП достигается за счет ввода в буровой раствор инертных наполнителей, которые проникают в трещины и каналы и блокируют пути ухода раствора в пласт, а также путем закачки в каналы ухода раствора тампонирующих смесей. Выбор способа снижения прони­цаемости ПЗП зависит от интенсивности поглощения бурового раствора пластом. Обычно интенсивность поглощения оценивают объемом (в м3) бу­рового раствора, уходящего в пласт в течение 1 ч, т.е. в м3/ч.

В настоящее время различают три категории интенсивности поглоще­ний проницаемыми пластами: 1 — малой интенсивности (до 10—15 м3/ч), 2 — средней интенсивности (до 40 — 60 м3/ч) и 3 — высокоинтенсивные (áîëåå 60 ì3/÷).

Среди высокоинтенсивных поглощений выделяют так называемые «катастрофические поглощения», к которым в настоящее время относят поглощения, не ликвидируемые обычными способами. Интервалы с такими поглощениями, как правило, перекрывают обсадными колоннами.

Ликвидируют поглощения малой интенсивности при помощи ввода в буровой раствор наполнителей: слюды-чешуйки, мелкой резиновой крошки (размеры частиц 1—5 мм), водной дисперсной резины (ВДР) и др. Из ука­занных наполнителей наименее известна ВДР, являющаяся продуктом дис­пергирования отходов резины в водной среде. Применяют ВДР как напол­нитель в количестве 5—10 % к объему бурового раствора для предупрежде­ния прихватов колонны труб.

Поглощения средней интенсивности устраняют путем закачки в по­глощающий пласт быстросхватывающихся смесей (БСС) с наполнителями. БСС цементные состоят из смеси двух цементов различного минерального

и химического составов, например тампонажного, глиноземистого и порт-ландцементов. Следует подчеркнуть, что обязательной составной частью БСС любого состава является глиноземистый цемент, изменением количе­ства которого регулируют сроки схватывания смеси цементов (табл. 8.1).

В качестве наполнителя используют кордное волокно (наиболее рас­пространенный наполнитель), резиновую крошку с частицами до 5 —8 мм и ряд других материалов.

Объем БСС выбирают на основе анализа промысловых данных по ли­квидации поглощений закачкой в пласты БСС по каждой конкретной пло­щади. Все виды тампонажных смесей после их приготовления закачивают в поглощающий пласт при помощи цементировочного агрегата (одного или нескольких) через спущенные в скважину до кровли пласта бурильные трубы с открытым концом и установленным пакером. При помощи пакера перекрывают затрубное пространство и продавливают БСС в пласт. Затем освобождают пакер и поднимают колонну бурильных труб до такого поло­жения, при котором ее нижний конец будет выше места установки пакера, чтобы исключить прихват труб схватывающейся БСС. Скважину выдержи­вают в покое в течение времени, необходимого для схватывания смеси. За­тем скважину опрессовывают, разбуривают цементный стакан, вновь оп-рессовывают ствол на определенное давление и, если скважина не погло­щает раствор, возобновляют бурение.

Высокоинтенсивное поглощение при наличии одного поглощающего пласта устраняют путем закачки в пласт «мягкой пробки» из наполнителей, с последующей задавкой в пласт тампонажной пасты. Объем «мягкой пробки» обычно составляет 20 — 40 м3. Получают эту пробку путем смеши­вания глинистого раствора или густого эмульсионного раствора (90 — 94 % воды, 5 — 9% дизельного топлива, 1 % эмульгатора) с возможно большим количеством наполнителя.

В качестве наполнителя используют: НДР (наполнитель дробленая ре­зина); ВОЛ (вулканизированные отходы латекса); ПУН (пластинчатый упру­гий наполнитель); НТП (наполнитель текстиль прорезиненный).

НДР выпускают трех марок: НДР-10, НДР-15, НДР-25 (размер частиц соответственно 10, 15 и 25 мм). Предназначены НДР для изоляции погло­щения в крупнотрещинной породе.

ПУН служат для изоляции крупных трещин и представляют собой пластинки из отходов резино-технических изделий, максимальный размер которых может достигать 75 — 80 мм.

ВОЛ и НТП предназначены для изоляции трещин среднего размера (размер частиц до 30 мм).

Для перевода «катастрофического» поглощения в обычное высокоин-

Таблица  8.1

Сроки схватывания различных смесей цемента

 

Содержание цемента в смеси, %	Сроки	схватывания, мин	Продолжитель-
тампонажного	глиноземистого	начало		конец	ность, мин
100		0	160		320	160
90		10	20		40	20
80		20	9		10	1
70		30	7,5		8,5	1
60		40	4		4,8	0,8
50		50	3		3,6	0,6

тенсивное применяют тампонажные смеси, обладающие высокой закупо­ривающей способностью.

В Татарии, например, используют разработанный во ВНИИБТ тампо-нажный раствор с высокой водоотдачей (ТРВВ). Высокая закупоривающая способность ТРВВ достигается за счет осаждения из раствора с помощью флокулянтов твердой фазы, включая наполнитель. Приготовляют ТРВВ смешиванием цементного раствора пониженной плотности (1,4—1,5 г/см3) с утяжеленным буровым раствором или глинистым раствором, содержа­щим наполнитель. Глинистые и цементные растворы смешивают в следую­щих соотношениях по объему: 0,5+2,0 к 1,0. Добавки флокулянтов ничтож­ны, например, добавка ПАА «Пушер» составляет всего 50 г
на 1 м3
смеси растворов. Использование флокулянтов — весьма перспективное направ­ление в изоляции поглощений. Флокулянты необходимо применять во всех случаях, когда используют смеси цемента и глины для борьбы с погло­щением.

БСС могут быть получены на основе специальных цементов — глино­земистого, гипсоглиноземистого и пуццоланового.

Глиноземистый цемент используют как добавку к тампонажному це­менту в количестве не более 10 — 20 % от массы смеси. При этом начало схватывания при В/Ц = 0,5 может быть снижено до 20 мин. Предел проч­ности при твердении в пластовой воде через 2 сут составляет 1,4—1,7 МПа. При вводе в глиноземистый цемент до 4 % фтористого натрия начало схва­тывания составляет до 35 мин, при этом растекаемость, плотность смеси и прочность камня изменяются незначительно. Гипсоглиноземистый цемент из-за высокой стоимости чаще применяют в смеси с другими цементами. Так, быстросхватывающуюся расширяющуюся смесь можно получить при добавлении 20 — 30 % гипсоглиноземистого цемента в тампонажный, при этом расширение камня составляет до 5 %. Для облегчения такой смеси в нее добавляют до 30 % диатомита с влажностью не более 6 %, при В/Ц = = 0,8 плотность 1,55 г/см3, а начало схватывания находится в пределах от 50 мин до 1 ч 25 мин. Расширяющийся быстросхватывающийся цемент с началом схватывания до 20 мин можно получить введением в глиноземи­стый цемент до 25 % строительного гипса.

Пуццолановый цемент получают добавлением к тампонажному цемен­ту активных минеральных добавок (опока, трепел, диатомит) в количестве 30 — 50 % от массы цемента. Для регулирования сроков схватывания ис­пользуют ускорители схватывания (хлорид кальция, кальцинированная сода и др.) в количестве 4 —6 % от массы сухой цементной смеси. Пуццолановые смеси отличаются более интенсивным загустеванием и меньшей плотно­стью (1,65—1,7 г/см3) по сравнению с цементными растворами без актив­ных минеральных добавок.

Гипсовые растворы. Для изоляции пластов с температурой 25 — 30 °С применяют смеси на основе высокопрочного строительного или водостой­кого гипса с добавлением замедлителей схватывания. Так как свойства гип­са заметно меняются во времени, необходимо перед проведением изоляци­онных работ сделать экспресс-анализ с целью корректировки сроков схва­тывания смесей. В качестве замедлителей схватывания применяют трипо-лифосфат натрия (ТПФН), тринатрийфосфат, КМЦ, ССБ и др. В табл. 8.2 приведены показатели свойств гипсовых растворов при атмосферных условиях.

Особенность гипсовых растворов — высокая скорость структурообра-

 

Таблица 8.2

Показатели свойств гипсовых растворов при атмосферных условиях

 

 

 

 

 

 

					Сроки схватывания,	Прочность
Тип гипса	В/Г	Добавка ТПФН, %	Плотность, г/см3	Растекае-мость, см	ч-мин	на сжатие через 4 ч,
					начало	конец	МПа
Высокопроч-	0,5	0,01	1,72	19,5	0-15	0-20	4,2
ный	0,5	0,03	1,72	20,5	0-25	0-30	4,5
	0,5	0,075	1,72	20,5	0-35	0-45	4,5
	0,6	—	1,66	24	0-17	0-20	3,9
	1	—	1,46	25	0-26	0-30	1
Строитель-	0,7	0,1	1,68	20	0-10	0-20	3,9
ный	0,6	0,5	1,68	18,5	0-40	1-00	3,7
	0,6	1	1,67	19	1-50	2-10	10
Водостойкий	0,6	0,1	1,65	22	0-15	0-25	3,8
	0,6	0,3	1,65	22	0-30	0-35	1,9
	0,6	0,5	1,64	22	0-40	0-50	1,3
	0,6	0,7	1,64	21	0-50	1-00	0,6

зования, причем они сохраняют это свойство при значительном содержа­нии воды. Снижение скорости структурообразования и нарушение проч­ности структуры происходят только при содержании воды более 160 % от массы сухого гипса. Цементные растворы более восприимчивы к повы­шенному содержанию воды, поэтому разбавление их в процессе тампони­рования отрицательно влияет на качество изоляционных работ. Хорошими физико-механическими свойствами обладают гипсовые растворы с добав­ками полимеров.

Гипсоцементные смеси. Положительными качествами цементного и гипсового растворов обладают гипсоцементные смеси, имеющие короткие сроки схватывания и твердения и дающие высокопрочный камень через 3-4 ч после затворения смеси.

Наличие минералов цементного клинкера способствует наращиванию прочности гипсоцементного камня при твердении в водных условиях, что выгодно отличает гипсоцементные смеси от гипсовых растворов. Прони­цаемость гипсоцементного камня через 4 ч после затворения не превышает (5÷9)-10~3
ìêì2, à ÷åðåç 24 ÷ — 0,5-10–3 ìêì2.

Гипсоцементные растворы приготавливают смешением гипса и тампо-нажного цемента в сухом виде с последующим затворением полученной смеси на растворе замедлителя или смешением раствора гипса, затворен­ного на растворе замедлителя, и раствора тампонажного цемента. В табл. 8.3 представлены свойства гипсоцементных смесей, полученных сме-

Таблица  8.3

Свойства гипсоцементных смесей, полученных смешением сухого гипса и цемента

 

	Замедлитель			Сроки схватывания,	Прочность
В/С			Плотность,	Растекае-	ч-мин	на сжатие
			г/см3	мость, см			через 4 ч,
	наимено­вание	содержа­íèå, %			начало	конец	МПа
0,6	—	—	1,72	24	0-10	0-15	1,4
0,6	ТПФН	0,2	1,72	24	0-20	0-30	1,1
0,6	ТПФН	0,3	1,72	24	0-25	0-35	1
0,6	ТПФН	0,4	1,72	24	0-40	0-50	0,8
0,6	ТПФН	0,5	1,72	25	0-40	0-50	0,7
0,5	ССБ	1	1,76	25	0-40	0-55	1,1
0,5	ГМФН	0,7	1,89	21	0-30	0-40	0,8

Таблица 8.4

Свойства гипсоцементных смесей, полученных смешением раствора цемента и гипса

 

 

 

 

Замедлитель	Плотность, г/см3	Растекае-мость, см	Сроки схватывания,  ч-мин	Прочность на сжатие через 4 ч, МПа
наименование	количество, % (от массы гипса)	начало	конец
ССБ ТПФН ТПФН ТПФН + ЫагСОз ТПФН + ЫагСОз	2 0,2 0,3 0,2+1 0,2+1	1,76 1,71 1,72 1,79 1,73 1,73	20 25 24 26 24 24	0-06 0-32 0-20 0-25 0-30 0-55	0-10 0-42 0-35 0-30 0-40 1-10	1,6 1,7 1,6 1 1,4 1,2

шением сухого гипса и цемента в соотношении 1:1, а в табл. 8.4 — смеше­нием раствора цемента и гипса в соотношении 1:1 (цемент Вольского заво­да, В/Ц = 0,5, гипс строительный, В/Г = 0,7).

Для предотвращения схватывания гипсоцементного раствора в бу­рильных трубах необходимо вначале закачать 1 м3 водного раствора замед­лителя, на котором затворяли гипс. Стойкость гипсоцементных растворов к разбавлению водой значительно выше, чем у цементных растворов. Резю­мируя сказанное, отметим:

1) кривые загустевания гипсоцементных смесей, так же как и кривые
пластической прочности, показывают, что переход от коагуляционного пе­
риода структурообразования к кристаллизационному происходит за не­
большой период;

2)      изменение температуры в пределах 10 — 50 °С оказывает существен­
ное влияние на процесс;

3)      увеличение содержания воды отодвигает начало загустевания сме­
сей, причем формирующаяся структура в процессе перемешивания разру­
шается только при В/Ц = 0,8 и выше;

4)      быстрое загустевание смеси даже при значительном содержании
воды (В/С = 0,8+0,9) свидетельствует о высоких тампонирующих свойствах
гипсоцементных смесей и выгодно отличает их от цементных растворов,
которые весьма чувствительны к разбавлению водой.

Так как гипсоцементные растворы имеют короткий период перехода от тиксотропной коагуляционной структуры к прочной конденсационно-кристаллизационной структуре, они могут быть рекомендованы для пере­крытия крупнокавернозных и сильнотрещиноватых поглощающих участков ствола скважины.

Перемешивание гипсоцементных смесей приводит к их загустеванию на время, несколько меньшее начала схватывания в статических условиях. Загустевание смеси свидетельствует о развитии в системе конденсационно-кристаллизационной структуры, дальнейшее перемешивание раствора при­водит к падению прочности получаемого гипсоцементного камня.

Глиноцементные растворы. Глиноцементные растворы готовят из там-понажного цемента, бентонита и ускорителей схватывания смешением су­хих компонентов с последующим их затворением или добавлением бенто­нита в цементный раствор. Наличие в смеси глинистых частиц способству­ет более быстрому росту структуры. Глиноцементные растворы менее чув­ствительны к воздействию бурового раствора. Бентонит снижает прони­цаемость тампонажного камня, уплотняет его структуру. Свойства глино-

Таблица 8.5

Свойства глиноцементных растворов с В/Ц = 0,5 и содержанием 4 % СаСЬ

 

 

 

 

Содержание глинопо-рошка на 100 массо-	Плотность, г/см3	Растекае-мость, см	Сроки схватывания, ч-мин	Прочность на сжатие через 24 ÷, ÌÏà
вых частей цемента, %	начало	конец
4 6 8 10	1,8 1,82 1,82 1,84	20,5 19,5 20 19	3-15 3-05 3-00 3-50	4-40 4-35 4-25 5-05	4,2 4,7 4,8 5

цементных растворов с В/Ц = 0,5 и содержанием 4 % СаС12 приведены в òàáë. 8.5.

Добавка к глиноцементной смеси 0,5 — 1 % сернокислого глинозема усиливает начальную подвижность смеси, повышающуюся также с увели­чением содержания бентонитовой глины.

Глиноземистые смеси с сернокислым глиноземом сохраняют стабиль­ные вязкостные свойства в течение времени, достаточного для их доставки в зону поглощения. Затем происходит интенсивный рост вязкости и смесь при заданном избыточном давлении продавливают в пласт.

Время прокачивания таких смесей составляет 80—100 мин, т.е. серно­кислый глинозем оказывает стабилизирующее действие на раствор в пери­од его прокачивания. Свойства глиноцементных растворов при температу­ре 75 °С приведены в табл. 8.6.

Для приготовления раствора цемент и глинопорошок засыпают в бун­кер цементосмесительной машины, а сернокислый глинозем растворяют в воде затворения.

Для изоляции зон интенсивных поглощений во ВНИИБТ разработан глиноцементный тампонажный раствор с высоким показателем водоотдачи (ТРВВ). Его готовят смешением в тройнике цементного раствора плотно­стью 1,35—1,45 г/см3 и бентонитового раствора плотностью 1,18 — 1,2 г/см3 в соотношении 1:2 (для более сложных зон поглощений в соотношении 1:1). ТРВВ имеет высокие вязкость и показатель фильтрации, в результате чего фильтрат уходит в пласт, а проницаемая прискважинная зона закупорива­ется цементными и глинистыми частицами и наполнителем, вводимым в раствор. Следом за ТРВВ закачивают обычный глиноцементный раствор, затворенный на водном растворе хлорида кальция.

Таблица  8.6

Свойства глиноцементных растворов при температуре 75 °С

 

Состав, массовая часть			Время насту-
			Наполнитель		Плот-	Расте-	пления пла­стической
Це­мент	Вода	Бенто­нит	на­имено-	количе-	Ускори­тель	г/см3	см	прочности, равной
			вание	ство				10 кПа, мин
100	90	20	Перлит	5	—	1,6	16	200
100	135	33	«	5	—	1,37	20,5	120
100	120	33	Керамзит	5	—	1,35	16	110
80	80	20	«	5	—	1,6	15	150
25	170	70	«	5	—	1,33	13	136
25	190	70	Перлит	5	—	1,24	13	144
48	140	47	«	5	—	1,31	14,5	198
70	90	30	«	—	0,7	1,51	18	105
60	100	40	«	—	0,6	1,46	14,5	120

Цементно-полимерные растворы получают при введении в цементные растворы полимерных добавок, что позволяет улучшить свойства как рас­творов, так и тампонажного камня. Высокая термостойкость, непроницае­мость полимеров улучшают соответствующие свойства цементных компо­зиций, их структурные свойства и изолирующую способность. Важное ка­чество таких растворов то, что их фильтрат обладает крепящими свойства­ми. Это способствует отверждению глинистой корки и сцеплению тампо­нажного камня со стенками скважины.

В б. ВНИИКРнефти разработана цементно-смоляная композиция ЦСК-1, состоящая из тампонажного камня с добавкой алифатической эпоксидной смолы ТЭГ-1 и отвердителя полиэтиленполиамина (ПЭПА). В табл. 8.7 приведены свойства ЦСК-1 на основе стерлитамакского цемента с отверди-телем ПЭПА в количестве 20 % от объема смолы (В/Ц = 0,5).

Для приготовления ЦСК-1 в воду затворения последовательно вводят смолу ТЭГ и отвердитель ПЭПА, а затем на этой жидкости затворяют цемент.

Растворы, приготовленные на углеводородной жидкости (чаще всего на дизельном топливе), приобретают высокую пластическую прочность по­сле замещения в них дизельного топлива водой. Инертность вяжущего ве­щества к дизельному топливу позволяет безопасно транспортировать рас­творы по бурильным трубам на значительные глубины. При контакте с во­дой происходит замещение дизельного топлива и раствор превращается в высоковязкую пасту. Прочность получаемого тампонажа зависит от кон­центрации вяжущего вещества. Для получения подвижного, легко прокачи­ваемого раствора при высоком содержании твердой фазы рекомендуется вводить в него креозол, кубовые остатки этилового эфира ортокремневой кислоты и другие ПАВ, которые способствуют также отделению дизельного топлива после закачивания смеси в пласт.

Наиболее часто в практике применяются соляроцементные, соляро-бентонитовые и соляроцементно-бентонитовые смеси.

Соляроцементные смеси содержат 30 — 40 % дизельного топлива, 0,5 — 1 % креозола и 6 % ускорителя (кальцинированной соды) от массы цемента. Для большей прочности цементного камня в состав смеси вводят до SO-SO % кварцевого песка.

Соляробентонитовые смеси (СБС) готовят плотностью от 1,1 до 1,3 г/см3
(на 1 м3
дизельного топлива 1 — 1,5 т бентонита). СБС после вы­теснения дизельного топлива водой быстро загустевают и через 15 мин приобретают пластическую прочность 40 — 60 МПа.

Таблица  8.7

Свойства ЦСК-1 на основе стерлитамакского цемента

 

 

Добавка			Время за-густевания	Прочность	через 2 сут,
ÒÝÃ, % (îò	Растекае-	Температу-	МПа	Газопроницае-
массы це-	мость, см	ðà, °Ñ				ìîñòü, 10 3 ìêì2
мента)			Ч-МИН	на изгиб	на сжатие
_	20	50	4-10	4,9	13,2	1,8
		75	1-35	6,4	17,3	0,8
1	21	50	2-50	7,3	20	0,2
		75	1-30	7	21	0,15
3	22,5	50	2-20	8	20,5	0,2
		75	1-30	7	21	0,15
6	23	50	1-50	6,4	16	0,03
		75	1-20	6,8	22	0,007

Соляроцементно-бентонитовые смеси (СЦБС) имеют следующий со­став: 1000—1200 кг бентонитового глинопорошка, 300-500 кг
цемента и 0,5 — 1 % ПАВ от массы смеси на 1 м3
дизельного топлива. При смешивании с водой или буровым (глинистым) раствором образуется нерастекаемая тампонажная паста с высокой пластической прочностью и вязкостью. Для снижения отрицательного воздействия на смесь пластовых вод до начала схватывания и повышения прочности тампонажного камня в СЦБС вводят 3— 10 % жидкого стекла (от массы цемента).

Растворы на углеводородной жидкости приготавливают в следующем порядке. В мерные емкости цементировочных агрегатов заливают расчет­ное количество дизельного топлива, в котором растворяют ПАВ. На этой жидкости затворяют бентонит, цемент или их смесь. При прокачивании через бурильные трубы смесь должна быть изолирована от бурового рас­твора верхней и нижней порциями дизельного топлива — по 0,5 м3, объем смеси не должен превышать 5 м3. После вытеснения смеси из бурильных труб в затрубное пространство прокачивают 0,5 — 1 % бурового раствора.

Образование плотного геля при соединении смеси с водой происходит благодаря тому, что она очень быстро абсорбирует воду. Образующийся в течение нескольких секунд гель вначале напоминает «замазку». Через не­сколько минут «замазка» превращается в густую, малоподвижную резино-образную массу, устойчивую к деформациям и перемещениям под дейст­вием сил, возникающих при перепаде давлений.

Содержащиеся в буровом растворе механические частицы (обломки выбуренной породы и т.п.) способствуют некоторому упрочнению обра­зующейся массы. Через два часа, особенно при высокой минерализации находящейся в зоне поглощения жидкости, загустевший материал напоми­нает по своим механическим свойствам обычный ластик из искусственной резины и обладает упругими свойствами, близкими к свойствам обычной корковой пробки. Для получения максимального количества геля необхо­димо, чтобы соотношение объемов исходной смеси и воды не выходило за пределы 8:1 — 1:1.

Для изоляции катастрофических поглощений используют специальные устройства типа УПП с эластичной оболочкой, разработанные во ВНИИБТ.

В наиболее тяжелых случаях интервал «катастрофического» поглоще­ния перекрывают обсадными трубами. Для изоляции высокоинтенсивных поглощений в ТатНИПИнефть разработаны специальные профильные пе-рекрыватели. Перекрыватель представляет собой продольно гофрирован­ную обсадную трубу, которую спускают в скважину на нужный интервал. Под действием внутреннего избыточного давления 5,0 — 6,0 МПа сечение трубы принимает круглую форму, и труба плотно прижимается к стенкам скважины, изолируя поглощающие каналы.

Проблема борьбы с поглощениями еще не решена в полной мере, по­этому расширение ассортимента наполнителей, новых высокоэффективных тампонажных смесей и других средств может существенно сократить за­траты времени и средств на ликвидацию поглощений.

В каждом отдельном случае рецептуру БСС разрабатывает лаборато­рия. Время от момента затворения до начала схватывания БСС должно быть рассчитано так, чтобы можно было успеть выполнить все операции от начала приготовления смеси до конца продавки ее в скважину. БСС можно закачивать в скважину через бурильные трубы. Конец бурильных труб следует устанавливать выше кровли поглощающего горизонта. Количество

продавочной жидкости принимается равным внутреннему объему спущен­ных бурильных труб, соответствующему их длине, за вычетом положения статического уровня и еще 50 м. Во избежание прихвата бурильных труб во время заливки их надо все время расхаживать.

Во многих нефтяных районах для борьбы с поглощениями промывоч­ной жидкости широко применяют пакеры различных конструкций, кото­рые герметизируют и разобщают затрубное пространство с целью:

а)  предотвращения разбавления тампонирующих смесей;

б)  возможности применения БСС с небольшими сроками схватывания;

в)  задавливания тампонирующих смесей в поглощающие каналы;

г)  определения места расположения пласта, поглощающего жидкость,
методом последовательных опрессовок ствола скважины;

д)  определения возможности замены воды глинистым раствором (осо­
бенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при
создании различных перепадов давления на пласты, поглощающие жид­
кость.

Кроме того, если вскрыто несколько погло­щающих пластов на различных глубинах, использо­вание пакера позволяет последовательно заливать цементный раствор снизу вверх без затраты време­ни на ОЗЦ (ожидание затвердения цемента), при этом предотвращается влияние поглощающих пла­стов друг на друга. Пакеры, применяющиеся при изоляции зон поглощений промывочной жидкости, подразделяют на две группы: многократного дейст­вия и разового действия (разбуриваемые). Пакеры разового действия оставляют в скважине на время твердения цемента или его смеси и затем разбури­вают вместе с цементным мостом.

По принципу действия пакеры многократного действия делят на гидравлико-механические, гидрав­лические и механические.

17-

Наиболее распространены пакеры гидравлико-механического действия. В качестве примера рас­смотрим гидравлико-механический пакер ТатНИИ ГМП-2 (рис. 8.5). Перед спуском пакера в скважину поршень 2 фиксируется в нужном положении вин­тами. Вывод плашек в рабочее положение осуществ­ляется давлением жидкости, а сжатие резинового элемента — весом колонны бурильных труб. Четыре плашки 8 насажены на общем кольце 9, которое опирается на четыре кулачка 17. Каждый кулачок крепится к плунжеру 11 двумя винтами. Плашка удерживается в транспортном положении двумя пружинами 10. Нижняя часть плунжера вставлена в

Рис. 8.5. Гидравлико-механический пакер ГМП-2:

1 — переводник; 2 — поршень; 3 — винт; 4 — головка; 5 — рези­новый элемент; 6 — конус; 7 — ствол; 8 — плашка; 9 — кольцо; 10 — пружина; 11 — плунжер; 12 — цилиндр; 13 — штифт; 14 — корпус клапана; 15 — переводник; 16 — шар; 17 — кулачок

цилиндр 12 и закреплена штифтами 13, которые предотвращают движение плунжера вверх при спуске пакера в скважину. Снизу в ствол пакера ввинчивается обратный клапан, предотвращающий обратное движение це­ментного раствора (смеси) после закачки его в зону поглощения под давле­нием.

После спуска пакера в скважину до нужной глубины в бурильные трубы при определенной производительности закачивается промывочная жидкость. Центральное отверстие клапана, создавая сопротивление движе­нию жидкости, вызывает повышение давления в стволе пакера. Под дейст­вием давления штифты 13 срезаются, и плунжер с плашками движется вверх. Конус отжимает плашки к стенкам скважины и при посадке (подачи вниз) бурильных труб плашки окончательно заклинивают пакер, а резино­вый элемент сжимается, разобщая зону поглощения от затрубного про­странства. Цементный раствор (смесь) закачивают в пласт, поглощающий жидкость, а пакер извлекают на поверхность. При подъеме его конус осво­бождает плашки, которые пружиной возвращаются в транспортное поло­жение. В манжетном разбуриваемом пакере ТатНИИ разобщение осущест­вляется при помощи четырех манжет, укрепленных на одном полом дюра­люминиевом стволе. Манжеты расположены так, что две средние из них образуют дополнительную камеру самоуплотнения. Жидкость под давлени­ем, попадая в камеру самоуплотнения, прижимает ее манжеты к стенкам скважины, что обеспечивает надежное разобщение полости скважины.

Пакер на бурильных трубах спускается до необходимой глубины, скважина промывается и затем в бурильные трубы бросают шар, который перекрывает отверстие в башмаке. Давление повышается, срезаются верх­ние штифты, кожух смещается вниз, освобождая манжеты. В зону погло­щения закачивают цементный раствор (смесь). Затем бросают пробку, ко­торая продавливается до пакера расчетным количеством жидкости. В конце продавки пробка садится в специальное гнездо в корпусе пакера, и давле­ние резко повышается. Вращением бурильных труб вправо переводник от­винчивается от корпуса, после чего поднимают бурильные трубы. Все ос­тавляемые в скважине детали пакера изготовляют из дюралюминия, и по­сле ОЗЦ они легко разбуриваются вместе с цементом.

Обратите внимание: