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.
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.
Мп
