Архив метки: смесить

7.13. Измерение расхода многофазных сред

В расходоизмерительной практике довольно часто встречаются зада­чи, связанные с измерением расхода двух- или трехфазных сред. К наибо-

лее типичным промышленным средам относятся влажный пар, нефтега­зовые смеси, пульпы, пылеугольное топливо (смесь воздуха с угольным порошком), водогрунтовые смеси, низкокипящие криогенные вещества, поток которых в отдельных случаях представляет смесь жидкой, газооб­разной и твердой (шуги) фаз.

Трудности обеспечения приемлемой (в некоторых случаях довольно высокой, характеризуемой допускаемой погрешностью 2—3 %) точности измерения расхода таких сред обусловливаются множеством физических и технических причин, главные из которых — различие скоростей течения фаз через первичные преобразователи применяемых расходомеров (на­пример, сужающие устройства); неоднородность распределения фаз по сечению потока; значительные флуктуации скоростей, давлений и кон­центраций фаз.

Основными параметрами многофазных сред, определяющими отли­чительные особенности их движения по трубам и степень влияния указан­ных выше причин на точность измерения расхода, являются массовая концентрация фаз в потоке и их плотность. Вследствие этого, как прави­ло, приходится измерять расход таких сред в единицах массы (массовый расход) или объемный расход и плотности, фаз, что также вносит допол­нительные технические трудности.

Наличие значительных флуктуации параметров многофазных сред при их течении по трубам и каналам затрудняет, а в ряде случаев делает невозможным, измерение мгновенных или осредненных за малый проме­жуток времени значений расхода. Так, при движении газожидкостных смесей по трубам при некоторых концентрациях (относительном содер­жании) жидкой и газообразной фаз и определенных скоростях поток смеси приобретает „пробковый" характер (смесь движется в виде после­довательных „пробок" жидкости и газа, занимающих все сечение трубо­провода, — то только жидкость, то только газ). Естественно, при этом понятие мгновенного расхода смеси теряет смысл.

Вследствие отмеченного на практике в большинстве случаев измеря­ют средний (осредненный за достаточно большой промежуток времени — не менее 40—60 с) расход многофазных потоков.

Среди множества измерительных задач, возникающих в практике из­мерения расхода многофазных сред, можно выделить две наиболее ти­пичные:

1) измерение общего (суммарного) расхода среды (смеси);

2) измерение расхода отдельных компонентов (фаз) смеси, напри­
мер, сухой части влажного пара или твердой фазы во взвесенесущем по­
токе.

Каждая из этих задач решается своими специфическими технически­ми способами и приемами.

Так, для измерения общего (суммарного) расхода Мс диспергиро­ванных двухфазных сред (сухой пар + влага; воздух + угольная пыль и т. п.) наиболее распространены расходомеры с сужающими устройствами.

Как показали результаты теоретических и экспериментальных иссле­дований, рабочая формула измерений при этом (связь между расходом и перепадом давлений Ар на сужающем устройстве) имеет вид

Мс
= aePFo \f~2pc^F-               
(7.57)

Данная формула отличается от рассмотренных ранее уравнений мето­да переменного перепада давлений тем, что в нее входит коэффициент /3, зависящий в общем случае от массовой концентрации 7j тяжелой фазы (массовой доли тяжелой фазы в смеси), плотностей легкой рл и тяжелой рт фаз, геометрии сужающего устройства и скоростей течения фаз в при­емном преобразователе. Кроме того, сомножителем перед Ар в данную формулу входит плотность смеси

рс =———- !*_^— .                       (7.58)

.      14(1)

Если скорости легкой и тяжелой фаз при течении смеси через прием­ный преобразователь несущественно отличаются друг от друга (что ха­рактерно, например, для стандартных диафрагм, у которых участок су­жения при достаточно больших т очень короткий и вследствие этого час­тицы тяжелой фазы на этом участке почти не ускоряются), то в ограни­ченной области значений т\ [г\ < 0,2 — для влажного пара: 7? < 0,35 — для смеси воздуха с угольным порошком) коэффициент

Ъ = -^=Г-                         (7-59)

V   1-7J

Во многих случаях отношение рл1рт
много меньше 1. Так,для влаж­ного пара рл/рт = 0,001—0,005; для пылеугольного топлива это отноше­ние еще меньше.

Тогда на основании формулы (7.58)

Рс *     /"                                 (7.60)

1 v

и уравнение измерений (7.57) с учетом выражений (7.59), (7.60) преоб­разуется к виду

Мс
(1 — т?) = aeF0 V 2рлДр ‘.        (7.61)

Как следует из этой формулы, перепад давлений на диафрагме (при сделанных допущениях и в ограниченной области значений 7?) характери­зует лишь массовый расход Мл =Л/С(1 — 7?) легкой фазы. Этот вывод, подтвержденный экспериментально, объясняется тем, что при принятом равенстве скоростей легкой и тяжелой фаз энергия на ускорение тяже­лой фазы не затрачивается.

Таким образом, при использовании стандартной диафрагмы расход легкой фазы (сухой части влажного пара или воздуха для пылеугольно­го топлива) может быть определен по уравнению

7.13. Измерение расхода многофазных средМп
= aeF0 V 2рлДрд ,                (7.62)

где Дрд — измеренный перепад давлений при течении смеси; коэффици­ент расхода а принимается равным табличному значению.

При известной массовой концентрации тяжелой фазы щ полный рас­ход смеси

В случае, если тз неизвестна или изменяется в процессе измерений,
приходится определять ее по результатам измерения перепада давле­
ний на дополнительно устанавливаемых в поток смеси трубе или сопле
Вентури — Дрв. Отношение (или разность) Дрв и Дрд характеризует
часть энергии потока, затрачиваемой на ускорение твердой фазы при те­
чении смеси через трубу или сопло Вентури (напомним, что при течении
смеси через диафрагму ускорение твердой фазы практически не наблю­
дается) . Следовательно, данное отношение будет пропорционально содер­
жанию твердой фазы 7J.                

Для расчетов тз используют экспериментально-апробированную за-, висимость

&>   1 _„   = 77;         *>              (7.65)

где j30 — коэффициент, зависящий от свойств твердой фазы и геометрии применяемых сужающих устройств и определяемый путем опытной гра-. дуировки комплекта расходомеров.

Тогда в соответствии с формулой (7.65)

 ^,        ‘                  (7-66)

Таким образом, при измерениях расхода методом переменного пере­пада давлений двухфазных сред с неизвестной массовой концентрацией твердой фазы измеряют перепады давлений на двух последовательно уста­новленных сужающих устройствах (диафрагме и сопле или трубе Венту­ри), по формулам (7.61) и (7.66) рассчитывают расход легкой фазы и 7?, а затем по формулам (7.63) и (7.64) — общий расход смеси и расход твердой фазы. Расчетные операции при этом могут выполняться вычисли­тельными устройствами, сблокированными со вторичными преобразова­телями расходомеров.

Еще раз подчеркнем, что все изложенное справедливо для хорошо диспергированных двухфазных потоков с равномерной концентрацией фаз и в ограниченной области значений т].

Расходомеры переменного перепада давлений довольно часто приме­няют и для измерения расхода различных пульп и водогрунтовых смесей. Характерной особенностью данных сред является то, что плотности их легкой и тяжелой фаз мало отличаются друг от друга. В этом случае сум-

марныи расход смеси определяют по уравнению (7.57), в котором ко­эффициент (3 принимают равным единице.

Расход смесей твердой и жидкой (или газообразной) фаз измеряют комбинированными методами, основанными на определении общего объемного расхода смеси и содержания в ней твердой фазы. Объемный расход смеси измеряют при этом с помощью электромагнитных, ультра­звуковых, ядерно-магнитных и расходомеров других типов, приемные преобразователи которых не имеют выступающих внутрь потока эле­ментов. Расходомеры устанавливают на вертикальных участках трубо­провода для предотвращения скапливания более тяжелой фазы в нижней части сечения трубы.

Содержание твердой фазы определяют по показаниям радиоизотоп­ных концентратомеров, радиоактивных или компенсационных весовых плотномеров. Наибольшее применение находят весовые плотномеры, представляющие собой участок трубопровода с гибкими сочленениями, подвешенный на ленточных опорах. При изменении массы смеси, проте­кающей по данному участку, он перемещается в вертикальном направле­нии вместе с плунжером индуктивной катушки. Перемещение плунжера вызывает сигнал рассогласования, приводящий во вращение электро­двигатель. При этом изменяется натяжение уравновешивающей пружи­ны, что возвращает участок в исходное положение. Угол поворота элект­родвигателя, фиксируемый ферродинамическими преобразователями, является мерой плотности протекающего вещества..

Компенсационные весовые плотномеры в комплекте с электромаг­нитными расходомерами получили преимущественное применение для измерения расхода твердого топлива (угля, торфа) при его гидротранс­порте-

Расход пульп, сыпучих материалов, нефтегазовых смесей измеряют и массовыми расходомерами, в основном — кориолисовыми. Предпоч­тительное применение этих расходомеров объясняется тем, что измеряе­мая среда в приемном преобразователе кориолисовых расходомеров (см. рис. 78) движется перпендикулярно к оси вращения потока и вслед­ствие этого „кориолисовы" усилие и момент не зависят от распределе­ния фаз.

В заключение отметим, что совершенствование техники измерений расхода многофазных сред сдерживается отсутствием высокоточных об­разцовых стендов и установок, способных воспроизводить все характер­ные особенности течения таких сред (структуру потока, геометрию и распределение фаз). И хотя кое-какие сдвиги в этой области определен­но наметились, работы здесь „непочатый край".

Одной из перспективных отечественных разработок, восполняющих этот пробел, является созданная во Всесоюзном научно-исследователь-аком институте расходометрии (ВНИИР) исходная образцовая установ­ка, реализующая принцип смешения потоков жидкости и газа для вос­произведения и измерения параметров газожидкостных потоков (рис. 85). Установка работает следующим образом. Жидкость (вода) из резервуара 10 насосом 13 через систему стабилизации напора, состоящую из бака 8,

7.13. Измерение расхода многофазных сред

Рис. 85. Принципиальная схема образцовой газожидкостной установки

где поддерживается постоянный уровень жидкости, и воздушного реси­вера 7, подается в смеситель /. Расход жидкости регулируется задвиж­кой 11 и измеряется турбинным расходомером 12. Одновременно с этим компрессором 14 через ресивер 6, узел стабилизации расхода 5 и эжек­тор 2 в смеситель подается воздух. Расход воздуха регулируется задвиж­кой 3 и измеряется турбинным расходомером 4. Из смесителя газожид­костная смесь подается в испытательный участок, на котором устанавли­вается градуируемый или поверяемый расходомер 9, и затем сбрасывает­ся в резервуар 10, где она сепарируется (разделяется на газ и жидкость). Давление и температуру смеси контролируют при помощи измеритель­ных преобразователей, обозначенных на схемер и t соответственно.

Кроме того, для измерения действительной расходной концентрации и идентификации различных режимов течения смеси (дисперсного, разде­ленного, пробкового) установка снабжена емкостным измерителем ее диэлектрической проницаемости.

Метрологические исследования и аттестация установки показали, что осуществляя рассмотренный принцип смешения и используя для раздель­ных измерений расхода жидкости и газа индивидуально аттестованные турбинные расходомеры, возможно обеспечить воспроизведение и изме­рение расхода газожидкостных потоков с погрешностью, не превышаю­щей 0,8—1,С

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ

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 И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВПредупреждение поглощений

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ

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

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВПодбор компоновки бурильного инстру-

мента

Проведение

нром ежуточ ных промывок

Ограничение ско­рости спуско-поаьемных операций

Плавное восстанов­ление циркуляции

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВРисха.живание и вращение колонны перед пускам насоса

Регулирование ско­рости переработки

Регулирование ско­рости восходящего потока

Предотвращен не

образования

сальников

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВБурение отдельных и нтервал ов ротор­ным способом

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВРис. 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.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВКроме 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

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВРис. 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.