Для качественной и полной изоляции или ликвидации зоны поглощения необ- ходимо определить:
1) Местоположениепласта;
2) Интенсивностьпоглощения;
3) Размеры сечения каналов впласте.
2.3.1. Определение местоположения интервалапоглощения
Различают промыслово-геофизические и гидродинамические методы опреде- ления местоположения поглощающих пластов.
Промыслово-геофизические исследования
1) Электротермический: бурильную колонну без долота спускают выше интер- вала поглощения, закачивают раствор, прекращают закачку, через трубы спускают электротермометр и делают запись температуры по стволу скважины. На верхней границе интервала поглощения должен быть скачок температуры. Метод наиболее эффективен, когда имеются значительный температурный градиент и большая интен- сивность поглощения. Однако, данный метод не всегда позволяет определить чёткие границы поглощающегопласта.
2) Резистивиметрический: измеряют удельное электрическоесопротивление (УЭС) бурового раствора, затем спускают колонну БТ, закачивают порцию засоленной воды (с минерализацией выше пластовой), снова замеряют удельное электрическое со- противление через 15 мин. В интервале поглощения произойдёт изменение УЭС. Отли- чается простотой исполнения и даёт довольно чёткие границы интервалапоглощения.
3) Стандартный электрический каротаж: замеряется кажущееся удельное со- противление пород (КС) и естественный потенциал скважины (ПС). При обнаруже- нии поглощающего пласта отмечается резкое изменение КС и ПС. Достаточно простой метод и позволяет достаточно точно определитьграницы.
4) Радиоактивный каротаж: включает гаммо-каротаж (ГК) и нейтронный гам- мо-каротаж (НГК). Поглощающий горизонт характеризуется пониженной гаммо- активностью. В целом надёжность ГК и НГКневелика.
|
|
5) Фотокаротаж: позволяет дополнительно определить форму и размер погло- щающих каналов. Фотографирование осуществляется в сухих или заполненных чи- стой прозрачной водой скважинах, что является основным недостатком этого метода. Кроме этого, очень дорогойметод.
6) Кавернометрия: используется как составная часть других методов исследо- ваний поглощающих горизонтов. Позволяет определить зону разрушенности зоны по- глощающегопласта.
Гидродинамические методы исследования
Сущность заключается в измерении расхода потока жидкости, движущейся по скважине. Прибор спускается в скважину, на верхней границе интервала поглощения и вниз скорость уменьшается, а на нижней границе равна нулю. Расходомеры позво- ляют определить глубину залегания и мощность поглощающего горизонта, число по- глощающих зон, характер их взаимодействия.
Технология расходометрии несложна, а затраты времени на её проведение не- велики. На сегодняшний день разработан целый ряд расходомеров:
1) Расходомеры конструкции УфНИИ серии РГД (расходомеры глубинные ди- станционные): РГД-3, РГД-4, РГД-5, РГД-6. Имеют сложную конструкцию, значи- тельные диаметры и не приспособлены для работы в загрязнённыхжидкостях.
2) Расходомер конструкции Тат НИИ РГД-36 с управляемым пакером. Малога- баритен, имеет достаточно высокую точность измерения. Однако, имеет сложную конструкцию и не приспособлен для работы в загрязнённыхсредах.
3) Расходомеры конструкции ВНИИнефтепромгеофизика серий ДГД и РГТ-М. Малогабаритны и удобны вэксплуатации.
|
|
4) Расходомер конструкции Западно-Сибирского геологического управления РСТ-3СГУ. Используется в основном в разведочномбурении.
5) Расходомер конструкции Уральского геологического управления ТСР34/70-ЭМ.
Используется в основном в разведочном бурении.
6) Расходомер конструкции Донбассантрацитовского управления ДАУ-3М. Ис- пользуется в основном в разведочномбурении.
7) Зарубежные конструкции расходомеров выпускаются фирмами:«Хамбл»,
«Шлюмберже», «Нобель Ойл».
2.3.2. Интенсивностьпоглощения
Под интенсивностью поглощения понимается расход жидкости в пласт при установившемся давлении (Q при Р).
Существует несколько способов исследования:
1. Способпрослеживания заизменениемуровняжидкости(применяетсяпри
Нст > 30м), где Нст – расстояние от устья до глубины статического уровня.
2. Способ исследования скважин способом установившихся нагнетаний. Различают и другие методы исследования пластов (например спакером):
1. Способ прослеживания за изменением уровня жидкости, который применя- ется при Нст > 30 м (Нст. – расстояние от устья до глубины статического уровня рас- твора в скважине). Порядок проведенияопераций:
1) Поднимается бурильный инструмент и по истечении некоторого времени дважды (с разрывом 15-20 мин.) определяют уровнемером положение Нст.
2) Спускают бурильные трубы на 5-10 м ниже Нст.
3) Через затрубное пространство с помощью бурового насоса скважина запол- няетсяжидкостью.
4) В момент прекращения подачи жидкости включается секундомер и датчик уровнемера спускается втрубы.
|
|
5) Замеры производятся через 5-10 м, причём фиксируется момент прохожде- ния уровня через датчик, о чём сигнализирует в зависимости от конструкции уровнемера либо лампочка, либо стрелка амперметра, либо снижение веса поплавка. Замеры прекращаются при подходе уровня к Нст.
6) Результаты замеров записываются в таблицу2.4.
Графы 1, 2 и 4 таблицы 2.4 заполняются в процессе проведения исследований. Для построения индикаторной линии Q = f( D P) определяются избыточное дав-
ление на пласт и соответствующий ему расход жидкости.
Избыточное давление на пласт определяется по формуле:
D P =r · g · (Нст. – Н о), (2.8)
где r – плотность бурового раствора,кг/м3;
Но – расстояние от устья до середины замеряемого интервала падения уровня, м. Расход жидкости определяется по формуле:
Q = 0,785 · Dскв. 2 · hi/ti, (2.9)
где Dскв. – диаметр скважины в интервале нахождения уровня,м;
hi – снижение уровня за время ti, м.
В общем виде зависимость Q = f( D P) представляется в следующем виде:
Q=k 1 · D P 1 / 2 +k 2 · D P+k 3 · D P 2, (2.10)
где k 1, k 2, k 3 – эмпирическиекоэффициенты.
Первое слагаемое уравнения (2.10) соответствует мелкопористым породам, второе – среднепористым, третье – трещиновато-кавернозным.
Полученные значения заносятся в таблицу 2.4, на основании которой строится индикаторная диаграмма Q = f( D P) (рис. 2.1).
Таблица 2.4 – Данные к построению индикаторной диаграммы
Нст. = 120 м; Dскв. = 0,406 м; r = 1 200 кг/м3
| Интервал замера, м | Расстояние от устья до середины интервала Но, м | Время падения уровня ti | Величина снижения уровня hi, м | Расход жидкости Q, м3/ч | Избыточн давлени на пластD P, | ое е МПа | |
| от | до | мин-с | ч | ||||
| 15-30 | 0,258 | 5,02 | 0,77 | ||||
| 17-45 | 0,296 | 4,37 | 0,65 | ||||
| 19-00 | 0,317 | 4,08 | 0,53 | ||||
| 21-00 | 0,350 | 3,70 | 0,41 | ||||
| 25-30 | 0,425 | 3,04 | 0,29 | ||||
| 35-00 | 0,583 | 2,22 | 0,18 | ||||
| 50-30 | 0,842 | 1,54 | 0,06 |
По форме кривой индикаторной диаграммы можно судить о типе пластов. Об- ласть 1 соответствует мелкопористым породам, 2 – среднепористым, 3 –трещиновато- кавернозным (рис. 2.1).
8
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
Избыточное давление, МПа
Рисунок 2.1 – Индикаторная диаграмма
2. Исследование скважин способом установившихся нагнетаний (Нст £ 30м).
1) Определяется статическийуровень.
2) Скважина доливается до устья и закрываетсяпревентор.
3) В затрубное пространство закачивается буровой раствор с постоянной про- изводительностью до получения установившегосядавления.
4) Меняютпроизводительностьтакимобразом,чтобыдавлениеизменилосьв
1,5-2,0 раза.
5) Закачки повторяются не менее чем при 3-4 расходахнасоса.
6) Результаты исследований заносятся в таблицу2.5.
Таблица 2.5 – Результаты исследований
| № режима | Расход жидкости, л/с | Давление нагнетания Рн, МПа | Расход жидкости, м3/ч | Избыточное давление D Р, МПа |
Избыточное давление определяется по формуле:
D Р = Рн –r · g · Нст. (2.11)
Ликвидация поглощений
2.4.1. Снижение плотности бурового и тампонажногорастворов
Снижение плотности бурового и тампонажного растворов способствует сниже- нию гидростатического и гидродинамического давлений, а следовательно интенсив- ности поглощения. Однако, следует отметить, что к уменьшению плотности промывочной жидкости следует относиться с особой осторожностью, особенно при наличии в необсаженном стволе напорных пластов и неустойчивых пород. Снижение плотности бурового раствора достигается насыщением его воздухом (аэрацией) или разбавлением водой.
Аэрация раствора возможна двумя способами: компрессорный и бескомпрес- сорный. Первый способ предопределяет использование сжатого воздуха и его закачку от компрессора через специальные устройства в нагнетательную линию насоса. Вто- рой способ предопределяет необходимость обработки бурового раствора поверхност- но-активными веществами (сульфонол, диталан), лигносульфонатами (ФХЛС, КССБ) и другими вспенивающими реагентами.
Следует отметить, что к разбавлению раствора водой следует подходить с осо- бой осторожностью, т. к. можно необратимо ухудшить качество раствора.
2.4.2. Применениенаполнителей
Наполнители предназначены для закупоривания пор и трещин, по которым в пласт перетекает жидкость. Действие наполнителя сводится к образованию в трещи- нах и порах пласта за счёт заклинивающего действия пробок (тампонов), которые с течением времени разрастаются и в процессе фильтрации раствора под действием пе- репада давления уплотняются. В качестве наполнителей используют отходы про- мышленного производства: опилки, слюду, целлофан, резину, древесину, асфальт и др. Наполнители разделяются на волокнистые, пластинчатые и зернистые (гранули- рованные), характеристика которых представлена в таблице 2.6.
Таблица 2.6 – Характеристика наполнителей
| Наполнитель | Характеристика закупоривающего материала | Фракционный состав | Концентрация, кг/м3 | Размер закупори- ваемых трещин, мм | |
| мм | % | ||||
| Бумажные волокна | Волокнистые | - | - | < 1,5 | |
| Целлофан | Пластинчатый | 0,5-1 1-1,5 1,5-3 3-5 5-7 7-10 | 2,5 | 1,3 | |
| Сено | Волокнистые | < 10 10-13 | 3,4 | 3,4 2,3 | 1,3 |
| Речной песок | Зернистый | 0,1-1 | 20-50 | 1,5-2 | |
| Слюда- чешуйка | Пластинчатый | 0,5-1 1-1,5 1,5-3 3-5 5-7 7-10 | 2,5-3 | 2,5 | |
| Опилки древесные | Волокнистый | 0,5-1 1-1,5 1,5-3 3-5 5-7 7-10 >10 | 0,5 1-1,5 | ||
| Перлит | Зернистый | 0,5 | 2,3 0,25 0,5 | 2,5-3 | |
| Резиновая крошка | Зернистый | 0,5-1 1-1,5 1,5-3 3-5 5-7 | 2,5 | ||
| Губчатая резина | Зернистый | 3-5 | < 6 | ||
| Зернистый известняк | Зернистый | 0,2 | 11-12 | 3-3,2 |
| Наполнитель | Характеристика закупоривающего материала | Фракционный состав | Концентрация, кг/м3 | Размер закупори- ваемых трещин, мм | |
| мм | % | ||||
| Зернистая пластмасса | Зернистый | 0,2 | 5,5-6 | ||
| Кордовое волокно | Волокнистые | 0,5-1 1-1,5 1,5-3 3-5 5-7 7-10 >10 | > 6 | 5-6 | |
| Шлам буровой | Зернистый | 0,2-1,0 | 2-5 | - | 6-8 |
| Пакля строительная | Волокнистые | < 50 | - | 8-10 | |
| Керамзит | Зернистый | 0,5 | < 30 | < 20-25 |
Считается, что максимальные размеры частиц наполнителя должны быть в два ра- за меньше раскрытия трещин. Однако, из-за разнообразия форм частиц наполнителя и трещин такие рекомендации носят общий характер. Поэтому рекомендуется применять сразу несколько типов наполнителей с различными размерами, так как это оказывает наибольший эффект. Например, рекомендуется применять смесь гранулярных, волокни- стых и чешуйчато-пластинчатых наполнителей в соотношении 1: 1: 1. Объёмная кон- центрация наполнителей в жидкости рекомендуется 15-20%. В качестве жидкости намыва применяют глинистые растворы с фильтрацией более 40 см3/30мин.
Технология намыва наполнителя в пласт осуществляется следующим образом. Ввод наполнителей в буровой раствор осуществляется с помощью гидромешалки. Намыв наполнителей производят через открытый конец бурильных труб или через бурильные трубы с пакером (под давлением). Колонну бурильных труб спускают на 10-15 м выше кровли поглощающего пласта и с помощью буровых насосов или цементировочных агре- гатов начинают закачку наполнителя, который вымывают до появления циркуляции. По- сле появления циркуляции намыв прекращается и бурильные трубы спускают на 10-15 м ниже подошвы поглощающего пласта с восстановлением циркуляции для определения результатов намыва. Если ликвидировать поглощение не удалось, то операции по намыву повторяют с другими наполнителями. Если поглощение удалось ликвидировать, то целе- сообразно после закачки в пласт пачки раствора, приподнять инструмент и оставить сква- жину в покое на 4-8 часов. При промывке скважины раствором с наполнителем оборудование очистки бурового раствора необходимоотключить.
При намыве наполнителей через бурильные трубы с пакером, последний устанав- ливается на 20-30 м выше кровли поглощающего пласта. После намыва пакер освобож- дается и производится его спуск с промывкой ниже подошвы поглощающего пласта на 10-15 м с целью определения возможного образования пробки из наполнителей. Затем трубы поднимают и пакер устанавливают на прежнее место с последующим определе- нием приемистости пласта (эффективности намыва наполнителей). Если приёмистость пласта осталась без изменения, то намывают наполнитель большего размера.
При отсутствии сведений о размерах поглощающих каналов используют спо- соб последовательного намыва отдельных фракций наполнителей. Если после закачки 3-5 т наполнителя снизить интенсивность поглощения не удалось, то дальнейшее применение данного наполнителя нецелесообразно.
При полном поглощении применяют контейнерную доставку наполнителей или тампоны типа «мягких пробок». Тампон представляет собой концентрированную те- стообразную массу различных наполнителей, смешанных с глинистым или цемент- ным раствором. Объём тампона должен быть не менее 20 м3.
Довольно эффективен способ намыва наполнителей на глинистом растворе с флокулянтами и коагулянтами. В качестве коагулянта чаще всего используют хлор- ное железо, сернокислый алюминий, флокулянта – ПАА и другие акрилаты. Опти- мальная добавка флокулянта составляет, как правило, 0,01-0,05% от общего объёма раствора.
Рекомендуемые концентрации наполнителей в растворе должны составлять не более 30 кг/м3 при роторном способе и не более 5 кг/м3 при турбинном.
Ввод наполнителей в тампонажные растворы осуществляется в сухой цемент в цементировочно-смесительную машину через цементировочную воронку при затарке или непосредственно в приёмный чан ЦА. Обычно концентрация составляет 3-6%, иногда до 7-15%.
Намыв наполнителей обычно применяется при интенсивности поглощения ме- нее 100 м3/ч перед закачкой цементных растворов. При этом удаётся перекрыть наиболее крупные каналы поглощающего пласта. Поэтому очень часто в качестве наполнителя используют песок.
Общая и товарная характеристика отдельных наполнителей для предупрежде- ния и ликвидации поглощений представлена в приложении 2.
2.4.3. Установка силикатныхванн
Силикатные ванны применяются при поглощении с интенсивнистью до 40 м3/ч и при наличии в поглощающих пластах вод, содержащих соли поливалентных метал- лов. Силикатная ванна готовится из товарного водорастворимого силиката (жидкое стекло) или его водного раствора. Для борьбы с поглощениями в трещиноватых кол- лекторах добавляют ещё и глину, массовая доля которой составляет 5-10%.
2.4.4. Применение специальных методовбурения
а) бурение без выхода циркуляции на поверхность; б) бурение наравновесии;
в) бурение с продувкой;
г) бурение с плавающим столбом бурового раствора; д) бурение с применением двух растворов;
е) бурение с использованием полимеров;
ж) бурение с последовательной промывкой скважины нефтью и водой;
з) бурение с использованием буровых растворов с неконтролируемой фильтрацией. Бурение без выхода циркуляции на поверхность – эффективно при достаточном количестве воды на буровой для замены бурового раствора, поглощенного пластом. Гидравлический режим промывки подбирается так, чтобы кусочки выбуреннойпоро-
ды достигали зоны поглощения и кольматировали её.
Бурение с плавающим столбом бурового раствора осуществляется водой с за- качиванием в скважину через затрубье глинистого раствора. Применяется при доста- точном запасе воды для приготовления раствора и отсутствии в разрезе напорных пластов.
Бурение с применением двух растворов осуществляется на облегчённом рас- творе (на равновесии), а при СПО переходим на более утяжелённый раствор, чтобы давление в скважине равнялось пластовому.
Неконтролируемая фильтрация обеспечивается коагуляционно-флокуля- ционными процессами, что приводит к снижению проницаемости фильтрационных каналов за счёт осадконакопления. Например, при добавлении в буровой раствор ги- пана и его контакте с минерализованной пластовой водой, содержащей хлорид каль- ция, получается целлофан, а при контакте ГПАА – каучук. Полученные компоненты рекомендуется использовать при малоинтенсивных поглощениях.
2.4.5. Применение различных тампонажных смесей для установкимостов
Тампонажные смеси должны обладать рядом свойств:
а) удовлетворительной подвижностью на период транспортирования от днев- ной поверхности до зоны поглощения;
б) возможно меньшей плотностью;
в) способностью при растекании по трещинам зоны поглощения быстро загу- стевать и превращаться в практически непроницаемое твёрдое тело;
г) не растекаться далеко от скважины по кавернам и не разжижаться пластовой водой.
В качестве тампонажных смесей применяются растворы на основе неорганиче- ских вяжущих, полимеров и на глинистой основе. Состав тампонажных смесей и рас- ход реагентов и материалов на одну операцию представлен в таблице 2.7.
Таблица 2.7 – Расход материалов при различных изоляционных работах
| Вариант ликвидации поглощений | Расход материалов на одну операцию | |
| Наименование материала | Количество | |
| Цемент CaCl2 | 20 т 0,75 т | |
| Цемент ВОЛ | 17 т 0,85 т | |
| Цемент ПАА (8%-ной концентрации) Na2CO3 CaCl2 | 20 т 0,5 т 0,12 т 1,0 т | |
| Цемент Гипан (10%-ной концентрации) CaCl2 | 20 т 0,2 т 1,0 т | |
| Цемент Глинопорошок CaCl2 | 15 т 5 т 1 т | |
| Цементный раствор (ρ = 1,35 – 1,45 г/см3) Глинистый раствор (ρ = 1,18 – 1,20 г/см3) | 10 м3 10 м3 | |
| Дизтопливо Глинопорошок Цемент Жидкое стекло (30%-ной концентрации) | 3м3 3,6 т 1,5 т 0,3 м3 | |
| Дизтопливо Глинопорошок | 3,5 м3 4,5 т | |
| ПАА (8%-ной концентрации) NaOН или Na2CO3 Глинистый раствор (ρ = 1,18 – 1,20 г/см3) | 0,5 т 0,05т 0,12т 4,0 м3 |
| Вариант ликвидации поглощений | Расход материалов на одну операцию | |
| Наименование материала | Количество | |
| КМЦ или ОЭЦ Т-80 NaOH CuSO4 Вода | 0,2 т 0,1 т 0,2 м3 0,1 т 0,05 т 5 м3 | |
| Гипан (10%-ной концентрации) Глинистый раствор CaCl2 Глинопорошок | 4 м3 5 м3 1 т 2 т | |
| Гипан (10%-ной концентрации) Al2(SO4)3 CaCl2 | 6м3 0,2 т 0,32 т | |
| Глинистый раствор (ρ = 1,18 – 1,20 г/см3) ПОЭ (1%-ной концентрации) | 20 м3 2 м3 | |
| Глинистый раствор (ρ = 1,18 – 1,20 г/см3) ПАА марки DMP (0,5%-ной концентрации) | 20 м3 4 м3 |
Тампонажные смеси на основе неорганических вяжущих (твердеющие)
1. Быстросхватывающие смеси (БСС). Для их приготовления применяют стан- дартный портландцемент и ускорители сроков схватывания (хлористый кальций, кальцинированная сода, хлористый натрий, каустическая сода, жидкое стекло) в ко- личестве 1-5%, что позволяет получать БСС с началом схватывания 1-2 часа. При приготовлении БСС ускорители схватывания вводят в жидкостьзатворения.
2. Цементно-резиновый тампонажный раствор (ЦРТР). Обладает повышенной за- купоривающей способностью за счёт расширяющихся свойств и повышенной адгезии к породе. Приготавливается ЦРТР из тампонажного цемента и пенорезины путём смешива- ния сухих компонентов в смесителе в соотношении 95: 5. В зависимости от водоцемент- ного соотношения (0,6-0,8) получают тампонажный раствор плотностью 1 400-1 600 кг/м3. Тампонажный камень обладает повышенной деформационнойустойчивостью.
3. Полиакриламид-цементная паста (ПАЦП). Паста получается путём смеши- вания цементной суспензии, приготовленной на водном растворе ГПАА, и цементной суспензии на основе водного раствора хлорида кальция. Начало загустевания пасты 1-3 часа, начало схватывания 2,5-3,5 часа. Для повышения закупоривающих свойств состава рекомендуется добавлять в него до 1-2% бентонита или пенорезины (по весу сухогоцемента).
4. Гипано-цементная паста (ГЦП). Получается путём впрыскивания раствора ги- пана 10%-ной концентрации в цементную суспензию, приготовленную на чистой воде, и смешиванием полученной смеси с цементной суспензией, приготовленной на водном растворе хлорида кальция. Начало загустевания пасты 0,5-1,5 часа, начало схватывания 2,5-3,5 часа. Следует учитывать, что при введении гипана в цементную суспензию, со- держащую более 2% хлорида кальция, могут возникнуть затруднения из-за образова- ния в растворе резиноподобных полимерных сгустков полиакрилатакальция.
5. Гельцементные растворы приготавливаются из тампонажного цемента и глинопорошка путём смешивания сухих компонентов в соотношении 4: 1 или 3: 1 с последующим их затворением на воде, затворением цемента на глинистом растворе или затворением цемента на воде с последующим смешением с глинистымраствором.
Для снижения сроков схватывания добавляют ускорители. Гельцементные растворы имеют пониженную плотность и высокую скорость структурообразования.
6. Тампонажный раствор с высокой водоотдачей (ТРВВ). Обладает повышен- ной закупоривающей способностью за счёт увеличения степени дегидратации раство- ра при поступлении его в зону поглощения. ТРВВ приготавливается смешением цементного раствора плотностью 1,35-1,45 г/см3 и бентонитового раствора плотно- стью 1,18-1,20 г/см3 в соотношении 1: 2 или 1: 1. ТРВВ имеет большую вязкость и высокую водоотдачу, благодаря чему фильтрат перетекает в пласт, а проницаемая прискважинная зона закупоривается цементными и глинистыми материалами и наполнителями (пенорезина, целлофан). При приготовлении глинистого и цементного растворов добавляются наполнители и хлористый кальций. Следом за ТРВВ с целью получения прочного тампонажного камня приготавливают БСС, затворённую на вод- ном растворе хлоридакальция.
7. Соляро-цементо-бентонитовая смесь (СЦБС). Приготавливается на осно- ве дизельного топлива и имеет следующий состав: 1 000-1 200 кг глинопорошка, 300-500 кг цемента на 1 м3 дизельного топлива. При смешивании на забое СЦБС с водой или глинистым раствором в соотношении от 1: 0,5 до 1: 1 образуется не- растекаемая тампонажная паста, имеющая высокую пластическую прочность. Для сокращения сроков схватывания в СЦБС рекомендуется добавлять жидкое стекло не менее 30%-ной концентрации в количестве до 10%. При прокачивании смесь должна быть изолирована от продавочной жидкости буферными порциями (свер- ху и снизу) дизельного топлива не менее 1м3 каждая.
Тампонажные пасты на глинистой и полимерной основе
Пасты на полимерной и глинистой основе представляют собой высоковязкие тампоны (с растекаемостью менее 10 см), которые применяются для проведения предварительных операций по изоляции зон интенсивных поглощений с последую- щей закачкой БСС или как самостоятельные изолирующие смеси при низкой интен- сивности поглощения.
8. Соляро-бентонитовая смесь (СБС). Приготавливается следующим образом: на 1 м3 дизтоплива (нефти) 1,2-1,5 т глинопорошка. При прокачивании смесь должна быть изолирована от продавочной жидкости буферными порциями дизтоплива. При вытеснении СБС из труб в заколонное пространство прокачивают глинистый раствор в количестве 0,5-1,0 объёма смеси, в результате чего смесь быстро загустевает и через 15 минут приобретает пластическую прочность 40-60кПа.
9. Вязкоупругая смесь (ВУС) на основе ПАА. Получается путём смешивания 2%-ного водного раствора ПАА предварительно гидролизованного каустической или кальцинированной содой и глинистого раствора в соотношении 1: 2. Перемешивание компонентов осуществляется в течение 10-30 минут до получения однороднойсмеси.
10. ВУС на основе эфиров целлюлозы. Приготавливается следующим образом: в мерник ЦА заливают расчётное количество воды и Т-80, а затем засыпают КМЦ или ОЭЦ. Далее с помощью работы насоса ЦА «на себя» перемешивают смесь до полного растворения КМЦ (ОЭЦ). Затем в приготовленный раствор добавляют водный рас- твор каустической соды и сульфата меди и опять перемешивают. Перемешивание прекращается до момента резкого увеличения вязкостисмеси.
11. Глинистая паста с гипаном. Паста получается путём смешивания глинисто- го раствора, приготовленного на 15-20% водном растворе хлорида кальция, с раство- ром гипана 10%-ной концентрации. На буровой приготовление осуществляетсяс
использованием двух ЦА. В ёмкости 1-го готовят 5-6 м3 глинистого раствора с напол- нителями, в ёмкости 2-го заливают 4-6 м3 гипана. Компоненты смеси в равных объё- мах одновременно закачивают в скважину через тройник.
12. ВУС на основе гипана. Получается путём смешивания солей геля алюминия и товарного гипана в соотношении от 1: 1 до 1: 2. Смешивание компонентов осу- ществляется в нагнетательной линии при одновременной работе двухагрегатов.
13. ВУС на основе полиоксиэтилена (ПОЭ). Представляет собой пластинопо- добную массу с пластической прочностью до 10 кПа. Приготовление ВУС осуществ- ляется в одновременном закачивании в трубы через «стояк» буровым насосом глинистого раствора с наполнителем и агрегатом 1%-ного водного раствора ПОЭ в соотношении 10:1.
14. ВУС на основе японского ПАА марки DMP или DK-drill. Получается при одновременной подаче в трубы буровым насосом глинистого раствора через «стояк» и ЦА 0,5-1,0%-ного раствора ПАА в соотношении 5: 1 или 10: 1 в зависимости от качества глинистого раствора иПАА.
Эффективность изоляции улучшается, если в тампонажный раствор вводить некоторое количество наполнителей (опилки, скорлупа, резина и др.).
Общая и товарная характеристика наполнителей и тампонажных смесей пред- ставлена в приложении 2.
Изоляция поглощающих пластов
При планировании изоляционных работ рассчитывается объём смеси, опреде- ляют её состав и свойства, определяют способ доставки смеси к зоне поглощения, глубину спуска бурильных труб, место установки пакера, проводят расчёт параметров процесса изоляции и намечают мероприятия по безаварийному проведению изоляци- онных работ. Изоляционные работы в поглощающей скважине целесообразно начи- нать по мере вскрытия поглощающего пласта и углубления скважины ниже интервала поглощения на 5-10 м.
В случае вскрытия нескольких зон поглощения и при наличии межпластовых перетоков или газоводонефтепроявлений во избежание осложнения изоляционных работ тампонирование рекомендуется производить снизу с разобщением изолируемой зоны с помощью пакера.
Перед проведением изоляционных работ выбранная рецептура тампонажной смеси испытывается в лаборатории при соответствующей температуре. При этом определяется прочность смеси, растекаемость, сроки схватывания и загустевание по консистометру в течение заданного времени. До начала работ уточняют пластовое давление изолируемого пласта.
Буровой раствор, используемый для продавливания, должен быть стабилизиро- ван и перемешан. Плотность его должна равняться плотности бурового раствора в скважине или не превышать её на 0,02 г/см3.
Перед тампонажной смесью и после неё закачивают буферную жидкость (2-3 м3).В случае необходимости, перед задавливанием в пласт тампонажную смесь выдержи- вают в стволе скважины или в бурильных трубах. Одновременно на поверхности кон- тролируют пластическую прочность пробысмеси.
Количество тампонажной смеси, необходимой для изоляции зоны поглощения, зависит от диаметра скважины, интенсивности поглощения, мощности поглощающе- го пласта. Обычно количество смеси принимается равным пятикратному объёму ствола скважины в интервале поглощающего пласта.
В случае, если цементный мост отсутствует или оказался ниже кровли погло- щающего горизонта, то заливку повторяют с увеличением объёма тампонажной смеси на 30-50%.
При продавливании тампонажной смеси регистрируется давление по показани- ям манометра цементировочного агрегата. По значению давления в конце продавли- вания оценивают результат изоляционных работ. Если давление в конце продавливания смеси не выше 1,5-2,0 МПа, то интенсивность поглощения, как прави- ло, сохраняется в тех же пределах, что и до проведения изоляционных работ, если давление составляет 2,5-3,0 МПа, то после разбуривания цементного моста интенсив- ность поглощения уменьшается на 20-40%, а при давлении 3,5-4,0 МПа – на 80-90%. В тех случаях, когда давление в конце продавливания смеси выше 5 МПа, поглоще- ние после разбуривания цементного моста, как правило, ненаблюдается.
Способы закачки тампонажных смесей Доставка тампонажной смеси по бурильным трубам
При доставке тампонажной смеси до зоны поглощения по бурильным трубам наименьшее разбавление её жидкостью в скважине достигается при установке бурильных труб ниже зоны поглощения. В этом случае расчёт продавочной жидкости сводится к уравновешиванию затрубного давления с давлением в трубах. Если в процессе цементи- рования наблюдается выход бурового раствора, то это свидетельствует о том, что часть смеси поднялась в заколонное пространство. Тогда количество продавочной жидкости определяют с учётом равенства уровней смеси в бурильных трубах и в заколонном про- странстве. Количество поступившей в заколонное пространство смеси определяют по объ- ёму бурового раствора, вышедшего в период циркуляции.
Тампонажную смесь закачивают в скважину и задавливают в пласт в несколько приемов. Объём первой порции продавочной жидкости рассчитывается из условия, чтобы 1/3 тампонажной смеси вошла в поглощающий пласт.
После закачивания первой порции продавочной жидкости определяют устано- вившийся уровень.
Наличие избыточного давления после задавливания 1/3 части тампонажной смеси показывает, что смесь подобрана правильно.
Если избыточное давление (∆Р) отсутствует, то необходимо выдержать тампо- нажную смесь в стволе или бурильных трубах, в зависимости от места нахождения инструмента. Продолжительность остановки зависит от скорости изменения пласти- ческой прочности смеси, контролируемой по пробе. Если ∆Р = 0,1 – 0,5 МПа, то в за- висимости от типа смеси её выдерживают в стволе от 5 до 30 мин., а затем задавливают в пласт, оставляя мост высотой 20-30 м над кровлей зоны поглощения.
Если ∆Р = 0,5 МПа, то остановку делать не рекомендуется и смесь сразу же за- давливают в пласт из расчета получения 20-30 м цементного моста.
Изоляция зон поглощения с сохранением равенства давления в системе «скважина-пласт» (РДСП)
При выполнении изоляционных работ по способу РДСП перемешивание там- понирующей смеси с жидкостью затрубного пространства не происходит, а столб смеси в скважине и в пласте остаётся в состоянии равновесия. Достигается это пред- варительным снижением давления столба жидкости в затрубном пространстве ниже пластового на величину (∆Ру), равной разности давлений столба тампонирующей смеси и бурового раствора от открытого конца бурильных труб до подошвы зоны по- глощения (в интервале замещения бурового раствора тампонирующей смесью).
Весь процесс изоляционных работ делится на пять этапов:
1. Закачка в затрубное пространство облегчённой жидкости (вода, нефть или нефтепродукты) до появления статического уровня на устье и после закрытия превен- тора – до появления на устье расчётного давления(∆Ру).
2. Закачка в скважину тампонирующей смеси через бурильные трубы при за- крытых выкидах превенторов до подхода её к открытому концу бурильныхтруб.
3. Заполнение тампонирующей смесью ствола скважины от открытого конца бурильных труб до подошвы зоныпоглощения.
4. Закачка тампонирующей смеси в поглощающий пласт до выдавливания из бурильных труб всего объёмасмеси.
5. Восстановление пластового давления после окончания продавки, подготов- ка к подъёму бурильныхтруб.
После окончания продавки тампонирующей смеси и восстановления пластово- го давления открывают превентор и поднимают бурильные трубы с непрерывным до- ливом скважины буровым раствором.
Изоляция зон поглощения вихревымиустройствами
Вихревые устройства позволяют качественно изолировать зоны поглощения с использование эффектов закрученных потоков. Закрутка потока тампонажной смеси осуществляется благодаря тангенциальным каналам, имеющимся в корпусе устрой- ства, по которым жидкая смесь поступает в кольцевое пространство. При интенсив- ном вращении под воздействием центробежной силы происходит сгущение (снижение водоцементного отношения) тампонажной смеси в периферийной области кольцевого пространства. Устройство, формируя вращающий поток жидкости, созда- ёт дополнительное избыточное давление на стенки скважины, что способствует фронтальному и более равномерному поступлению смеси в поглощающий пласт, а также более эффективному замещению бурового растворацементом.
Технология установки мостов с помощью вихревых устройств следующая:
1. Наворачивают устройство к бурильной трубе с закреплением его машин- нымиключами.
2. Опускают устройство на 1 м ниже подошвы поглощающегопласта.
3. Обвязывают устье скважины с цементировочными агрегатами исмесителями.